СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ВОДОНЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
PROCEDURE FOR DEVELOPMENT OF OIL-WATER DEPOSIT

Изобретение относится к области разработки нефтяных залежей и может найти применение при эксплуатации обводненного пласта.
7
Известен способ разработки водонефтяной залежи (патент РФ №2138625, МПК E21B 43/20, опубл. в бюл. №27 от 27.09.1999 г.), включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, отбор продукции из добывающих скважин, создание системы контроля и регулирования давления между нефте- и водоносной частями пласта, при этом давление в пласте поддерживают на уровне величин, обеспечивающих установление статического уровня в приустьевой зоне добывающей скважины, и периодически отбирают нефть с этой зоны.
Недостатком данного способа является его применение для эксплуатации скважин, расположенных в сводовой части нефтеносных структурных поднятий, когда в них еще остаются значительные нефтенасыщенные зоны, но происходит резкое уменьшение притока жидкости к скважине, что ограничивает эффективное использование способа.
7
Также известен способ добычи нефти из обводняющихся скважин и устройство для его осуществления (патент РФ №2228433, МПК E21B 43/00, опубл. в бюл. №13 от 10.05.2004 г.), заключающийся в подъеме газожидкостной смеси глубинным насосом, спущенным на насосно-компрессорных трубах, при этом с увеличением содержания воды в добываемой скважинной продукции и снижением рентабельности скважины изменяют режим притока и подъема добываемой скважинной продукции исходя из учета месторасположения скважины на структуре нефтеносной залежи, геолого-физических условий строения нефтяного пласта и характеристик насыщающих его жидкостей путем постепенного или скачкообразного изменения величины депрессии на нефтяной пласт с постепенным или резким уменьшением продукции из скважины против нефти, при которых обеспечивают меньшую скорость подъема пластовой воды по сравнению со скоростью подъема пластовой воды по сравнению со скоростью всплытия в ней нефти, имеющей меньшую плотность, а также за счет увеличения фронта вытеснения нефти и повышения давления в нефтяном пласте, как результат резкого уменьшения притока воды из пласта в скважину, причем когда эксплуатируемый скважиной нефтяной пласт состоит из нескольких пропластков, некоторые из которых обводнены, образуют у ствола скважины конус обводнения и обводняют добываемую скважинную продукцию всего пласта, обводненный пропласток изолируют от нефтеносного пакером, который устанавливают выше границы обводненного пропластка на менее проницаемой части, например верхнем нефтенасыщенном пропластке, уменьшают возможность вертикального движения нижней воды и обеспечивают ее беспрепятственное прохождение через скважину в зоне расположения пропластка, что способствует уменьшению отбора воды при сохраняющемся или увеличивающемся отборе нефти, происходящем за счет увеличения давления в нефтяном пласте, при этом когда нефтеносный пласт обводнен, но еще в нем имеются целики остаточной нефти, а при разработке пластовая продукция непрерывно движется, что способствует непрерывному разделению нефти и воды по их плотности и непрерывному их перемещению, вода в определенных условиях, оседая, постепенно занимает нижние части пласта, а нефть, вытесняемая водой, занимает верхние зоны структурных поднятий, что при поддержании в призабойной зоне скважины небольшой, рациональной депрессии, не нарушающей процесс перераспределения отдельных компонентов добываемой скважинной продукции, способствует накоплению нефти в сводовой части структур и макроструктур, под действием этой депрессии поддерживают движение нефти по нефтяному пласту и приток к эксплуатационной скважине, которая далее в стволе скважины всплывает через толщу воды, установленной в стволе скважины на определенной высоте исходя из условий сохранения оптимального режима, обеспечивающего максимально допускаемый отбор нефти и сохранение максимально возможной рентабельности эксплуатации скважины, что обеспечивают предварительной подготовкой поступающей в скважину добываемой скважинной продукции путем подачи в призабойную зону деэмульгатора-растворителя, предотвращающего образование в стволе скважины водонефтяной эмульсии, обеспечивая непрерывное всплытие нефти через толщу воды, отделение нефти от остаточной воды до определенных рациональных их соотношений в нефтеводоотделителе, накопление нефти, или нефти с небольшим содержанием остаточной воды в камере-накопителе с последующей откачкой ее из камеры-накопителя глубинным насосом на периодическом или непрерывном режимах на поверхность земли, а отделившуюся в нефтеводоотделителе воду направляют к забою скважины вместе с подаваемым в воду деэмульгатором, имеющим большую плотность, по эксплуатационной колонне добываемой скважинной продукции пласта, создавая тем самым кругооборот движения воды и обеспечивая работу скважины на установившемся режиме притока и откачки поступающей в скважину добываемой скважинной продукции, при котором избыток воды выбрасывают через обратный клапан в водоносную часть нефтяного пласта.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, необходимость постоянного контроля за химическими свойствами добываемой продукции;
- во-вторых, сложность осуществления способа, обусловленная наличием таких элементов конструкции, как камера накопителя, нефтеводоотделитель, уплотнитель-разделитель и др., а также подача в призабойную зону деэмульгатора-растворителя, предотвращающего образование в стволе скважины водонефтяной эмульсии. Все это вызывает дополнительные материальные и финансовые затраты;
- в-третьих, в процессе отбора продукции из скважины не учитываются месячные лунные отливы и приливы, что ведет к увеличению обводненности добываемой продукции в определенные промежутки времени.
8
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки водонефтяной залежи (патент РФ №2378501, МПК E21B 43/16, опубл. в бюл. №1 от 01.01.2010 г.), включающий подъем газожидкостной смеси глубинным насосом, спущенным на колонне труб, изменение производительности глубинного насоса для уменьшения процентного отношения воды и скважинной продукции, при этом исследуют геолого-физические условия строения продуктивного пласта и характеристики насыщающих его жидкостей для уменьшения процентного отношения воды в скважинной продукции, колебания высоты столба жидкости в скважине - месячные циклы подъема и снижения уровня водонефтяного контакта под действием лунно-солнечных приливных-отливных сил, а скважину выше продуктивного пласта оборудуют пакером, оснащенным хвостовиком с входными каналами, расположенными на 3-4 м ниже продуктивного пласта, после чего, исходя из исследований, производительность глубинного насоса увеличивают до необходимой величины в период месячных лунных отливов и уменьшают до необходимой величины в период месячных лунных приливов.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, данный способ малоэффективен, если остаточная нефть находится в пропластке продуктивного пласта над и под обводнившимися верхним и нижним пропластками, разделенными глинистыми прослойками, вследствие чего образуется конус воды, приводящий к увеличению обводненности добываемой продукции;
- во-вторых, разработка водонефтяной залежи ведется с учетом месячных лунных приливов и отливов, что дает большую погрешность в сравнении с учетом суточных лунных приливов и отливов, поэтому разработку водонефтяной залежи с целью снижения обводненности отбираемой продукции и форсирования отбора нефти точнее вести согласно суточных колебаний столба пластовой жидкости в скважине.
Задачей изобретения является повышение эффективности разработки водонефтяной залежи, в которой остаточная нефть находится в пропластке продуктивного пласта над и под обводнившимися верхним и нижним пропластками, разделенными глинистыми прослойками за счет снижения обводненности добываемой продукции с учетом суточных лунных приливов и отливов.
Поставленная задача решается способом разработки водонефтяной залежи, включающим строительство нагнетательных и добывающих скважин, исследование геолого-физических условий строения продуктивного пласта и характеристики насыщающих его жидкостей в скважинной продукции, колебания высоты столба жидкости в скважине - циклы подъема и снижения уровня водонефтяного контакта под действием лунных приливных-отливных сил, спуск глубинного насоса, оснащенного хвостовиком с входными каналами и пакером, расположенными в определенном интервале продуктивного пласта, изменение производительности глубинного насоса для уменьшения процентного отношения воды и скважинной продукции, исходя из исследований производительность глубинного насоса увеличивают до необходимой величины в период лунных отливов и уменьшают до необходимой величины в период лунных приливов.
Новым является то, что для продуктивного пласта с обводнившимися верхними и нижними пропластками в качестве циклов подъема и снижения уровня водонефтяного контакта под действием лунных приливных-отливных сил принимают суточные циклы, при этом в добывающих скважинах выходной канал хвостовика оснащают штуцером с калиброванным отверстием и размещают на 1-2 метра ниже уровня подошвы продуктивного пласта, причем на уровне кровли продуктивного пласта хвостовик снабжают входными радиальными отверстиями, а пакер устанавливают напротив нефтяного пропластка продуктивного пласта, при этом диаметр калиброванного отверстия штуцера позволяет регулировать соотношения объема отбора продукции из продуктивного пласта добывающей скважины под и над пакером, причем производительность глубинного насоса увеличивают на 20-25% в период лунных отливов относительно необходимой величины в период лунных приливов, которую от начала эксплуатации постепенно после каждого цикла повышают с контролем обводненности продукции до достижения номинальной, определяемой исходя из исследований.
Также новым является то, что закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины производят циклически, при этом в период суточного лунного отлива пластовых вод производят закачку вытесняющего агента, а в период суточного лунного прилива пластовых вод производят остановку закачки вытесняющего агента в нагнетательные скважины.
На фиг.1 изображена схема осуществления способа.
На фиг.2 изображен суточный уровень ВНК с учетом суточных циклов лунных отливов и приливов пластовых вод.
Суть способа заключается в следующем.
Производят строительство нагнетательных (на фигурах 1, 2 не показано) и добывающих скважин 1 по определенной сетке. Перед началом эксплуатации обводненного продуктивного пласта 2 (см. фиг.1), в котором остаточная нефть находится в пропластке 3, над и под обводнившимися верхним 4 и нижними пропластками 5.
Обводнившиеся верхние пропластки 4 разделены глинистыми прослойками 6. Производят исследование продуктивного пласта геолого-физических условий его строения и характеристик насыщающих его жидкостей с учетом суточных циклов лунных отливов и приливов (см. фиг.2).
-5
Основным фактором, влияющим на колебание высоты столба в скважинах, являются лунные приливные силы. Спектральный анализ, произведенный с использованием программного пакета математического анализа STATISTICA 6.0, позволил определить, что частота суточных колебаний составляет 1,16×10 Гц, а амплитуда суточных колебаний высоты столба в скважине составляет 20-50 см.
Из рассмотрения динамики пластового давления выявлено, что во времени уровни воды изменяются волнообразно с определенной амплитудой и скоростью.
Подъем уровня водонефтяного контакта обозначает увеличение объема воды относительно нефти в соотношении «нефть-вода», а снижение уровня водонефтяного контакта обозначает уменьшение объема воды в соотношении «нефть-вода».
Приливы наблюдаются при росте приливной силы Луны со снижением уровней жидкости в скважинах. Во время приливов уровни жидкости в скважинах снижаются, пористость и трещинная проницаемость увеличивается. Приемистость пласта при тех же значениях давления возрастает. Из-за роста трещинной проницаемости удельные энергетические затраты на закачку воды уменьшаются, пластовое давление падает.
Отливы наблюдаются при снижении приливной силы Луны. В этот период уровни жидкости в скважинах поднимаются, трещинная пористость пласта снижается. Из-за снижения трещинной проницаемости удельные энергетические затраты на закачку воды возрастают. Из-за снижения объема трещинной пористости уровни жидкости в скважинах возрастают, пластовое давление растет, в связи с чем необходимо ограничить или остановить закачку воды (вытесняющего агента) в нагнетательные скважины.
Время отбора жидкости и закачки воды определяется с учетом соотношения роста (снижения) трещинной проницаемости к снижению (росту) давления приливной волны.
В добывающую скважину 1 (см. фиг.1) спускают колонну труб с насосом 7 и хвостовиком 8 на конце.
Насос 7 может быть любой известной конструкции, например вставной штанговый глубинный насос.
Выходной канал хвостовика 8 оснащают штуцером 9 с калиброванным отверстием и размещают на 1-2 метра ниже уровня подошвы продуктивного пласта 2, причем на уровне кровли продуктивного пласта 3 хвостовик 8 снабжают входными радиальными отверстиями 10, а пакер 11 устанавливают напротив нефтяного пропластка 3 продуктивного пласта 2.
Калиброванное отверстие 12 штуцера 9 позволяет регулировать соотношение объема отбора продукции из добывающей скважины 1 под и над пакером 11, т.е. через штуцер 9 и входные радиальные отверстия 10 хвостовика 8. Чем больше диаметр калиброванного отверстия 12 штуцера 9, тем больше отбор продукции снизу через штуцер 9 хвостовика 8 и меньше отбор продукции через входные радиальные отверстия 10 хвостовика 8 и наоборот.
Наличие штуцера 9 в выходном канале хвостовика 8 и входных радиальных отверстий 10 хвостовика 8 позволяет исключить образование конуса воды как сверху, так и снизу, при этом наоборот образуется обратный конус нефти.
Начинают разработку водонефтяной залежи. В добывающих скважинах производительность глубинного насоса 7 увеличивают на 20-25% в период лунных отливов (см. фиг.2) относительно необходимой величины в период лунных приливов, которую от начала эксплуатации постепенно после каждого цикла повышают с контролем обводненности продукции до достижения номинальной, определяемой исходя из исследований.
Через нагнетательные скважины производят циклическую закачку вытесняющего агента (например, сточной воды), при этом в период суточного лунного отлива пластовых вод производят закачку вытесняющего агента, а остановку закачки вытесняющего агента в нагнетательные скважины производят в период суточного лунного прилива пластовых вод. Это позволяет снизить удельные расходы, связанные с закачкой вытесняющего агента на добычу нефти.
9
При необходимости для усиления капиллярной пропитки пласта одновременно с закачкой вытесняющего агента в нагнетательные скважины в период суточного лунного отлива пластовых вод с периодичностью, например, один раз за 20 суток производят закачку поверхностно-активные вещества (ПАВ) (например, водный раствор неонола АФ-12 в концентрации, не превышающей 0,1%). Локальное повышение пластового давления позволит эксплуатировать залежь с сохранением достигнутых темпов.
Предлагаемый способ позволяет повысить эффективность разработки водонефтяной залежи, в которой остаточная нефть находится в пропластке продуктивного пласта над и под обводнившимися верхним и нижним пропластками, разделенными глинистыми прослойками благодаря наличию пакера и штуцера с калиброванным отверстием, диаметр которого позволяет регулировать соотношения объема отбора продукции скважины из продуктивного пласта под и над пакером, что позволяет исключить образование конуса воды как сверху, так и снизу нефтяного пропластка продуктивного пласта. Кроме того, изменение производительности глубинного насоса с учетом суточных лунных приливов и отливов позволяет снизить обводненность добываемой продукции и форсировать отбор нефти в период суточных лунных отливов.