Способ эксплуатации нефтяного пласта
OIL FORMATION OPERATION METHOD

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам исследования скважин и интенсификации добычи нефти при заводнении продуктивного пласта.
Известен способ разработки неоднородного нефтяного пласта (патент RU № 2424424, МПК E21B 43/20, опубл. 20.07.2011 Бюл. № 20), включающий отбор нефти через, по меньшей мере, одну добывающую скважину при неработающей, по меньшей мере, одной нагнетательной скважине до достижения пластового давления ниже начального пластового давления, остановку добывающей скважины и запуск в работу нагнетательной скважины, закачку воды через нагнетательную скважину до достижения пластового давления выше уровня, достигнутого в процессе отбора нефти через добывающую скважину, при этом разработку нефтяного пласта ведут при периодической работе добывающей скважины, причем отбор нефти через добывающую скважину осуществляют до достижения пластового давления порядка 0,6 начального пластового давления и превышающего давление насыщения нефти газом на величину перепада давления - депрессии между пластом и забоем добывающей скважины, запуск в работу нагнетательной скважины осуществляют после восстановления давления в зоне отбора нефти, обеспечивающего выравнивание пластового давления по площади и по разрезу пласта, при этом закачку воды в нагнетательную скважину осуществляют до достижения пластового давления порядка 0,8 начального пластового давления с последующей ее остановкой на период времени, в течение которого происходит перераспределение давления между зоной нагнетания и зоной отбора нефти, по окончании которого снова запускают добывающую скважину.
Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за возможности работы с месторождениями с высоким газовым фактором и низким пластовым давление (при отключении одной из нагнетательных скважин давление снижается в добывающих скважинах ниже начального пластового давления), необходимость постоянного контроля за давлением отбора и закачки, чтобы давление в добывающих скважинах было в заданном интервале, что требует дополнительных материальных затрат и при ошибке в работе одного из датчиков давления может нивелировать положительный эффект от использования данного способа.
Известен также способ управления системой отборов и воздействий на кусте скважин (патент RU № 2548460, МПК E21B 47/00, E21B 43/20, опубл. 20.04.2015 Бюл. № 11), содержащий добывающие скважины, среди которых одна или несколько оборудованы насосной установкой с возможностью изменения подачи, у каждой добывающей скважины известен пласт или пласты, из которых ведут добычу, на устье каждой добывающей скважины замеряют количество добытых сырой нефти и нефтяного газа, а также обводненность сырой нефти, продукцию добывающих скважин направляют в сборный коллектор куста скважин, куст содержит одну или более нагнетательных скважин, у каждой нагнетательной скважины известен пласт или пласты, в которые производят закачку, приемистость по закачиваемой воде и требуемое давление закачки, исследуют совместимость закачиваемой воды с пластовой водой, закачку осуществляют при совместимости закачиваемой и пластовой вод, куст содержит систему подачи подготовленной воды для закачки, причем определяют координаты всех добывающих и нагнетательных скважин куста, находят расстояния между добывающими и нагнетательными скважинами, ведущими соответственно добычу и закачку из одних пластов, для каждой добывающей скважины замеряют время подъема скважинной продукции от приема насосной установки до устья скважины при максимальной подаче, замер количества добытых сырой нефти и нефтяного газа производят с периодичностью не больше чем половина от замеренного времени подъема жидкости для данной скважины, для каждой добывающей скважины восстанавливают изменение количества добытых сырой нефти и нефтяного газа во времени, на устье каждой нагнетательной скважины замеряют давление закачиваемой воды и ее количество, находят время от поступления воды на устье каждой нагнетательной скважины до пакера, замер количества закачиваемой воды и давления на устье производят с периодичностью не больше чем половина от замеренного времени поступления воды на устье каждой нагнетательной скважины до пакера, для каждой нагнетательной скважины восстанавливают изменение количества закачиваемой воды и ее давления на устье во времени, для каждой добывающей скважины по восстановленным изменениям во времени количества добытых сырой нефти и нефтяного газа определяют зависимость от количества закачиваемой воды и давления на устье, а также расстояния для каждой нагнетательной скважин для ведения закачки в тот же пласт, для добывающих скважин, оборудованных насосными установками с возможностью изменения подачи, такие зависимости определяют при разных подачах, на основании полученных зависимостей для всех добывающих скважин производят управление кустом скважин.
Недостатками данного способа являются сложность реализации из-за выполнения множества замеров на различных режимах работы в каждой нагнетательной и добывающей скважине, а также контроля огромного количества параметров, что приводит в совокупности к большим погрешностям при регулировке работы нагнетательных скважин.
Наиболее близким по технической сущности является способ управления добычей нефти на зрелом обособленном месторождении (патент RU № 2701761, МПК E21B 43/20, опубл. 01.10.2019 Бюл. № 28), заключающийся в том, что сначала измеряют давление в забое нагнетательной и добывающей скважины зрелого месторождения с помощью устройства измерения давления, измеряют скорость закачки рабочего агента в нагнетательную скважину и суммарную по всем добывающим скважинам скорость добычи нефти на предыдущем периоде, при этом давление в забое скважин и скорость закачки рабочего агента измеряют на протяжении всего предыдущего периода, далее полученные данные используют для получения статистической прогнозной модели, реализованной в виде программно-аппаратного комплекса (ПАК), которая служит для прогнозирования скорости добычи нефти на месторождении в целом и по каждой добывающей скважине в отдельности, на основании полученных данных по прогнозируемой скорости добычи нефти и взаимовлияния скважин друг на друга устанавливают оптимальные режимы закачки на нагнетательных скважинах, а именно давление в забое нагнетательной скважины и скорость закачки рабочего агента.
Недостатками данного способа являются низкая точность (ошибка достигает до 30% на старом фонде скважин) из-за отставания статистических данных от реальных процессов, происходящих в скважинах, которые происходят постоянно, как минимум на полгода, данные получаются из анализа забойных давлений в нагнетательных и добывающих скважин с замером расхода рабочего агента и добываемой нефти без учета их взаимного влияния, что приводит к усложнению реализации способа и также к ошибкам в аппаратном прогнозировании.
Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа эксплуатации нефтяного пласта, позволяющего повысить коэффициент извлечения нефти (КИН) пласта за счет учета в прогнозировании данных пластового давления в каждой нагнетательной скважине и взаимного влияния добывающих и нагнетательных скважин.
Техническая задача решается способом эксплуатации нефтяного пласта, включающим исследование продуктивного пласта, разбуренного нагнетательными и добывающими скважинами по любой из известных сеток, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции пласта из добывающих скважин, измерение забойного давления в одной выбранных из нагнетательных скважин, измерение давления закачки в нагнетательных и отбора в добывающих скважинах, не охваченных исследованием, сохранение полученных данных и их обработка для получения прогнозной модели в виде модели программно-аппаратного комплекса – ПАК для прогнозирования режимов работы нагнетания рабочего агента и добычи продукции пласта соответственно нагнетательными и добывающими скважинами.
Новым является то, что измерение забойного давления в выбранной нагнетательной скважине производят после остановки закачки рабочего агента и установления стабильного уровня жидкости, при этом проводят замер забойного давления в других нагнетательных и добывающих скважинах при неизменных режимах работы для определения влияния выбранной скважины на забойное давление в них, такие исследования проводят с последовательной остановкой каждой нагнетательной скважины после каждой стимуляции пласта с получением данных, исходя из обработки которых гидродинамическими расчетами строят на картах пласта динамические линии изобар в зависимости от взаимного влияния нагнетательных и/или добывающих скважин друг на друга, эти показания дополнительно вводят в модель ПАК для получения необходимых параметров каждой из скважин, связанных с изменением характеристик пласта.
На чертеже изображена схема реализации способа.
Способ реализуется следующим образом.
На выбранном участке 1 проводят исследование продуктивного нефтяного пласта, разбуренного нагнетательными 2 и добывающими 3 скважинами по любой из известных сеток (квадратной, треугольной или т.п.), закачку рабочего агента в нагнетательные скважины 2 и отбор продукции пласта из добывающих скважин 3. Проводят измерение забойного давления в одной выбранных из нагнетательных скважин 4 после остановки закачки рабочего агента и установления стабильного уровня жидкости. Для этого проводят измерение уровня в этой скважине 4 любым из известных способов (например, установками для измерения уровня жидкости в скважине, не показаны). Также проводят измерение давления закачки в нагнетательных 2 и отбора в добывающих 3 скважинах, не охваченных исследованием, при неизменных режимах работы. Потом подобные последовательные остановку и исследование забойного давления проводят в остальных нагнетательных скважинах 2, как измерения давлений закачки и отбора соответственно в других нагнетательных 2 и добывающих 3 скважинах. Полученные данные сохраняют и обрабатывают для получения прогнозной модели ПАК (на компьютере, сервере, программном комплексе или т.п. с использованием известных формул и зависимостей – авторы на это не претендуют) для прогнозирования режимов работы нагнетания рабочего агента и добычи продукции пласта соответственно нагнетательными 2 и добывающими 3 скважинами. В результате определяют распределение пластового давления с постарением изобар 5 (более темный цвет соответствует большему давлению) на карте участка 1 пласта. В результате определяют влияние каждой выбранной скважины 4 из нагнетательных скважин 2 на другие скважины 2 и 3. Поэтому изобары 5 получаются динамическими, то есть при изменении режимов закачки и/или отбора в одной из скважин 2 и/или 3 в модели ПАК при введении данных автоматически перестраиваются изобары 5, из анализа которых изменяются режимы закачки и отбора в других нагнетательных 2 и добывающих 3 скважинах соответственно для обеспечения максимального извлечения нефти при вытеснении рабочим агентом из пласта (практически рост КИН составил – 4 – 8 %, по сравнению с аналогом).
Замер давления в скважинах 2, 3 и 4 после установления неизменного – стабильного уровня в выбранной нагнетательной скважине 4, позволяет оценить взаимное влияние между скважинами 2, 3 и 4 без учета переходных процессов в пласте после остановки закачки в скважине 4. Переходные процессы в пласте вносят большую погрешность в определении пластового давления (до 50% разброса от стабильных параметров), что искажает действительную картину гидродинамических перетоков пластовой жидкости. Например, на нагнетательной скважине № 21800 НГДУ «АН» был выполнен расчёт пластового давления без ожидания стабилизации уровня жидкости (пластовое давление составило 17,08 МПа) и со стабильным уровнем равным 240 м (пластовое давление составило 14,51 МПа – на 15% меньше).
После любых операциях на участке 1 по стимуляции пласта (гидроразрыв пласта, кислотная обработка, закачка реагентов для выравнивания фронта вытеснения и/или т.п.), на этом участке 1 проводят исследования пласта описанным выше способом для определения изменений гидродинамических потоков в пласте (взаимного влияния скважин 2, 3 и 4) с построением динамических изобар 5 при помощи модели ПАК.
Как показала практика, использование предлагаемого способа позволило повысить точность измерений как минимум на 15 %.
Предлагаемый способ эксплуатации нефтяного пласта позволяет повысить коэффициент извлечения нефти пласта за счет учета в прогнозировании данных пластового давления в каждой нагнетательной скважине и взаимного влияния добывающих и нагнетательных скважин.