СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ ПОДВИЖНОСТИ НЕФТИ ЗА СЧЕТ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ И ОБРАТНОГО РАСТВОРЕНИЯ ГАЗА В НЕФТИ
METHOD FOR OIL MOBILITY IMPROVEMENT DUE TO RECOVERY OF FORMATION PRESSURE AND GAS RESOLUTION IN OIL

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к месторождениям легких нефтей (высокое газосодержание и давление насыщения нефти газом, близкое или равное к начальному пластовому давлению), и направлено на повышение продуктивности скважин путем увеличения подвижности нефти за счет растворения в породе выделившегося из нефти газа при восстановлении пластового давления.
Известен способ обратного насыщения пластовой нефти газом в процессе восстановления давления по экспериментальному изучению обратного растворения газа в пористой среде в лабораторных условиях (Cheney M.G.: «Reservoir oil resaturation with gas during pressure build-up», Journal of Petroleum Technology, Vol.10/1, January 1958). Фазовое равновесие достигается за короткие промежутки времени, соответствующие шагу изменения давления. Гистерезис по давлению не установлен.
С точки зрения промыслового опыта альтернативный подход к изучению возможности растворения выделившегося из нефти газа был предложен в 1958 г. в ходе анализа процесса разработки нефтяного месторождения Чимир (Оринокский нефтегазоносный бассейн, Венесуэла). Сравнение результатов расчетов с эмпирическими данными подтверждает справедливость гипотезы обратного растворения выделившегося из нефти и находящегося в защемленном состоянии газа при восстановлении пластового давления.
Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является преодоление тенденций стагнации: прогрессирующего роста обводненности продукции добывающих скважин, снижения темпов отбора, увеличения кратности запасов во времени.
При осуществлении технического решения поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в повышении эффективности восстановления пластового давления, увеличении подвижности нефти на временно остановленных участках и снижении обводненности продукции. Ввод в эксплуатацию скважин 12 производят по мере того, как восстанавливают пластовое давление, осуществляя при этом постоянный контроль обводненности и величины газового фактора в скважинах 9.
Указанный технический результат достигается тем, что способ повышения подвижности нефти залежи, разрабатываемой добывающими и нагнетательными скважинами, заключается в том, что осуществляют ревизию фонда скважин: переводят добывающие скважины на другие залежи, консервируют добывающие скважины на период «подкачки» и «релаксации» залежи, ликвидируют добывающие скважины, при этом осуществляют постоянный контроль за величиной газового фактора и обводненностью; бурят проектные нагнетательные скважины и осуществляют в них постоянную закачку воды до восстановления пластового давления до начального; особенностью является то, что остановленные ранее добывающие скважины вводят в эксплуатацию по мере восстановления пластового давления залежи до уровня, перекрывающего величину гистерезиса обратного растворения газа по давлению, при этом осуществляют периодический запуск скважин для оперативного контроля над продуктивностью, обводненностью и величиной газового фактора, после этого бурят новые скважины и вводят их в эксплуатацию с ограничением забойного давления выше давления насыщения
На фиг.1 представлен схематический порядок действий по восстановлению участков месторождения. Приняты следующие обозначения:
1 - этап работ, связанный с реконструкцией существующей инфраструктуры; 2 - этап работ, связанный с восстановлением пластового давления; 3 - этап работ, связанный восстановлением продуктивности скважин; 4 - этап работ, связанный бурением новых скважин, проведением ГТМ.
На фиг.2. представлено схематично восстановление продуктивности скважин на примере длительно разрабатываемого участка. Под длительно разрабатываемым участком в настоящем изобретении будем понимать локальный участок залежи, который разрабатывался к настоящему времени, по меньшей мере, 10-15 лет. Приняты следующие обозначения: 5 - действующая добывающая скважина; 6 - действующая нагнетательная скважина; 7 - добывающая скважина, подлежащая ликвидации; 8 - добывающая скважина, подлежащая переводу в консервацию; 9 - добывающая скважина, в которую производится спуск контрольно-измерительной аппаратуры, в настоящем изобретении будем называть такие скважины пьезометрическими; 10 - добывающая скважина, эксплуатация которой прекращается на залежи посредством ее цементирования, изоляции; 11 - проектная нагнетательная скважина; 12 - проектная добывающая скважина; 13 - граница участка опытно-промышленных работ (ОПР). Под участком опытно-промышленных работ в настоящем изобретении будем понимать локальный участок залежи, на котором проводят апробацию новых технологий, в том числе и для того, чтобы отрицательные результаты не ухудшили условия дальнейшей разработки.
Способ включает восстановление подвижности нефти за счет растворения выделившегося из нефти свободного газа с последующим обеспечением высоких темпов отбора при вводе в эксплуатацию проектных добывающих скважин 12.
Признаками изобретения являются:
а - разработка залежи производится действующими добывающими скважинами 5 и действующими нагнетательными скважинами 6;
б - консервируют добывающие скважины 8, которые еще не выполнили свое проектное назначение и имеют удовлетворительное техническое состояние и могут быть использованы для дальнейшей разработки залежи, располагающиеся в зоне высокими остаточными запасами, на период восстановления пластового давления;
в - ликвидируют добывающие скважины 7, находящиеся в аварийном состоянии, дальнейшая эксплуатация которых невозможна по техническим причинам;
г - прекращают эксплуатацию добывающих скважин 10, выполнивших свое проектное назначение либо находящихся в зонах с низкими остаточными запасами, изолируя от залежи;
д - закачка воды через нагнетательные скважины 6, 11 до восстановления пластового давления до начального уровня;
е - увеличение подвижности нефти при обратном растворении свободного газа в нефти;
и - дальнейшую разработку залежи осуществляют добывающими скважинами 5, 8, 12 при условии восстановления продуктивности при периодической закачке воды нагнетательными скважинами 6, 11;
к - контроль над обводненностью и величиной газового фактора в зоне скважин 9.
Признаки а-д являются общими с существующими способами, признаки е-к являются существенными отличительными признаками изобретения.
Сущность изобретения
Вначале переводят добывающие скважины 10 на другие залежи (под другой залежью в настоящем изобретении будем понимать залежь, которая гидродинамически не связана с рассматриваемой), переводят добывающие скважины 8 в консервацию, производят ликвидацию добывающих скважин 7, осуществляют оперативный контроль над залежью разработкой посредством пьезометрических скважин 9.
Бурят проектные нагнетательные скважины 11. Затем восстанавливают пластовое давление залежи до уровня, перекрывающего величину гистерезиса обратного растворения газа по давлению, посредством закачки воды нагнетательными скважинами 6, 11. Производят закачку воды без осуществления отборов жидкости (газожидкостной смеси) добывающими скважинами 8, что позволяет восстановить пластовое давление до начального за 1-2 года, для достижения максимальных темпов отбора жидкости при минимальной обводненности продукции.
При подтверждении восстановления продуктивности в области расположения пьезометрических скважин 9 вводят в эксплуатацию добывающие скважины 8 на этом участке залежи, бурят новые проектные добывающие скважины 12 на этой же залежи и вводят их в эксплуатацию.
Способ осуществляют следующим образом.
Выполняют работы этапа 1.
Осуществляют ревизию фонда скважин: переводят добывающие скважины 10 на другие залежи, переводят добывающие скважины 8 в консервацию, производят ликвидацию добывающих скважин 7, переводят скважины 9 в пьезометрические для осуществления оперативного контроля над разработкой.
Организуют систему ППД, состоящую из действующих нагнетательных скважин 6 и проектных нагнетательных скважин 11, пробуренных на этой залежи.
Выполняют работы этапа 2.
Восстанавливают пластовое давление за счет закачки воды нагнетательными скважинами 6, 11. В последующем производят подкачку воды в периодическом режиме в скважинах 6, 11 при постоянном контроле за величиной газового фактора и обводненностью в скважинах 9.
Выполняют работы этапа 3.
Период «релаксации». Под периодом «релаксации» в настоящем изобретении будем понимать процесс установления в пласте начального равновесия. С увеличением пластового давления происходит процесс обратного растворения газа в нефти, что в свою очередь приводит к увеличению подвижности нефти. На данном этапе не проводят какие-либо операции с добывающими скважинами 8, лишь продолжают осуществлять закачку воды в скважинах 6, 11. Процесс увеличения подвижности нефти может занимать до 3 лет и зависит от текущего состояния по пластовому давлению.
Выполняют работы этапа 4.
Проводят ГТМ на действующих добывающих скважинах 5 и бурят проектные добывающие скважины 12 при подтверждении восстановления продуктивности в зоне скважин 9, вводят их в эксплуатацию совместно с законсервированными добывающими скважинами 8 при забойном давлении, превышающем давление насыщения.
Проводят ГТМ на действующих добывающих скважинах 5 и бурят проектные добывающие скважины 12 при подтверждении восстановления продуктивности в зоне скважин 9.
Ключевыми факторами для восстановления продуктивности добывающих скважин 8 являются то, что сначала снижают обводненность продукции добывающих скважин 8, а лишь затем увеличивают дебиты нефти за счет обратного растворения в нефти выделившегося газа.
Пример конкретного выполнения.
Залежь разрабатывается добывающими скважинами 5, 7, 8, 9, 10 и нагнетательными скважинами 6. В настоящий момент времени залежь разрабатывается 20 лет и характеризуется низким пластовым давлением порядка 10-12 МПа при глубине залегания 3300-3500 м. Залежь имеет сильную вертикальную анизотропию по проницаемости и состоит из разных по характеру смачиваемости прослоев (гидрофильные, гидрофобные). Исходное соотношение проницаемостей нефти по гидрофильному и гидрофобному коллектору 1:14.
Уже в первые годы вследствие неоптимальных режимов эксплуатации добывающих скважин 5, 7, 8, 9, 10, дисбаланса закачки воды в нагнетательных скважинах 6 и добычи жидкости в скважинах 5, 7, 8, 9, 10 проводимость коллектора по нефти снизилась более чем в 9 раз, в то время как по воде осталась практически неизменной. Вследствие выделившегося в процессе эксплуатации скважин газа текущая фазовая проницаемость составляет: по гидрофильному коллектору 2 мД, по гидрофобному коллектору фильтрация нефти, по сути, отсутствует. Соотношение подвижности нефти по гидрофильному коллектору и воды по гидрофобному коллектору достигло 1:120. Подвижность воды в системе фаз доминирует, что и объясняет стремительный прорыв воды к забою добывающих скважин.
На первом этапе оставляют добывающие скважины 5 в работе. Добывающие скважины 7 в силу их аварийного состояния или обводненности более 95% ликвидируют; добывающие скважины 8, которые не обводнились и расположены в зоне с высокими остаточными запасами порядка 50% временно консервируют; останавливают скважины 9, спускают в них контрольно-измерительную аппаратуру и осуществляют контроль за величиной газового фактора и обводненностью в зоне этих скважин; изолируют добывающие скважины 10 и прекращают их эксплуатацию на залежи.
Бурят проектные нагнетательные скважины 11 и осуществляют в них и нагнетательные скважины 6 закачку воды на репрессии 15-20 МПа.
На втором этапе восстанавливают пластовое давление за счет закачки воды нагнетательными скважинами 6, 11 до 20-22 МПа. В последующем производят подкачку воды в периодическом режиме в скважинах 6, 11 для поддержания данного пластового давления при постоянном контроле за величиной газового фактора и обводненностью в скважинах 9.
На третьем этапе проходит так называемый период «релаксации». С увеличением пластового давления до начального происходит процесс обратного свободного растворения газа в нефти, подвижность нефти увеличивается. Процесс увеличения подвижности нефти может занимать до 3 лет и зависит от текущего состояния по пластовому давлению.
На четвертом этапе проводят ГТМ на действующих добывающих скважинах 5 и бурят проектные добывающие скважины 12 при подтверждении восстановления продуктивности в зоне скважин 9, вводят их в эксплуатацию совместно с законсервированными добывающими скважинами 8 при забойном давлении 16 МПа, превышающем давление насыщения.