СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
OIL DEPOSIT DEVELOPMENT METHOD

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, к способам разработки нефтяных залежей с применением заводнения.
Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку вытесняющего агента и отбор продукции через систему нагнетательных и добывающих скважин, в котором изменяют систему заводнения в процессе разработки от менее интенсивной к более интенсивной в зависимости от обводненности продукции многократным переходом от выбранной начальной системы заводнения в другие виды системы заводнения (Пат. РФ №1724858, приор. 21.01.1990 г., опубл. 07.04.1992 г.).
Известный способ предполагает начальные геофизические и гидродинамические исследования разведочных скважин на разбуриваемой залежи нефти с целью определения коллекторских свойств пласта, учитываемых при выборе системы заводнения.
Недостаток известного способа заключается в сложности технологии проведения способа.
Известен способ разработки обводненной нефтяной залежи (патент РФ №2230896, заявл. 25.02.2003, опубл. 20.06.2004, МПК Е21В 43/20), который по замыслу авторов позволяет управлять степенью обводненности добываемой продукции методом выравнивания пластового давления между водоносными и нефтеносными зонами залежи путем управления объемами закачки в нагнетательных скважинах и объемами отбора - в эксплуатационных.
Недостатком этого способа является то, что в качестве фактора, влияющего на степень обводненности добываемой продукции, была выбрана разница пластовых давлений между водоносными и нефтеносными зонами, оперативно оценить которую не всегда представляется возможным, особенно в эксплуатационных скважинах, для чего требуются достаточно трудоемкие измерения со специальной скважинной аппаратурой либо путем регистрации кривых восстановления давления («Гидродинамические исследования скважин». Р.С. Хисамов, Э.И. Сулейманов, Р.К. Ишкаев и др., Москва, ВНИИОЭНГ, 1999, 227 с.), на что уходит достаточно много времени.
Задачей предлагаемого изобретения является снижение трудоемкости контроля за процессом заводнения нефтяной залежи при закачке вытесняющего агента в нагнетательные скважины.
Следствием этого своевременного контроля является установление момента прорыва нагнетаемой воды к забоям добывающих скважин и дальнейшее регулирование объема закачки в нагнетательные скважины.
Указанная задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, содержащем закачку вытесняющего агента и отбор нефти через систему нагнетательных и добывающих скважин, изменение режима заводнения в процессе разработки, производят закачку вытесняющего агента в нагнетательную скважину в интенсивном режиме, при этом с помощью наземных средств измерений, входящих в автоматизированную систему управления технологическим процессом, в режиме реального времени осуществляют мониторинг изменения роста объема добываемой нефти в зависимости от роста объема закачки вытесняющего агента до момента резкого спада объема добываемой нефти, далее фиксируют величину объема закачки вытесняющего агента, при которой произошел указанный спад, и дальнейшую закачку в нагнетательную скважину производят в объеме ниже этой установленной величины.
На фиг. 1 представлена схема пятиточечной ячейки расположения нагнетательной скважины 1 и добывающих скважин 2, 3, 4, 5.
H
B
зак
На фиг. 2 дана динамика изменения объема добываемой нефти (Q) и объема сопутствующей воды (Q) от объема закачанной в нагнетательную скважину 1 воды (Q) в добывающей скважине 2.
H
B
зак
На фиг. 3 дана динамика изменения объема добываемой нефти (Q) и объема сопутствующей воды (Q) от объема закачанной в нагнетательную скважину 1 воды (Q) в добывающей скважине 3.
H
B
зак
На фиг. 4 дана динамика изменения объема добываемой нефти (Q) и объема сопутствующей воды (Q) от объема закачанной в нагнетательную скважину 1 воды (Q) в добывающей скважине 5.
H
B
зак
На фиг. 5 дана динамика изменения объема добываемой нефти (Q) и объема сопутствующей воды (Q) от объема закачанной в нагнетательную скважину 1 воды (Q) в добывающей скважине 4.
зак
На фиг. 6 представлена конфигурация фронта вытеснения нефти с момента увеличения Q.
зак
max
Кривая (а) соответствует равномерному распространению фронта вытеснения нефти при Q=Q.
зак
max
Кривая (б) соответствует началу неравномерного распространения фронта вытеснения нефти при Q>Q в направлении скважин 3 и 4.
зак
max
Кривая (в) соответствует неравномерному распространению фронта вытеснения нефти при Q>>Q в направлении скважин 3 и 4.
В реальных условиях контролировать расход закачиваемой и отбираемой продукции не представляет затруднений, т.к. практически все скважины оснащены наземными расходомерами, входящими в промысловую компьютезированную систему АСУ-ТП, (автоматизированная система управления технологическим процессом), что позволяет отслеживать эти параметры в реальном масштабе времени.
H
B
max
B
зак
зак
Анализ промысловых исследований, представленных на фиг. 2-5, показал, что по добывающим скважинам 2 и 5 (фиг. 2 и фиг. 4) наблюдается рост объема отобранной нефти (Q) и падение объема сопутствующей воды (Q), а по скважинам 3 и 4 (фиг. 3 и фиг. 5) наблюдается экстремальная зависимость между этими параметрами, когда по мере роста объема закачки воды (Q) в нагнетательную скважину 1 наблюдается сначала рост добываемой нефти, а затем - спад, после достижения некоторого максимального значения Q=Q, при этом закономерность изменения объема сопутствующей воды (Q) носит противоположный характер («зеркальный») (фиг. 3 и фиг. 5).
B
Экспериментальные исследования показали, что наблюдаемая по скважинам 3 и 4 экстремальная зависимость объясняется причинами проявления техногеннного гидроразрыва пласта, вызванного превышением объема закачки (Q) выше допустимого уровня, который привел к скачкообразному проявлению анизотропии проницаемости горной породы, слагающей выбранный участок.
При этом из механики горных пород известно (А.И. Спивак, А.Н. Попов. Механика горных пород. М., Недра, 1975 и П.М. Усачев. Гидравлический разрыв пласта. М., Недра, 1986), что после возникновения трещины гидроразрыва, если опять сбросить давление нагнетания, то произойдет смыкание трещины, и проницаемость пласта станет опять изотропной. Таким образом, процесс раскрытия-закрытия трещины является обратимым. В том случае, когда раскрытость трещины хотят сохранить, то в нее закачивают расклинивающий материал - проппант, и тогда после сброса давления раскрытость трещины сохраняется.
зак
Таким образом, выявлено влияние неоднородности проницаемости горной породы, слагающей участок добычи нефти, на характер приемистости (Q), которую следует учитывать при дальнейшем выборе режима закачки воды в нагнетательную скважину.
зак
На основе полученных результатов следует вывод о том, что объем закачки (Q) на участках месторождения, подтвержденных техногенному гидроразрыву, вызванному превышением его объема, и соответствующего ему давления закачки выше допустимого уровня, следует удерживать ниже величины, вызывающей проявление анизотропии проницаемости объекта закачки, приводящей к возникновению техногенного гидроразрыва.
При реализации заявленного способа производят закачку воды в нагнетательную скважину в интенсивном режиме с мониторингом изменения роста объема добываемой нефти в зависимости от роста объема закачки воды до момента резкого спада объема добываемой нефти, далее фиксируют величину объема закачки воды, при которой произошел указанный спад, и дальнейшую закачку воды в указанной зоне производят в объеме ниже этой установленной величины.
При таком режиме нагнетания воды не происходит ее прорыв по осям анизотропии проницаемости пласта, в зоне которой находятся добывающие скважины, тем самым уменьшается обводненность добываемой продукции.
зак
зак
H
max
B
Примером выполнения способа служит полученная экспериментально зависимость по скважинам 3 и 4 (фиг. 3 и фиг. 5), в которых наблюдается экстремальная зависимость между ростом объема закачки воды (Q) в нагнетательную скважину 1 и начальным ростом добываемой нефти (Q) до максимальной величины, а затем - спад, после достижения максимального значения Q=Q, при этом закономерность изменения объема сопутствующей воды (Q) носит противоположный характер («зеркальный») (фиг. 3 и фиг. 5).
зак
Резкий спад добываемой нефти объясняется явлением техногеннного гидроразрыва пласта, вызванного превышением объема закачки Q выше допустимого уровня, который привел к скачкообразному проявлению анизотропии проницаемости горной породы, слагающей выбранный участок, на которых находятся скважины 3 и 4.
зак
На фиг. 6 представлена конфигурация фронта вытеснения нефти с момента увеличения Q.
зак
max
Кривая (а) соответствует равномерному распространению фронта вытеснения нефти при Q=Q.
зак
max
Кривая (б) соответствует началу неравномерного распространения фронта вытеснения нефти при Q>Q в направлении скважин 3 и 4.
зак
max
Кривая (в) соответствует увеличивающемуся неравномерному распространению фронта вытеснения нефти при Q>>Q в направлении скважин 3 и 4.
B
Динамика изменения конфигурации фронта вытеснения нефти отражает проявление анизотропии пласта в направлении скважин 3 и 4 с момента увеличения объема нагнетаемой воды выше допустимого, вызывающего техногенный разрыв пласта, при котором происходит рост обводненности нефти, что характеризуется кривой (Q) на фиг. 3 и фиг. 5.