Способ нестационарного отбора жидкости из коллектора трещинно-порового типа
METHOD FOR NON-STATIONARY COLLECTION OF LIQUID FROM A FRACTURE-POROUS TYPE COLLECTOR

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи, представленной коллектором трещинно-порового типа. Обеспечивает повышение коэффициента извлечения нефти за счет вовлечения в разработку ранее недренируемых запасов матричной нефти.
Известен нестационарный способ периодической эксплуатации горизонтальных скважин (Васильев В.И., Закиров С.Н., Крылов В.А. Особенности разработки водонефтяных зон при периодической эксплуатации горизонтальных скважин. // Нефтяное хозяйство, 2004, №5, с. 58-61), основой которого является периодическое отключение работы насосного оборудования. При остановке скважины происходит перемещение нефти в зоны пласта, которые были заняты водой при эксплуатации скважины, т.е. происходит уменьшение конуса обводнения по высоте. В конечном итоге это приводит к изменению содержимого поровой среды, а следовательно, к изменению фазовых проницаемостей для пластовых флюидов.
Недостатком способа является необходимость продолжительного периодического отключения глубинных насосов. Продолжительность отключения составляет от двух недель до одного месяца. При этом, по признанию авторов работы, эффективность способа падает с каждым следующим циклом, а после десятого цикла добыча нефти заметно снижается при любом способе добычи, как стационарном, так и нестационарном. Таким образом, применяя известный способ, не представляется возможным достижение высоких значений коэффициента извлечения нефти из пласта.
Также известен способ нестационарного извлечения нефти из пласта, при котором эксплуатация добывающих скважин производится в периодическом режиме, периодическую депрессию осуществляют без остановки погружного скважинного насосного оборудования. Режим работы последнего выбирают в интервале от максимального до минимального значений дебита. Максимальный дебит определяется потребляемой электрической мощностью насосного оборудования при частоте, не превышающей 60 Гц. Минимальное значение дебита определяется снижением потребляемой мощности насосного оборудования на 30-40%, но не приводящей к срыву извлечения жидкости на устье скважины. При этом периодически восстанавливают равновесный режим фильтрации до уменьшения обводненности добываемой продукции до значений менее 30% (Патент РФ №2288352, МКИ Е21В 43/12, опубл. 27.11.2006 г.).
В данном случае временной масштаб процесса изменения давления в рассматриваемой области пласта задается периодом изменения состояния динамической системы, не являющимся внутренней характеристикой коллектора. Возможен режим работы скважины, когда при снижении с максимального значения дебита по жидкости к минимальным значениям, обводненность продукции не изменилась и не достигла минимальных значений. Режим работы скважины не учитывает влияние изменения обводненности продукции при режиме эксплуатации и задается периодической работой насосного оборудования, не учитывая при этом постоянно изменяющуюся фильтрацию флюидов в пласте, которая, в свою очередь, требует ежедневного изменения режима работы скважины, в зависимости от процессов, происходящих в пласте.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ разработки нефтяной залежи с нестационарным извлечением нефти из пласта, при котором эксплуатацию добывающих скважин производят в периодическом режиме, причем первоначально устанавливают пограничное значение обводненности, определяют глубину спуска приема насоса ниже динамического уровня в скважине, обеспечивающую изменение режима эксплуатации при снижении динамического уровня до приема насоса, при изменении обводненности продукции выше установленной пограничной обводненности и увеличении плотности скважинной жидкости, от снижения динамического уровня и уменьшения коэффициента наполнения насоса, скважину останавливают в режим накопления на время перетока нефти из низкопроницаемых участков коллектора в высокопроницаемые, при этом длительность времени отбора продукции после пуска скважины принимают в зависимости от величины обводненности продукции - плотности скважинной жидкости, меняющейся от объема поступаемой в скважину пластовой воды (Патент РФ №2433250, МКИ Е21В 43/00, опубл. 10.11.2011 г.).
Недостатком способа является невозможность определения качества запасов, вовлекаемых в разработку (преобразованная, ранее уже охваченная воздействием нефть, или непреобразованная нефть, ранее не вовлеченная в процесс разработки). Кроме того, период отбора скважин устанавливается в зависимости от обводненности, что вносит существенные погрешности в его определение. Проведение исследований оптических свойств нефти для определения коэффициента светопоглощения в комплексе с определением обводненности позволило бы более точно оценить продолжительность отбора жидкости через добывающие скважины в нестационарном режиме, с учетом и оценкой длительности перетока непреобразованной, ранее не охваченной воздействием нефти из матрицы в трещины.
Задачей изобретения является повышение коэффициента извлечения нефти залежи, представленной коллектором трещинно-порового типа.
Поставленная задача решается тем, что ведут отбор жидкости из коллектора трещинно-порового типа через добывающие скважины в нестационарном режиме с изменением дебита от максимального до минимального, при этом предварительно проводят гидродинамические исследования скважин для определения времени перетока жидкости из пор в трещины, наличие нестационарного режима определяют по пульсирующему изменению забойного давления при анализе кривой восстановления давления (КВД), величину максимального и минимального дебита определяют по минимальному и максимальному давлению на КВД, при котором начинается и заканчивается пульсирующее изменение давления, и скважину выводят на стационарный режим, а продолжительность периода работы на максимальном и минимальном дебите определяют по времени завершения нестационарного режима.
Новым является то, что скважину запускают в работу на режиме минимальной подачи, с параллельным отбором проб и проведением исследований оптических свойств нефти для определения коэффициента светопоглощения, кроме того, определяют обводненность, затем проводят изменение режима работы скважины увеличением отбора и параллельно проводят отбор проб для исследования оптических свойств (коэффициента светопоглощения) нефти, далее опять проводят изменение режима работы скважины для определения коэффициента светопоглощения, а соответствующие изменения режима работы и отбор проб для исследований оптических свойств нефти проводят до достижения максимального отбора, определяемого срывом подачи насоса, по результатам исследований определяют режим работы, соответствующий минимальному коэффициенту светопоглощения нефти, что свидетельствует о перетоке непреобразованной нефти из матрицы в трещины, устанавливают данный режим и скважину эксплуатируют на данном режиме, выполняя периодический отбор проб нефти для контроля за оптическими свойствами и обводненностью, при увеличении коэффициента светопоглощения нефти и обводненности выше предельно допустимого уровня, или дебита ниже экономической рентабельности, скважину останавливают или эксплуатируют на минимальном режиме подачи, при этом длительность периода остановки или работы на минимальном режиме подачи соответствует времени перетока нефти из матрицы в трещины, которое определяют по результатам проведенных гидродинамических исследований, затем скважину запускают в работу на режиме, соответствующем минимальному коэффициенту светопоглощения.
Способ нестационарного отбора жидкости из коллектора трещинно-порового типа иллюстрируется примером конкретной реализации в условиях опытного участка нефтяной залежи с коллектором трещинно-порового типа, где на:
- фиг. 1 представлена кривая восстановления давления скважины;
- фиг. 2 представлено изменение режима работы скважины;
- фиг. 3 представлено изменение спектра поглощения добываемой нефти скважины при переходе на нестационарный режим дренирования.
Способ осуществляют следующим образом.
При разработке нефтяной залежи ведут отбор жидкости через добывающие скважины в нестационарном режиме с изменением дебита от максимального до минимального. Предварительно проводят гидродинамические исследования скважин для определения времени перетока жидкости из пор в трещины. Наличие нестационарного режима определяют по пульсирующему изменению забойного давления при анализе кривой восстановления давления скважины (фиг. 1). На графике в билогарифмических координатах отмечается явный максимум производной, что свидетельствует об относительной восстановленности кривой и наличии положительного скин-эффекта. Наблюдается хорошее совпадение экспериментальных и расчетных значений давления, а также логарифмической производной. Свойства призабойной зоны ухудшены по сравнению с удаленной зоной пласта.
Величину максимального и минимального дебита определяют по минимальному и максимальному давлению на КВД, при котором начинается и заканчивается пульсирующее изменение давления и скважина выходит на стационарный режим. Продолжительность периода работы на максимальном и минимальном дебите определяют по времени завершения нестационарного режима.
Скважину запускают в работу на режиме минимальной подачи, с параллельным отбором проб и проведением исследований оптических свойств нефти для определения коэффициента светопоглощения, кроме того, определяют обводненность. Коэффициент светопоглощения матричной, непреобразованной, ранее не вовлеченной в разработку нефти меньше, чем коэффициент светопоглощения преобразованной нефти.
Затем проводят смену режима работы скважины (фиг. 2) путем изменения оборотов электродвигателя с соответствующей характеристикой, что приводит к изменению уровня жидкости в скважине.
Увеличивают отбор жидкости и параллельно проводят отбор проб для исследования оптических свойств (коэффициента светопоглощения) нефти. Далее опять проводят изменение режима работы скважины для определения коэффициента светопоглощения. Соответствующие изменения режима работы и отбор проб для исследований оптических свойств нефти проводят до достижения максимального отбора, определяемого срывом подачи насоса. По результатам исследований определяют режим работы, соответствующий минимальному коэффициенту светопоглощения нефти на основе оценки изменения спектра поглощения добываемой нефти скважины при переходе на нестационарный режим дренирования (фиг. 3), что свидетельствует о перетоке непреобразованной нефти из матрицы в трещины. По фиг. 3 можно отметить значительное снижение коэффициента светопоглощения проб нефти при нестационарном дренировании карбонатного коллектора по сравнению с режимом стационарного отбора.
Устанавливают данный режим и скважину эксплуатируют на данном режиме, выполняя периодический отбор проб нефти для контроля за оптическими свойствами и обводненностью. При увеличении коэффициента светопоглощения нефти и обводненности выше предельно допустимого уровня, или дебита ниже экономической рентабельности, скважину останавливают. Длительность периода остановки соответствует времени перетока нефти из матрицы в трещины, которое определяют по результатам проведенных гидродинамических исследований. Затем скважину запускают в работу на режиме, соответствующем минимальному коэффициенту светопоглощения.
Способ нестационарного отбора жидкости из коллектора трещинно-порового типа позволяет:
- повысить добычу нефти и увеличить коэффициент нефтеизвлечения за счет вовлечения в разработку непреобразованных запасов матричной нефти;
- снизить эксплуатационные затраты на разработку залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти за счет применения гидродинамического метода воздействия на залежь, исключающего дополнительные затраты на реализацию методов увеличения нефтеизвлечения;
- снизить объемы попутно добываемой воды;
- снизить затраты на перекачку и подготовку нефти.