Способ разработки водонефтяного пласта
DEVELOPMENT METHOD OF WATER-OIL RESERVOIR

Изобретение относится к области разработки нефтяных залежей и может найти применение для эксплуатации скважин при вытеснении водой.
Известен способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами (патент RU № 2550642, МПК Е21В 43/20, опубл. 10.05.2015 Бюл. № 13), включающий строительство горизонтальных добывающих скважин, охватывающих залежь, и горизонтальных нагнетательных скважин, нагнетание вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции добывающими скважинами, при этом горизонтальные добывающие скважины размещают параллельно друг другу, между горизонтальными участками и параллельно горизонтальным участкам располагают горизонтальную нагнетательную скважину, нагнетание в которой начинают от забоя, при снижении приемистости коллекторов на забое горизонтальной нагнетательной скважины до предельно рентабельной неработающий участок горизонтального ствола изолируют последовательно в направлении от забоя к началу горизонтального ствола нагнетательной скважины, причем горизонтальные добывающие скважины проводят в проницаемом прослое ниже кровли пласта на расстоянии 3-6 м и выше водонефтяного контакта на расстоянии не менее 10 м, горизонтальную нагнетательную скважину строят равноудаленной от горизонтальных участков добывающих скважин на расстоянии шага проектной сетки, закачку вытесняющего агента осуществляют с повышением пластового давления на 10-20% по сравнению с зоной отбора, предусматривают возврат к предыдущим интервалам эксплуатации по истечении времени, достаточного для восстановления и выравнивания фронта закачиваемой жидкости в пласте, горизонтальные участки добывающих скважин вскрывают в двух интервалах на расстоянии, исключающем их гидродинамическую связь, а отбор продукции производят поочередно, причем переключение с одного интервала добычи на другой осуществляют при достижении предельно рентабельной обводненности продукции.
Недостатками данного способа являются узкая область применения, так как может быть реализован только при строительстве новых скважин, большие финансовые затраты, связанные со строительством горизонтальных скважин без учета свойств пласта и необходимости их строительства, сложность регулирования процессов отбора и закачки, так как распределение заводнения из горизонтальных скважин определяется в основном зонами проницаемости самого пласта, а не режимами закачки, при этом не учитывается строение самого пласта.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки водонефтяной залежи (патент RU № 2431737, МПК Е21В 43/16, опубл. 20.10.2011 Бюл. № 29), включающий строительство нагнетательных и добывающих скважин, исследование геолого-физических условий строения продуктивного пласта и характеристик 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, причем 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 м 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.
Недостатками данного способа являются сложность осуществления и контроля, так как требуется постоянное кардинальное изменение (20 % и более) процессов закачки и отбора в течении суток, при этом не учитывается строение самой залежи (пласта).
Технической задачей предполагаемого изобретение является создание способа разработки водонефтяного пласта, позволяющей производить кардинальное регулирование процессов отбора и закачки через длительные промежутки времени (не менее 6 месяцев) на базе анализа параметров эксплуатации пласта и располагать добывающие и нагнетательные скважины в зависимости от строения кровли пласта для увеличения добычи нефти.
Техническая задача решается способом разработки водонефтяного пласта, включающим строительство нагнетательных и добывающих скважин по любой из известных сеток с вторичным вскрытием интервала продуктивного пласта, исследование геолого-физических условий и строения продуктивного пласта и характеристик насыщающих его жидкостей в скважинной продукции, колебания высоты столба жидкости в скважине - циклы подъема и снижения уровня водонефтяного контакта, регулируемую закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и регулируемый отбор продукции из добывающих скважин для достижения максимальной эффективности.
Новым является то, что при исследовании определяют также абсолютные отметки кровли пласта и группы скважин гидродинамически связанные между собой, в каждой группе скважин минимальных отметках кровли пласта располагают только нагнетательные скважины, в максимальных – добывающие скважины, а остальные скважины располагают согласно выбранной системе закачки агента и отбора продукции, в ходе эксплуатации производят сбор данных об объемах закачиваемого агента каждой нагнетательной скважины группы и обводненности продукции каждой добывающей скважины группы, проводят статистический анализ полученных результатов, из которых определяют диапазоны режимов закачки агента и объемов отбора для каждой соответствующей скважины группы, обеспечивающих максимальную эффективность для дальнейшей эксплуатации, в ходе которой продолжают сбор данных с соответствующих скважин, и каждый раз при снижении эффективности, определяют новые диапазоны режимов закачки агента и объемов отбора, обеспечивающих максимальную эффективность для дальнейшей эксплуатации.
Новым является также то, что при снижении дебита по нефти добывающих скважин и увеличении обводненности продукции пласта, в нагнетательных скважинах устанавливают на колонне труб проходной пакер в интервале вторичного вскрытия, отсекая верхнюю часть как минимум на половину интервала вторичного вскрытия, причем перед началом закачки вытесняющего агента межтрубное пространство между технологической и обсадной колоннами выше пакера заполняют песком до уровня, исключающего циркуляцию агента.
Новым является также то, что при снижении дебита по нефти добывающих скважин и увеличении обводненности продукции пласта, в добывающих скважинах перед началом отбора осекают нижнюю часть интервала вскрытия как минимум на половину.
Способ разработки водонефтяного пласта реализуется в следующей последовательности.
Способ разработки водонефтяного пласта включает строительство нагнетательных и добывающих скважин по любой из известных сеток (на территории Республики Татарстан (РТ) применяют в основном квадратные или треугольные сетки) с вторичным вскрытием интервала продуктивного пласта. Исследованиями определяют геолого-физические условия и строение продуктивного пласта и характеристик насыщающих его жидкостей в скважинной продукции, колебания высоты столба жидкости в скважине - циклы подъема и снижения уровня водонефтяного контакта, а также определяют абсолютные отметки кровли пласта и группы скважин гидродинамически связанные между собой. В каждой группе скважин в минимальных отметках кровли пласта (во впадинах) располагают только нагнетательные скважины, в максимальных (в подъемах) – добывающие скважины, а остальные скважины располагают согласно выбранной сетке и системе закачки агента и отбора продукции. При строительстве новых скважин нагнетательные и добывающие скважины в выбранных группах сразу начинают эксплуатировать по выбранному принципу. На пластах, эксплуатируемых ранее, в выбранной группе все скважины, расположенные в минимальных отметках кровли пласта (по впадинах) переводят в нагнетательные, а скважины, расположенные в максимальных отметках (в подъемах) – в добывающие. После чего через нагнетательные скважины закачивают в пласт вытесняющей агент, а продукцию пласта отбирают при помощи добывающих скважин. При этом в ходе эксплуатации производят сбор данных об объемах закачиваемого агента каждой нагнетательной скважины группы и обводненности продукции каждой добывающей скважины выбранной группы. Проводят статистический анализ полученных результатов, из которых определяют диапазоны режимов закачки агента и объемов отбора для каждой соответствующей скважины группы, обеспечивающих максимальную эффективность для дальнейшей эксплуатации. При большом количестве скважин статистический анализ проводят при помощи аппаратных и компьютерных комплексов. Регулируемые режимы закачки агента (технической воды, пресной воды, минерализованной воды, воды с реагентами или т.п.) через нагнетательные скважины осуществляют с контролем объемов и давлений, не выходящим за пределы выбранного, для данной нагнетательной скважины, диапазона закачки. Регулируемые режимы отбора продукции пласта осуществляют через добывающие скважины в объёмах в период времени, не выходящим за пределы выбранного, для данной добывающей скважины, диапазона отбора. При этом в ходе эксплуатации производят сбор данных об объемах закачиваемого агента каждой нагнетательной скважины группы и обводненности продукции каждой добывающей скважины выбранной группы. По мере выработки нефтяных запасов продукции снижается эффективность добычи продукции пласта в группе скважин. Тогда опять проводят статистический анализ полученных результатов, из которых определяют диапазоны режимов закачки агента и объемов отбора для каждой соответствующей скважины группы, обеспечивающих максимальную эффективность для дальнейшей эксплуатации. Работу добывающих и нагнетательных скважин переводят на новый режим добычи и закачки соответственно. Статистический анализ и регулирование работы скважин производят каждый раз при снижении эффективности их работы.
При снижении дебита по нефти добывающих скважин и увеличении обводненности продукции пласта, при помощи анализа данных, выделяют нагнетательные скважины, наиболее влияющие на обводненность продукции пласта в близлежащих добывающих скважинах. В выбранных нагнетательных скважинах устанавливают на колонне труб проходной пакер в интервале вторичного вскрытия, отсекая верхнюю часть как минимум на половину интервала вторичного вскрытия. Причем чем больше скважина влияет на обводненность продукции, тем ближе устанавливает пакер к нижнему краю интервала вскрытия. Перед началом закачки вытесняющего агента в межтрубное пространство между технологической и обсадной колоннами засыпают расчётное количество кварцевого песка, ждут его оседание выше пакера на высоту, исключающую циркуляцию агента при закачке вытесняющего агента в подпакерное пространство. Тем самым исключается большое влияние выбранной скважины на обводненность продукции и не требуется бурение новых скважин.
При эксплуатации пласта заводнением уровень водонефтяного контакта (ВНК) пласта постоянно растет (становится выше) и в некоторых добывающих скважинах вскрытия (глухим пакером, гильзой, цементным мостом или т.п.) как минимум на половину (более точно определяется по результатам геофизических исследований скважин – ГИС). Чем выше уровень ВНК относительно интервала вскрытия, тем большую часть его отсекают, чтобы обеспечить отбор продукции из пласта из прикровельной части для уменьшения обводненности, так как нефть имеет меньшую плостность чем закачиваемый вытесняющий агент.
Пример конкретного выполнения.
3
3
3
3
На Туймазинском месторождении в пласте Д1, разбуренным равномерной квадратной сеткой добывающих и нагнетательных скважин, закачку минерализованной воды проводили с средним давлением 12 – 13 МПа в объеме 160 млн.т в год, добыча нефти была на уровне 50 млн.т. в год. Провели анализ скважин и выявили около 180 групп (блоков) гидродинамически связанных скважин. Исследованиями определили геолого-физические условия и строение продуктивного пласта Д1 и характеристики насыщающих его жидкостей в скважинной продукции, колебания высоты столба жидкости в скважине – циклы подъема и снижения уровня ВНК, а также определили абсолютные отметки кровли пласта и группы скважин гидродинамически связанные между собой. В каждой из групп скважин перевели добывающие скважины в нагнетательные скважины, расположенные в области купольных поднятий (где скапливается нефть, имеющая меньшую, по сравнению с водой, плотность), а нагнетательные скважины – в добывающие скважины, расположенные в области минимальных значений купола (по абсолютным отметкам). В результате это позволило добывать из пласта Д1 до 120 млн. т накопленной нефти в год, при общем объеме нагнетаемой воды 280 млн. тонн, при пластовом давлении добывающих скважин до 15 – 17 МПа. При этом осуществляли в ходе эксплуатации сбор данных об объемах закачиваемого агента каждой нагнетательной скважины и обводненности продукции каждой добывающей скважины выбранной группы. Через семь лет накопленная добыча нефти в пласте Д1 снизилась с 120 млн. т в год до 50 млн. т и рост обводненности продукции произошел с 40-50 % до 70-80 %. Провели статистический анализ полученных результатов в процессе эксплуатации пласта Д1, из которых определили диапазоны режимов закачки агента (400 – 450 м/сут при давлении 14 – 15 МПа на одну скважину) и объемов отбора (250 – 300 м/сут на одну скважину) для каждой соответствующей скважины группы, обеспечивающих максимальную эффективность для дальнейшей эксплуатации. В результате накопленная добыча нефти в год выросла до 95 млн.т при обводненности 50 – 55 %. При этом продолжали сбор данных об объемах закачиваемого агента каждой нагнетательной скважины и обводненности продукции каждой добывающей скважины выбранной группы. Через четыре года накопленная добыча нефти снизилась до 40 млн.т, а обводненность возросла до 80 – 85 %. После анализа данных произвели регулирование режимов нагнетания вытесняющего агента (воды) и добычи: нагнетание - 300 – 320 м/сут при давлении 11 – 12 МПа на одну скважину; добыча – 200 – 280 м/сут на одну скважину. В результате накопленная добыча нефти в год выросла до 75 млн.т при обводненности 60 – 65 %.
3
3
В ходе эксплуатации нагнетательная скважина 28901Г с (объемом закачки 250 м/сут при давлении 14 МПа) приводила к обводнению продукции в добывающих скважинах 11048 и 28901Б до 95 %. В скважину 28901Г на технологической колонне труб спустили проходной пакер, который установили ниже интервала перфорации (на глубине 1485 м – абсолютная отметка). В межтрубное пространство между технологической и обсадной колоннами засыпали 1 м кварцевого песка. Через 2 часа ожидания оседания песка сверх пакера приступили к нагнетанию вытесняющего агента с давлением 14 МПа с полным отсутствием циркуляции в межтрубном пространстве. В результате обводненность продукции в скважинах 11048 и 28901Б снизилась до 55 %.
3
В ходе эксплуатации уровень ВНК вырос до уровня интервала вскрытия добывающих скважин 28931 и 11040, в которых обводненность добываемой продукции достигала 99 %. В скважине 28931 нижнюю часть (2/3 от общей длины – 12 м) интервала вскрытия после засыпки 7 мпеска перекрыли цементным мостом. В скважине 11040 нижнюю часть (1/2 от общей длины – 10 м) металлической гильзой, которую привальцевали к стенкам обсадной колонны скважины. В результате обводненность добываемой продукции в скважине 28931 снизилась до 45 %, а в скважине 11040 – до 55 %. Обе скважины продолжали эксплуатироваться как добывающие.
В результате проведенных мероприятий дополнительная добыча нефти на Туймазинском месторождении за 10 лет реализации составила около 500 млн.т нефти.
Предлагаемый способ разработки водонефтяного пласта позволяет производить кардинальное регулирование процессов отбора и закачки через длительные промежутки времени (не менее 6 месяцев) на базе анализа параметров эксплуатации пласта и располагать добывающие и нагнетательные скважины в зависимости от строения кровли пласта для увеличения добычи нефти.