Способ разработки нефтяного месторождения с неоднородными пластами

Способ разработки нефтяного месторождения с неоднородными пластами

Реферат

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Цель - сокращение сроков разработки за счет выравнивания фильтрационных сопротивлений пластов по толщине и по площади в грунтах элементов залежи. Для этого выделенные элементы участков залежи разделяют на группы не менее двух по величине фильтрационных сопротивлений, отличных от среднего значения фильтрационного сопротивления всех элементов. Усредненное соотношение фильтрационных сопротивлений в двух примыкающих группах элементов не должно превышать трех. Закачку в группу элементов с небольшими фильтрационными сопротивлениями ведут попеременно, агента, уменьшающего фильтрационное сопротивление, - с теплом, большим темпа отбора продукции, и воды - с темпом, меньшим темпа отбора продукции. Закачку в группу элементов с наименьшими фильтрационными сопротивлениями ведут попеременно, агента, увеличивающего фильтрационное сопротивление, - с темпом, меньшим темпа отбора продукции, и воды - с темпом, большим темпа отбора продукции. Применение способа обеспечивает выравнивание продолжительности разработки отдельных элементов или залежи с различными геолого-промысловыми характеристиками, т. е. увеличивается охват воздействием не только по толщине продуктивных отложений, но по площади залежи нефти. 2 з. п. ф-лы, 3 ил., 3 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к разработке нефтяных месторождений с применением закачиваемых в пласт вытесняющих агентов для повышения нефтеотдачи пластов. Целью изобретения является сокращение сроков разработки за счет выравнивания фильтрационных сопротивлений по толщине и по площади в группах элементов залежи. На фиг. 1 представлена зависимость изменения коэффициента нефтеотдачи ( _н) и накопленного объема добычи ( Q_ж) жидкости от времени разработки (кривая 1 отражает предлагаемую технологию, кривая 2 технологию прототипа); на фиг.2 зависимость обводненности продукции от времени разработки; на фиг.3 зависимость продолжительности разработки (К_t) от уровня фильтрационных сопротивлений (I). Пример реализации способа. Для иллюстрации преимуществ данного способа по сравнению с известным были проведены расчеты процесса разработки гипотетического участка месторождения нефти. Минимальное количество элементов залежи, позволяющее реализовать основной принцип предложенного технического решения (увеличение фильтрационных сопротивлений одних интервалов, слоев, пропластков пласта и/или снижение фильтрационных сопротивлений других), равно двум. Для большей иллюстративности был рассмотрен трехэлементный участок залежи, в котором каждый из слагающих его элементов различался уровнем фильтрационных сопротивлений, в то время как показатель неоднородности продуктивной толщи был одинаков. Конкретно, рассмотрению подвергался гипотетический двухслойный пласт, в котором продуктивные слои предполагались гидродинамически изолированными один от другого. Основные геолого-промысловые характеристики рассмотренных элементов приведены в табл.1. Считалось, что разработка рассматриваемых элементов осуществляется путем использования однорядной системы размещения скважин с расстояниями между рядами и между скважинами в рядах, равными 500 м. Вязкость нефти в пластовых условиях принята 7 мПа^.с. В качестве агента, увеличивающего фильтрационное сопротивление пористых сред, в рассматриваемых вариантах предусматривалось применение водного раствора полиакриламида высокой молекулярной массы (5-7 млн.ед.) с концентрацией средней в оторочке 0,03 мас. и вязкостью при выбранной пластовой температуре (30^оС), равной 2,44 мПа^.с. Для той же цели могут быть использованы другие вещества и композиции, например полисахарид, стабилизированная водонефтяная эмульсия, высоковязкая нефть, силикатные композиции и т.д. В качестве агентов, уменьшающих фильтрационное сопротивление пористых сред, могут быть использованы любые вещества и их композиции, обеспечивающие достижение требуемого эффекта за счет воздействия на породу коллектора (например, кислотой для растворения карбонатного материала пористой среды, приводящего к повышению проницаемости коллектора); на осевшую на поверхности пор пленку асфальтосмолистых веществ с целью ее разрушения (например, раствором щелочей), на физико-химические свойства нефти (например, раствором ПАВ и ПАВ-содержащих композиций), ее вязкость и поверхностное натяжение. Возможно применение и многофункциональных композиций. Были также рассмотрены варианты 4 и 5, отличающиеся тем от приведенных в табл. 1, что проницаемость продуктивных слоев в пределах элемента 4 равна 0,13 мкм² и 0,26 мкм², а в пределах элементов 5-0,2 мкм² и 0,4 мкм². Технологический режим физико-химического воздействия при этом был аналогичен принятому для вариантов с элементами 2 и 3, за исключением того, что давление нагнетания воды на стадии перемещения оторочки физико-химических агентов было на 60% больше (перепад давления равен 11,2 МПа). В рассмотренных вариантах в качестве агента, обеспечивающего снижение фильтрационного сопротивления нефтенасыщенных пористых сред, была выбрана композиция, названная разработчиками композицией ИХН-7, имеющей следующий компонентный состав по активному веществу, г/л: НПАВ Превоцел-12 или Неонол АФ_9-12 25,0 Аммиачная селитра 50,0 Аммиак 31,2 Общая, испытанная в лабораторных условиях, концентрация химических продуктов в одном растворе 106,2 г/л. Межфазное натяжение на границе раздела раствора с нефтью Самотлорского месторождения при 55^оС -0,27 мП/м. Основываясь на экспериментальных данных, было принято, что композиция ИХП-7 при ее применении в виде 10%-ного водного раствора обеспечивает уменьшение остаточной нефтенасыщенности на 10% (в абсолютном измерении), достигаемой при вытеснении нефти минерализованной пластовой водой; увеличение фазовой проницаемости для воды в зоне адсорбции химических продуктов композиции на 30% относительно фазовой проницаемости для воды, достигаемой при вытеснении нефти только минерализованной пластовой водой; уменьшение вязкости пластовой нефти в зоне наличия химических продуктов в 2 раза, Величина сорбции НПАВ из 10%-ного раствора композиции ИХН-7, принятая нами в расчетах, была равна ее экспериментальному значению 22,6 кг на 1 м³ порового объема. В качестве базовых показателей разработки трехэлементного участка были приняты технологические расчетные показатели, полученные из условия, что разработка каждого элемента проводится по технологии прототипа. При этом было принято, что полимерный раствор закачивается порциями, объем которых равен 2% порового объема пласта; темп нагнетания раствора полимера на 25% меньше темпа отбора жидкости из пласта; в промежутках между закачкой раствора полимера в пласт нагнетается ненагретая вода в объеме, равном объему порции раствора полимера; темп нагнетания ненагретой воды на 25% выше темпа отбора в этот период времени пластовых жидкостей; концентрация раствора полимера равна 0,06% периоды нагнетания порции полимера и порции ненагретой воды образуют цикл полимерного воздействия на пласт; циклы полимерного воздействия на пласт повторяются до достижения суммарного объема нагнетания рабочих агентов 20% порового объема пласта; на последующей стадии разработки проводится непрерывное нагнетание ненагретой воды с темпом, в среднем равным темпу отбора пластовых жидкостей; средний перепад давления между забоями нагнетательной добывающей скважины на начальной и последующей стадиях разработки равен 7 МПа; завершением разработки элемента и участка является достижение 99% обводненности добываемой продукции. После расчета технологических показателей разработки каждого из элементов производилось их суммирование для получения прогнозной динамики технологических показателей разработки участка в целом. Технологические показатели разработки участка по предлагаемому способу также определились путем суммирования показателей разработки каждого из элементов, расчет которых проводился по различным методикам. Для элемента с наибольшим уровнем проницаемости слоев, т.е. с наименьшим уровнем фильтрационных сопротивлений по рассмотренной методике прототипа. Для элемента 3 (табл.1) с наибольшим уровнем фильтрационных сопротивлений расчет технологических показателей основывался на следующем принятом режиме воздействия: нагнетание композиции ИХН-7 производится порциями, объем которых равен 2% порового объем пласта; темп нагнетания 20%-ного водного раствора композиции ИХН-7 на 25% больше темпа отбора жидкости из пласта в этот период; в промежутках между закачкой раствора композиции в пласт нагнетается в течение первых двух циклов раствор полиакриламида концентрации 0,06% а в последующие ненагретая вода в объеме, равном объему порции раствора ИХН-7; темп нагнетания раствора полимера ненагретой воды на 25% меньше темпа отбора жидкости из пласта; периоды нагнетания порций раствора композиции ИХН-7 и ненагретой воды (раствора полимера) образуют цикл активного воздействия на пласт; циклы активного воздействия на пласт повторяются до достижения суммарного объема нагнетания рабочих агентов 8% порового объема пласта; на последующей стадии разработки проводится непрерывное нагнетание ненагретой воды с темпом, в среднем равным темпу отбора пластовых жидкостей; средний перепад давления между забоями нагнетательной и добывающей скважин на начальной и последующей стадиях разработки равен 7 МПа; завершением разработки элемента является достижение 99% обводненности добываемой продукции. Расчет технологических показателей элемента 2 (табл.2) со средним уровнем фильтрационных сопротивлений основывался на следующем выбранном режиме воздействия: разработка начинается с нагнетания в пласт раствора полимера 0,06% концентрации; темп нагнетания раствора полимера на 25% меньше темпа отбора жидкости из пласта; плановый объем закачки раствора полимера нагнетается в пласт порциями, объем порций раствора полимера равен 2% порового объема пласта; после закачки порции раствора полимера производится переход на нагнетание в пласт водного раствора композиции ИХН-7 20% концентрации; темп нагнетания композиции ИХН-7 на 60% превышает текущий темп отбора жидкости из пласта; плановый объем закачки раствора композиции ИХН-7 нагнетается в пласт порциями; объем порции раствора композиции ИХН-7 равен 0,8% порового объема пласта; периоды нагнетания порций раствора полимера и композиции ИХН-7 образуют цикл; циклы повторяются до заводнения нагнетания в пласт планового объема растворов полимера и композиции ИХН-7, принятого равным 11,2% порового объема (в сумме или 8% и 3,2% соответственно); на последующей стадии разработки проводится непрерывное нагнетание ненагретой воды с темпом, в среднем равным темпу отбора пластовых жидкостей; средний перепад давления между забоями нагнетательной скважины и скважины добывающей на начальной и последующей стадиях разработки равен 7 МПа; завершением разработки элемента является достижение 98% обводенности добываемой продукции. В дополнительных вариантах 4 и 5 было предусмотрено нагнетание раствора полимера в объеме 2% порового объема пласта порциями по 0,5% порового объема пласта и нагнетание композиции ИХН-7 порциями по 2,3% от порового объема пласта (суммарный объем нагнетания композиции 9,2%). Расчет технологических показателей производился на ЭВМ по методике 1 "Поиск и научное обоснование нового комбинированного метода увеличения нефтеотдачи пластов, обеспечивающего применение теплового воздействия в широком диапазоне геолого-физических условий". Согласно результатам расчетов (табл.2 и 3, фиг.1 и 2) применение данного технического решения в сравнении с известным в рассмотренных условиях приводит к резкому сокращению продолжительности разработки залежи в целом; со 116 лет до 66 лет в 1,76 раз, снижению разрыва в продолжительности разработки отдельных ее элементов при несколько большем объеме добычи жидкости (13,04 млн. т против 11,74 млн.т или 11%). Так, разрыв между окончанием разработки первого и третьего элементов составил по прототипу 78 лет, по рекомендуемой технологии 28. График фиг.3, на котором приведены данные о расчетной продолжительности разработки элементов залежи с различным уровнем фильтрационных сопротивлений (варианты 2-5) по предложенной методике, подтверждает обоснованность положения о том, что в выделенных группах нежелательны элементы, различающиеся по уровню фильтрационных сопротивлений более чем в 3 раза. Продолжительность разработки и уровень фильтрационных сопротивлений элемента залежи по варианту 2 приняты за 1. Расчеты показали, что за счет инверсии целей воздействия (увеличение фильтрационных сопротивлений наиболее высокопроницаемых интервалов пласта, некоторое увеличение фильтрационных сопротивлений наиболее высокопроницаемых интервалов пласта с одновременным некоторым уменьшением фильтрационных сопротивлений интервалов пласта с ухудшенными коллекторскими свойствами, уменьшение фильтрационных сопротивлений интервалов пласта с ухудшенными коллекторскими свойствами) реально осуществить выравнивание продолжительности разработки групп элементов, различающихся по своим средним уровням фильтрационных сопротивлений не более чем в 3 раза. Таким образом, применение данного способа обеспечивает получение нового качества: выравнивание продолжительности разработки отдельных элементов (или группы элементов участка, или залежи с различными геолого-промысловыми характеристиками, т.е. увеличение охвата воздействием не только по толщине продуктивных отложений, но и по площади залежи нефти, т. е. в целом по объекту) и/или ее крупных участков. В результате сокращается общий срок разработки залежи, снижается разрыв в продолжительности разработки отдельных ее участков, отличающихся фильтрационными свойствами, и существенно улучшаются показатели разработки месторождения.

Формула изобретения

1. СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ С НЕОДНОРОДНЫМИ ПЛАСТАМИ, включающий выделение элементов на участке залежи по величине фильтрационного сопротивления, закачку агентов в пласты через нагнетательные скважины, увеличивающих фильтрационное сопротивление пластов с темпом, меньшим отбора продукции через добывающие скважины, и воды с темпом, большим отбора продукции через добывающие скважины, отличающийся тем, что, с целью сокращения сроков разработки за счет выравнивания фильтрационных сопротивлений пластов по толщине и по площади в группах элементов залежи, выделенные элементы участков залежи разделяют на группы, не менее двух, по величине фильтрационных сопротивлений, отличных от среднего значения фильтрационного сопротивления всех элементов, причем усредненное соотношение фильтрационных сопротивлений в двух примыкающих группах элементов не должно превышать трех, а закачку в группу элементов с наибольшими фильтрационными сопротивлениями ведут попеременно, агента, уменьшающего фильтрационное сопротивление, с темпом, большим темпа отбора продукции, и воды с темпом, меньшим темпа отбора продукции, а закачку в группу элементов с наименьшими фильтрационными сопротивлениями ведут попеременно, агента, увеличивающего фильтрационное сопротивление, с темпом, меньшим темпа отбора продукции, и воды с темпом, большим темпа отбора продукции. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что группу элементов со средними значениями фильтрационных сопротивлений закачку агентов ведут попеременно, увеличивающих фильтрационное сопротивление, с темпом, меньшим темпа отбора продукции, и агентов, уменьшающих фильтрационное сопротивление, с темпом, большим темпа отбора продукции. 3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве агентов, увеличивающих фильтрационное сопротивление, используют полиакриламид, полисахарид, силикатные композиции, а в качестве агентов, уменьшающих фильтрационное сопротивление - кислоты, щелочи, ПАВ.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4

MM4A Досрочное прекращение действия патента Российской Федерации на изобретение из-за неуплаты в установленный срок пошлины за поддержание патента в силе

Номер и год публикации бюллетеня: 10-2002

Извещение опубликовано: 10.04.2002