Способ контроля за разработкой нефтяного месторождения

Способ контроля за разработкой нефтяного месторождения

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам контроля за разработкой нефтяных месторождений.

Известные способы контроля за разработкой нефтяных месторождений включают лабораторные исследования свойств пористых сред и пластовых флюидов, геофизические и геопромысловые исследования скважин, построение и совокупный анализ карт состояния коллектора, расчленение нефтяной залежи на представительные участки с характерными геологическими и фильтрационными характеристиками и выбор зон для применения методов воздействия на пласт и увеличения нефтеотдачи.

Известен способ контроля за разработкой нефтяных залежей (пат. RU №2119583, опубл. 27.09.1998), включающий лабораторные исследования свойств пористых сред и пластовых флюидов, геофизические и геопромысловые исследования скважин, построение геологических разрезов, прослеживание пропластков по зонам характерных проницаемостей, построение карт начальных и остаточных нефтенасыщенных толщин, уточнение выработанных нефтенасыщенных толщин с учетом объемов накопленной добычи и объемов закачек.

Недостатком данного способа является то, что способ не учитывает процессы распределения градиентов давления в пласте и образование застойных зон, а также их влияние на выработку пласта, что снижает достоверность определения положения зон малоподвижной нефти.

Известен способ определения границ зон малоподвижной нефти (Девликамов В.В., Хабибуллин З.А., Кабиров М.М. Аномальные нефти. - М.: Недра, 1975, 168 с.), включающий измерение содержания структурообразующих компонентов нефти, измерение пластового давления в скважинах, расчет динамического напряжения сдвига. На основе рассчитанных значений динамического напряжения сдвига нефти для каждой скважины и карты распределения проницаемости пласта строят карту распределения градиентов динамического давления сдвига. По измеренным значениям пластового давления в каждой скважине строят карты распределения градиентов пластового давления. Сопоставляют значения градиентов динамического давления сдвига нефти с фактическими градиентами пластового давления. Границы зон малоподвижной нефти проводят путем совмещения карт распределения градиентов динамического давления сдвига нефти с картой распределения фактических градиентов пластового давления.

Недостатком данного способа является его применимость только для однородных пластов. При высокой степени зональной и послойной неоднородности, а также при усилении неоднородности строения пласта способ контроля не учитывает влияние скоростей фильтрации на процессы распределения градиентов давления в пласте и образование застойных зон, а также их влияние на выработку пласта, что снижает достоверность определения положения зон малоподвижной нефти.

Наиболее близким по сути к заявляемому является способ контроля за разработкой нефтяных месторождений (пат. RU №2172402, опубл. 20.08.2001), включающий измерение пластового давления, вязкости пластовых флюидов, относительных фазовых проницаемостей нефти и воды, построение карт полей давлений и карт полей скоростей фильтрации и проницаемости, наложение карт полей давлений на карты полей скоростей фильтрации и проницаемости, определение положения гидродинамически не связанных участков. Для каждого из гидродинамически не связанных участков рассчитывают значение функции желательности применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН) по многомерному уравнению ее зависимости от числа добывающих и нагнетательных скважин, проницаемости, послойной и зональной неоднородности, степени выработки, обводненности, дебитов жидкости скважин участка. Для применения МУН выбирают гидродинамически не связанные участки в порядке убывания функции желательности.

К недостаткам данного способа можно отнести то, что способ не учитывает влияние методов воздействия на пласт, приводящих к необратимым изменениям структуры порового пространства и изменениям свойств пластовых флюидов.

Многолетнее воздействие на пласты при разработке месторождения приводит к необратимому изменению структуры порового пространства, снижению проницаемости, изменению свойств пластовых флюидов и изменению структуры запасов.

Воздействие на залежь водой нарушает равновесное состояние системы залежи, так как физико-химические свойства закачиваемой воды отличаются от пластовой. Закачиваемая вода является новой компонентой залежи, поэтому при взаимодействии ее с матрицей породы, углеводородами и пластовой водой усиливается неоднородность строения пласта, увеличивается различие в проницаемости пород, существенно изменяются свойства пластовых жидкостей. Таким образом, в пласте создаются условия для образования водонефтяных эмульсий (Амиян В.А. Возможность образования эмульсий в призабойной зоне. - М., 1959, №11, 39 с. / ЦНИИТЭнефтегаз. Сер. Нефтепромысловое дело. Новости нефтяной и газовой техники).

Из промысловой практики известно, что наиболее значительные изменения претерпевает продуктивный пласт при применении термических методов воздействия. Термические процессы сопровождаются образованием вязких и стойких нефтяных эмульсий (Позднышев Г.Н., Фаттахов Р.Ш., Бриль Д.М. Образование стойких нефтяных эмульсий при применении тепловых методов воздействия на пласт и пути их разрушения. // Тематический науч.-техн. обзор: Сер. Нефтепромысловое дело. - М.: ВНИИОЭНГ, 1983, вып. 16 (65), 44 с.). На месторождении Кенкияк (Северный Казахстан) циклическая закачка пара в добывающие скважины сопровождалась образованием тонкодисперсных структур эмульсий конденсата пара в нефти (Алиманов Д.А. Некоторые вопросы добычи высоковязкой нефти на месторождении Кенкияк. // Нефтепромысловое дело: Науч.-техн. информ. сб. - М.: ВНИИОЭНГ, 1981, №6, с.19-20.).

При применении различных методов воздействия в пласте образуются нефтяные эмульсии различной стойкости. Стойкость к разрушению перекачиваемой водонефтяной эмульсии характеризует изменение состояния нефтяной залежи в результате применения методов увеличения нефтеотдачи. Поэтому в пределах залежи в гидродинамически не связанных зонах среднее значение величины стойкости нефтяной эмульсии будет различным.

Увеличение стойкости водонефтяной эмульсии значительно осложняет подъем и транспорт эмульсии, приводит к быстрому износу оборудования, применению деэмульгаторов и влечет за собой значительное увеличение затрат на добычу нефти. В связи с этим повышается значение выбора участка для применения МУН.

Целью изобретения является повышение эффективности контроля за разработкой нефтяных месторождений при подъеме и перекачивании водонефтяных эмульсий за счет более полного учета параметров, характеризующих разрабатываемое месторождение, а именно учета значения стойкости к разрушению перекачиваемой водонефтяной эмульсии.

Для достижения поставленной цели в способе контроля за разработкой нефтяных месторождений, включающем измерение пластового давления, вязкости пластовых флюидов, относительных фазовых проницаемостей нефти и воды, построение карт полей давлений и карт полей скоростей фильтрации и проницаемости, наложение карт полей давлений на карты полей скоростей фильтрации и проницаемости, определение положения гидродинамически не связанных участков, расчет для каждого из участков значения функции желательности применения МУН по многомерному уравнению ее зависимости от числа добывающих и нагнетательных скважин, проницаемости, послойной и зональной неоднородности, степени выработки, обводненности, дебитов жидкости скважин участка, для гидродинамически не связанных участков с равным значением функции желательности дополнительно измеряют стойкость водонефтяной эмульсии в каждой скважине, вычисляют среднее значение стойкости водонефтяной эмульсии в пределах каждого участка и рекомендуют применение МУН на участках в порядке увеличения значения стойкости водонефтяной эмульсии.

Для конкретной скважины рекомендуют применение МУН до достижения и стабилизации максимального значения величины стойкости водонефтяной эмульсии.

При выборе гидродинамически не связанных участков для применения МУН возникают ситуации, когда разные участки имеют практически равное (в зависимости от точности расчетов) значение функции желательности. В этом случае выбор участка для применения МУН может быть сделан в зависимости от значения стойкости водонефтяной эмульсии, характеризующей состояния нефтяной залежи в результате применения методов увеличения нефтеотдачи на сравниваемых участках.

Известно, что увеличение кратности применения методов воздействия на пласт снижает величину дополнительной добычи нефти. Многочисленными исследованиями установлено, что с увеличением кратности солянокислотных обработок добывающих скважин величина дополнительной добычи нефти снижается (Амиян В.А., Уголев B.C. Физико-химические методы повышения производительности скважин. - М.: Недра, 1970, 279 с.).

Известно также, что эффективность циклических паротепловых обработок скважин снижается при увеличении количества циклов (Артеменко А.И., Кащавцев В.А., Фаткуллин А.А. Пароциклическое воздействие как один из приоритетов добычи высоковязкой нефти. // Нефтяное хозяйство, 2005, №6, с.113-115).

Снижение величины дополнительной добычи нефти с увеличением кратности воздействия на пласт связано с увеличением величины стойкости нефтяных эмульсий. Стойкость водонефтяных эмульсий возрастает с увеличением кратности воздействия на пласт и достигает максимального значения. При стабилизации максимального значения величины стойкости водонефтяной эмульсии величина дополнительной добычи нефти незначительна. Поэтому для конкретной скважины в пределах выбранного участка применение МУН будет эффективным до достижения и стабилизации максимального значения величины стойкости водонефтяной эмульсии.

На фиг.1 представлен график изменения дополнительной добычи нефти (1) и график изменения стойкости нефтяной эмульсии (2) при повторных циклических паротепловых обработках скважины 427: Q_n/Q₁ - отношение уровня добычи после проведения n-го цикла - Q_n к уровню добычи после проведения 1-го цикла Q₁; η_n/η₁ - отношение уровня стойкости нефтяной эмульсии после проведения n-го цикла - η_n к уровню стойкости нефтяной эмульсии после проведения 1-го цикла - η₁.

На фиг.2 представлен график изменения дополнительной добычи нефти (1) и график изменения стойкости нефтяной эмульсии (2) при повторных солянокислотных обработках скважины 279: ΔQ/Q - отношение уровня дополнительной добычи к уровню добычи после проведения цикла; Δη/η - отношение уровня изменения стойкости нефтяной эмульсии к уровню стойкости нефтяной эмульсии после проведения цикла.

Реализация предлагаемого способа контроля за разработкой нефтяной залежи была проведена на примере Гремихинского месторождения, расположенного на территории Удмуртской Республики. Основным и образующим объектом разработки Гремихинского месторождения является пласт A₄ башкирского яруса. Объект разрабатывается по площадной семиточечной системе размещения скважин с расстоянием между скважинами 173 м. Вязкость нефти в пластовых условиях равнялась 148,14 мПа·с. Для разработки данного объекта применялись различные методы воздействия на пласт.

В соответствии с последовательностью операций, изложенной в патенте RU №2172402 и включающей измерение пластового давления, вязкости пластовых флюидов, относительных фазовых проницаемостей нефти и воды, построение карт полей давлений и карт полей скоростей фильтрации и проницаемости, наложение карт полей давлений на карты полей скоростей фильтрации и проницаемости, для пласта A₄ башкирского яруса были определены гидродинамически не связанные участки в пределах нефтяных залежей. Для каждого из определенных участков рассчитаны значения функций желательности применения МУН по многомерному уравнению ее зависимости от числа добывающих и нагнетательных скважин, проницаемости, послойной и зональной неоднородности, степени выработки, обводненности, дебитов жидкости участка. Выявлены участки, для которых функции желательности применения МУН имели практически равные значения - 0,4331 и 0,4330. При анализе методов воздействия на пласт установлено, что на первом участке (функция желательности 0,4331) эксплуатационные скважины находятся в зоне воздействия скважин, в которые производилась импульсная дозированная закачка пара. В настоящее время производится закачка промысловой сточной воды. На втором участке (функция желательности 0,4330) эксплуатационные скважины находятся в зоне воздействия горячей водой. Закачка горячей воды стала производиться после разработки участка на естественном режиме. Подъем пластовых жидкостей в скважинах обоих участков осуществляется с применением установок ЭЦН.

На скважинах данных участков были отобраны пробы нефтяных эмульсий. Измерение стойкости эмульсий было проведено по следующей методике. Водонефтяную эмульсию объемом 100 мл наливали в полипропиленовый стакан, который помещали в ванну, заполненную дистиллированной водой. В ванну опускали два электрода. Сила тока через электроды составляла 1,2 А. Напряжение между электродами было равно 12 В. Процесс обработки эмульсии контролировался по изменению окислительно-восстановительного потенциала (ОВП) в полипропиленовых пакетах с дистиллированной водой, которые опускали в ванну с электродами. ОВП дистиллированной воды составлял +120 мВ. Процесс обработки прерывался при достижении ОВП воды в ванне максимального значения, равного -205 мВ. Продолжительность паузы определялась по уменьшению ОВП воды в ванне до минимального значения -50 мВ. Данный цикл повторяли до формирования границы раздела между нефтью и водой. Чем больше время расслоения нефти и воды, тем больше стойкость нефтяной эмульсии. Далее было вычислено среднее значение стойкости нефтяной эмульсий для обоих участков. Среднее значение стойкости водонефтяных эмульсий на первом участке превышало среднее значение стойкости водонефтяных эмульсий на втором участке в 1,3 раза. Было рекомендовано применение МУН на втором участке.

В пределах расположения первого участка на скважине 427 было проведено 7 повторных циклических паротепловых обработок. После проведения паротепловой циклической обработки скважины производили отбор пробы нефтяной эмульсии. Стойкость нефтяной эмульсии измерялась в соответствии с вышеприведенной методикой. Из графика, представленного на фиг.1, следует, что после 4-го цикла стойкость нефтяной эмульсии достигает максимального значения и проведение следующих циклов не эффективно, так как дополнительная добыча нефти имеет незначительную величину.

В пределах расположения второго участка на скважине 279 было проведено 4 солянокислотных обработки. Из графика, представленного на фиг.2, следует, что после 3-й солянокислотной обработки стойкость нефтяной эмульсии достигает максимального значения. Дополнительная добыча нефти при последующих циклах имеет низкие значения, что позволяет сделать вывод о нецелесообразности дальнейшего применения МУН.

Предложенный способ контроля за разработкой нефтяного месторождения позволяет при равных средних значениях функции желательности на гидродинамически не связанных участках осуществлять выбор участков для применения МУН с учетом влияния методов воздействия на пласт, приводящих к необратимым изменениям структуры порового пространства и изменениям свойств пластовых флюидов.

1. Способ контроля за разработкой нефтяного месторождения, включающий измерение пластового давления, вязкости пластовых флюидов, относительных фазовых проницаемостей нефти и воды, построение карт полей давлений и карт полей скоростей фильтрации и проницаемости, наложение карт полей давлений на карты полей скоростей фильтрации и проницаемости, определение положения гидродинамически несвязанных участков, расчет для каждого из участков значения функции желательности применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН) по многомерному уравнению ее зависимости от числа добывающих и нагнетательных скважин, проницаемости, послойной и зональной неоднородности, степени выработки, обводненности, дебитов жидкости скважин участка, отличающийся тем, что для гидродинамически несвязанных участков с равным значением функции желательности дополнительно измеряют стойкость водонефтяной эмульсии в каждой скважине, вычисляют среднее значение стойкости водонефтяной эмульсии в пределах каждого участка и рекомендуют применение МУН на участках в порядке увеличения значения стойкости водонефтяной эмульсии.

2. Способ контроля за разработкой нефтяного месторождения по п.1, отличающийся тем, что для конкретной скважины рекомендуют применение МУН до достижения и стабилизации максимального значения величины стойкости водонефтяной эмульсии.