Способ разработки нефтяной залежи

Способ разработки нефтяной залежи

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи.

Известен способ разработки нефтяной залежи (патент RU №2061179, МПК 8 E21B 43/20, опубл. в бюл. №15 от 27.05.1996 г.), включающий отбор нефти через добывающие скважины, перевод части добывающих скважин в нагнетательные и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. На залежи выделяют участки разработки в виде изолированных одна от другой линз, насыщенных нефтью, в пределах этих участков отбирают нефть до снижения начального пластового давления на 20-25% в добывающих скважинах, определяют пористость и проницаемость коллектора, мощность пласта и текущее пластовое давление, затем выбирают одну или несколько добывающих скважин, расположенных в центральной части участка разработки с наибольшими значениями пористости и проницаемости, мощностью не ниже среднего значения по участку и наименьшим значением пластового давления и переводят выбранные скважины в нагнетательные, при этом проводят месячную закачку рабочего агента плотностью 1,09-1,11 г/см³ в объеме дебитов жидкости, при этом в качестве рабочего агента плотностью 1,09-1,11 г/см³ используют попутную девонскую воду, причем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины проводят в циклическом режиме: 10-20 сут закачка, 10-20 сут остановка.

Недостатком данного способа является то, что за счет снижения пластового давления невозможно осуществить взаимодействие нагнетательных скважин при остановке закачки рабочего агента и очистку призабойных зон нагнетательных скважин за счет излива.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи (патент RU №2303126, МПК 8 E21B 43/20, опубл. в бюл. №20 от 20.07.2007 г.), включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме, при этом определяется среднеарифметическая приемистость нагнетательных скважин, скважины с приемистостью менее средней относят к низкоприемистым, скважины с приемистостью более средней относят к высокоприемистым, группируют попарно расположенные территориально ближайшую высокоприемистую и низкоприемистую нагнетательные скважины, все нагнетательные скважины сообщают между собой гидродинамически через наземную систему водоводов с возможностью перетока рабочего агента из низкоприемистой в высокоприемистую скважину, при циклической закачке рабочего агента сгруппированные попарно высокоприемистую и низкоприемистую скважины останавливают и запускают одновременно, а цикл закачки назначают следующим: 10-20 сут - закачка, 10-20 сут - остановка.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, низкая эффективность реализации способа (до 30-40%), обусловленная смещением циклического режима закачки рабочего агента в нагнетательные скважины относительно месячных лунных приливов и отливов. Кроме того, в период месячного лунного прилива пластовых вод из-за снижения трещинной проницаемости пласта возрастают удельные затраты на закачку воды;

- во-вторых, возрастают удельные расходы, связанные с попутно добываемой водой и закачкой рабочего агента на добычу нефти, так как отбор продукции из добывающих скважин постоянно ведется в одном режиме без учета темпов отбора продукции, связанных с периодом месячного лунного отлива-прилива пластовых вод.

Задачей изобретения является повышение эффективности разработки залежи за счет закачки рабочего агента в нагнетательные скважины и их остановки с учетом периодов месячных лунных приливов и отливов пластовых вод, а также снижение удельных расходов, связанных с попутно добываемой водой и закачкой рабочего агента, на добычу нефти в добывающих скважинах путем изменения темпов отбора продукции с учетом периодов месячных лунных отливов-приливов.

Поставленная задача решается способом разработки нефтяной залежи, включающим отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме: 10-20 сут - закачка, 10-20 сут - остановка, при этом проводят исследования нагнетательных скважин, все нагнетательные скважины сообщают между собой гидродинамически через наземную систему водоводов с возможностью перетока рабочего агента, нагнетательные скважины при закачке рабочего агента останавливают и запускают одновременно.

Новым является то, что исследования нагнетательных и добывающих скважин проводят при средних значениях амплитуды месячных лунных отливов и приливов, определяя зоны, где влияние приливных сил незначительно, определяют также в каждой конкретной добывающей скважине соотношение по формуле

K=h_н/h_общ,

где h_н - усредненные значения толщины нефтенасыщенной его части пласта, м;

h_общ - общая толщина пласта, м.

При этом остановку закачки рабочего агента в нагнетательные скважины и ограничение отбора продукции до 30% от номинального из добывающих скважин проводят только в период месячного лунного прилива пластовых вод с увеличением интенсивности прилива пластовых вод и уменьшением трещиноватости пласта, за исключением определенных исследованием зон, в которых не прекращается закачка в нагнетательных скважинах в период лунного прилива, при этом ограничение отбора из добывающих скважин проводят в период максимального прилива на время с 1 до 0,2 от времени прилива в зависимости от изменения соотношения, определенного по формуле К=0,1÷1 соответственно.

На фигуре 1 изображена нефтяная залежь с добывающими и нагнетательными скважинами.

На фигуре 2 изображен разрез добывающей скважины.

На фигуре 3 представлено расстояние от Земли до Луны за 2007 год.

Предлагаемый способ разработки нефтяной залежи осуществляется следующим образом.

Способ разработки нефтяной залежи 1 (см. фиг.1) включает постоянный отбор нефти через добывающие скважины 2; 2'; 2''…2ⁿ и закачку рабочего агента (в качестве рабочего агента используют сточную воду этой же залежи) через нагнетательные скважины 3; 3'; 3''…3ⁿ в циклическом режиме: 10-20 сут - закачка, 10-20 сут - остановка.

Все нагнетательные скважины 3; 3'; 3''…3ⁿ сообщают между собой гидродинамически через наземную систему водоводов (на фиг.1, 2, 3 не показано) с возможностью перетока рабочего агента, причем все нагнетательные скважины 3; 3'; 3''…3ⁿ при закачке рабочего агента останавливают и запускают одновременно.

Одним из эффективных способов увеличения коэффициента охвата и сокращения удельных расходов попутно добываемой воды и закачки на добычу нефти является метод циклического заводнения с учетом лунно-солнечных приливов.

Известно, что Луна движется под воздействием тяготения в основном двух небесных тел - Земли и Солнца, при этом солнечное притяжение вдвое больше земного. Луна находится на среднем расстоянии в 385000 км. На фигуре 3 представлено расстояние от Земли до Луны за 2007 год. В апогее это расстояние увеличивается чуть выше 410000 км, а в перигее уменьшается почти до 350000 км. Полный оборот вокруг Земли Луна совершает за 29,5 суток, если за начало отсчета принимать Солнце. За этот период, называемый синодическим месяцем, она проходит все фазы от новолуния к первой четверти, полнолунию, последней четверти и снова возвращается к фазе новолуния.

Вследствие суточного вращения Земли и движения Земли, Луны и Солнца по своим орбитам приливообразующая сила в каждой точке на поверхности Земли непрерывно меняется во времени, никогда точно не повторяясь. Приливные силы можно представить как сумму большого числа строго периодических составляющих, определяемых из теории движения Луны вокруг Земли и Земли вокруг Солнца. Эти периодические приливные силы разделяют на четыре типа. К ним относятся приливы с периодами в 18,6 года, 1 год, 0,5 года, 1 месяц и 2 недели.

При этом снижение объемов извлечения в период месячных лунных приливов, когда количество воды в продукции скважины существенно увеличивается, значительно замедляет процесс обводнения продуктивного пласта, так как замедляет процесс «подтягивания» воды непосредственно к добывающей скважине.

Амплитуда месячных колебаний высоты столба жидкости в скважине составляет до 300 см. Так как волна обладает энергетической энергией, то должно быть движение пластового флюида. Если есть движение, то должен быть подъем водонефтяного контакта с восточного направления начала движения Луны и Солнца. Поэтому основным фактором, влияющим на колебание высоты столба в скважинах, являются лунно-солнечные приливные-отливные силы.

Проводят исследования добывающих 2; 2'; 2''…2ⁿ и нагнетательных 3; 3'; 3''…3ⁿ скважин любым известным методом с целью определения темпов отбора продукции в добывающих скважинах 2; 2'; 2''…2ⁿ и приемистости пласта и давления закачки в нагнетательных скважинах 3; 3'; 3''…3ⁿ при средних значениях (385000 км) амплитуды месячных лунных приливов и отливов (см. фиг.3) в течение 2 суток.

Определяют зоны, где влияние приливных сил незначительно, например это нагнетательные скважины 3; 3''', в которые закачка рабочего реагента не прекращается в период лунного прилива.

Далее (см. фиг.2) в каждой конкретной добывающей скважине 2; 2'; 2''…2ⁿ определяют соотношение по формуле:

где h_н - усредненные значения толщины нефтенасыщенной его части пласта, м;

h_общ - общая толщина пласта, м.

Проведенными модельными исследованиями установлено, что для скважин с малым соотношением нефтенасыщенной толщины к общей время ограничения отбора жидкости больше, чем для добывающих скважин с большим соотношением нефтенасыщенной толщины к общей. При соотношении h_н/h_общ=0,7 время ограничения отбора жидкости из скважин на 36% меньше, чем при соотношении h_н/h_общ=0,3.

Таким образом, максимальное время ограничения отбора жидкости достигается при малых соотношениях h_н/h_общ.

Например, рассмотрим добывающую скважину 2.

Общая толщина пласта h_общ=6 метров.

Усредненные значения толщины нефтенасыщенной части пласта, колеблющегося в пределах 2,5÷3,5 м, составляют h_н=3 метра.

Тогда согласно формуле 1 соотношение К=h_н/h_общ = 3 метра / 6 метров = 0,5.

Т-ограничение отбора из добывающей скважины проводят в период максимального прилива на время t=от 1 до 0,1 от времени прилива в зависимости от изменения соотношения, определенного по формуле К=0,1÷1 соответственно.

На фигуре 3 показано, как изменяется расстояние от Земли до Луны в течение 2007 года. Из фигуры 3 видно:

- L - изменение расстояния от Земли до Луны при месячном лунном отливе в данный период времени (например, 01 августа - 31 августа);

- L₁ - изменение расстояния от Земли до Луны при месячном лунном приливе в данный период времени (например, 01 августа - 31 августа);

- среднее значение месячных лунных приливов составляет 2 недели или 14 суток.

Так как К=0,5, то t=0,5 × на время прилива, равное 14 сут, определяемое по фигуре 3, например, за период времени 01 августа - 31 августа.

Тогда Т=0,5×14 суток=7 сут.

Поэтому в течение 7 суток ограничивают отбор продукции до 30% от номинального из добывающей скважины 2 в период месячного лунного прилива пластовых вод с увеличением интенсивности прилива пластовых вод и уменьшением трещиноватости пласта.

Аналогичным образом отдельно проводят расчет и по другим добывающим скважинам 2'; 2''…2ⁿ, для каждой из которых индивидуально определяют время, в течение которого ограничивают отбор продукции в период месячного лунного прилива пластовых вод.

В период месячного лунного прилива пластовых вод (см. фиг.3), то есть в течение 2 недель или 14 суток, производят остановку закачки рабочего агента в нагнетательные скважины 3'; 3''…3ⁿ, а в нагнетательные скважины 3; 3''', влияние приливных сил на которые незначительно, закачку рабочего реагента не прекращают в период лунного прилива пластовых вод.

Предлагаемый способ в сравнении с прототипом позволяет снизить удельные расходы, связанные с попутно добываемой водой и закачкой рабочего агента, на добычу нефти в добывающих скважинах путем изменения темпов отбора продукции с учетом периодов месячных лунных отливов-приливов. Также предлагаемый способ позволяет сохранить оптимальное соотношение водонефтяного баланса и сохранить коллекторские свойства пласта, так как закачка рабочего агента в нагнетательные скважины и их остановка сочетаются с периодом месячного лунного отлива-прилива пластовых вод.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме: 10-20 сут. - закачка, 10-20 сут. - остановка, при этом проводят исследования нагнетательных скважин, все нагнетательные скважины сообщают между собой гидродинамически через наземную систему водоводов с возможностью перетока рабочего агента, нагнетательные скважины при закачке рабочего агента останавливают и запускают одновременно, отличающийся тем, что исследования нагнетательных и добывающих скважин производят при средних значениях амплитуды месячных лунных отливов и приливов, определяя зоны, где влияние приливных сил незначительно, определяют также в каждой конкретной добывающей скважине соотношение по формуле К=h_н/h_общ, где h_н - усредненные значения толщины нефтенасыщенной части пласта, м; h_общ - общая толщина пласта, м, при этом остановку закачки рабочего агента в нагнетательные скважины и ограничение отбора продукции до 30% от номинального из добывающих скважин производят только в период месячного лунного прилива пластовых вод с увеличением интенсивности прилива пластовых вод и уменьшения трещиноватости пласта за исключением определенных исследованием зон, в которых не прекращают закачку в нагнетательные скважины в период лунного прилива, при этом ограничение отбора из добывающих скважин производят в период максимального прилива на время с 1 до 0,1 от времени прилива в зависимости от изменения соотношения, определенного по формуле К=0,1÷1 соответственно.