Способ разработки нефтяных месторождений с поддержанием уровня добычи нефти с помощью форсированного режима на завершающей стадии

Способ разработки нефтяных месторождений с поддержанием уровня добычи нефти с помощью форсированного режима на завершающей стадии

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам регулирования разработки нефтяной залежи на последней стадии с использованием форсированного режима, и может быть использовано для увеличения отбора жидкости и добычи нефти. Известен способ разработки обводненной нефтяной залежи в пласте монолитного строения (Патент RU №2060365, МПК Е21В 43/20 опубл. 20.05.1996). Способ включает закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в нестационарном режиме и отбор нефти через добывающие скважины. На поздней стадии разработки залежи выявляют распределение текущих нефтенасыщенных толщин и определяют текущее значение давления насыщения нефти газом. Скважины с обводненностью, близкой к предельной, находящиеся в краевых зонах с пониженными значениями текущих нефтенасыщенных толщин эксплуатируют периодически. Скважины, находящиеся в зонах с повышенными значениями текущих нефтенасыщенных толщин, эксплуатируют в условиях форсированных отборов и забойных давлений ниже текущего значения давления насыщения нефти газом. При достижении обводненности, близкой к предельной, скважинами, расположенными в зонах с повышенными значениями текущих нефтенасыщенных толщин и краевой зоне, выявляют интервалы с невыработанными запасами нефти в разрезах этих скважин. В скважинах с такими интервалами производят изоляцию зоны перфорации с последующей перфорацией интервалов, содержащих недоизвлеченную нефть, и эксплуатируют эти скважины на формированных режимах. Отдельные добывающие скважины, в которых произведено вскрытие прослоев с недовытесненной нефтью после достижения предельной обводненности, переводят под нагнетание рабочего агента при селективной перфорации против прослоев, идентичных прослоям, содержащим нефть в разрезах соседних добывающих скважин.

Недостатком данного способа является низкий коэффициент извлечения нефти (КИН) на поздних стадиях разработки, так как не учитывается состояние всего месторождения, а только отельных скважин, форсированный режим применяется без предварительного повышения давления в пласте месторождения.

Наиболее близким является способ разработки нефтяной залежи (Патент RU №2184216, МПК Е21В 43/16, опубл. 27.06.2002). Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки нефтяных залежей, сложенных неоднородными пластами. Обеспечивает повышение коэффициента нефтеизвлечения за счет вовлечения в разработку низкопроницаемой и застойной зоны пласта. Способ включает периодическую закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и периодическую эксплуатацию части добывающих скважин на форсированном режиме с остановкой. Время остановки определяют по данным гидродинамических исследований скважин. При этом весь фонд добывающих скважин подразделяют на три группы. К первой группе относят добывающие скважины с текущей обводненностью добываемой продукции выше средней текущей обводненности всех скважин. Ко второй группе относят добывающие скважины с текущей обводненностью добываемой продукции ниже средней текущей обводненности всех скважин, но выше средней накопленной обводненности за все время эксплуатации залежи. К третьей группе относят добывающие скважины, в которых текущая обводненность добываемой продукции ниже средней накопленной обводненности за все время эксплуатации залежи. Проводят лабораторные исследования для определения объемного коэффициента нефти, плотности нефти в поверхностных условиях, коэффициента вытеснения нефти вытесняющим агентом, давления насыщения нефти газом, коэффициентов упругоемкости пластовой жидкости и породы. Дополнительно анализируют результаты предыдущего периода эксплуатации каждой добывающей скважины и определяют подвижные запасы нефти, длины главных и нейтральных линий тока, рассчитывают радиусы зон дренирования скважин. Один цикл, включающий в себя периодическую закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и периодическую эксплуатацию части добывающих скважин на форсированном режиме, разделяют на четыре периода. В первом из них отключают из эксплуатации добывающие скважины первой группы при работающих добывающих скважинах остальных групп и при закачке вытесняющего агента в нагнетательные скважины. Во втором периоде дополнительно отключают из эксплуатации добывающие скважины второй группы. В третьем периоде прекращают закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и вводят в эксплуатацию добывающие скважины второй группы. В четвертом периоде возобновляют закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и вводят в эксплуатацию добывающие скважины первой группы. Затем циклы повторяют до полного заводнения коллекторов или до достижения экономических критериев прекращения эксплуатации скважин. Продолжительность каждого периода в сутках в цикле определяют по аналитическим выражениям.

Недостатком данного способа являются низкий КИН на поздних стадиях разработки, так как не учитывается состояние всего месторождения, а только отельных групп скважин, сложность реализации и контроля, что приводит к высоким материальным затратам.

Техническими задачами способа разработки нефтяных месторождений с переходом на форсированный режим на завершающей стадии являются снижение материальных затрат и повышение КИН за счет воздействия на все месторождение и общий контроль добываемой продукции (нефти).

Техническая задача решается способом разработки нефтяных месторождений с поддержанием уровня добычи нефти с помощью форсированного режима на завершающей стадии, включающим определение давления насыщения газом продукции, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин в несколько этапов. На заключительном этапе производится выработка остаточных запасов нефти за счет поддержания уровня добычи нефти на добывающих скважинах исходя из рассчитанных на постоянно действующей геолого-технологической модели (ПДГТМ) режимов отбора жидкости вплоть до перехода на форсированный режим отбора продукции скважин с остановкой закачки рабочего агента через нагнетательные скважины.

Новым является то, что разработку ведут в три этапа. На первом производят закачку рабочего агента с увеличением в несколько стадий раз в 4-12 месяцев. Срок определяется в зависимости от продолжительности положительного эффекта. Увеличение проводится на 5-30% до первоначального давления, но не превышающего давление гидроразрыва данного пласта месторождения. В добывающих скважинах поддерживается забойное давление на начальном уровне. Продолжительность первого этапа предложенного метода определяется до точки локального экстремума графика значения относительной эффективности промывки по времени (фиг.1). Затем переходят на второй этап, на котором производят закачку рабочего агента со снижением в несколько этапов раз в 4-12 месяцев на 5-30%. Одновременно отключаются добывающие скважины с обводненностью выше 95%. На остальных добывающих скважинах снижается забойное давление для сохранения постоянного перепада давлений между нагнетательными и добывающими скважинами. Забойное давление в добывающих скважинах снижают до уровня насыщения газом, после чего переходят на заключительный этап. Для этого отключают нагнетательные скважины, а в добывающих скважинах устанавливают режим поддержания текущего уровня добычи нефти за счет увеличения отбора жидкости вплоть до перехода на форсированный режим отбора продукции. Добывающие скважины с обводненностью выше предельно допустимого уровня или дебитами ниже экономической рентабельности останавливаются.

На фиг.1 изображен график изменения коэффициента относительной эффективности промывки во времени.

На фиг.2 изображен график добычи нефти и жидкости по этапам.

На фиг.3 изображен график закачки рабочего агента по этапам.

Способ реализуется следующим образом.

При разработке нефтяных залежей последней стадии разработки устанавливается задача довыработки остаточных запасов. В предлагаемом способе оставшейся период разработки разделяют условно на три этапа (см. фиг.2 и 3). На первом, осуществляется ступенчатое увеличение пластового давления раз в 4-12 месяцев, в зависимости от продолжительности положительного эффекта, на 5-30% до давления, не превышающего давление гидроразрыва данного пласта месторождения, за счет увеличения закачки агента через нагнетательные скважины, увеличивая энергию пласта месторождения на 20-30% от первоначального. На действующем фонде добывающих скважин сохраняют текущий режим поддержания установленного уровня забойного давления. За счет увеличения депрессии на добывающих скважинах увеличивается отбор жидкости и соответственно возрастает добыча нефти. Время между шагами увеличения нагнетания определяется по продолжительности положительного эффекта, вызванного изменением режима, с помощью геофизических исследований и прогнозных гидродинамических расчетов на ПДГТМ месторождения.

Поддержание пластового давления осуществляется за счет вывода из эксплуатации скважин, достигших предельно допустимого уровня обводненности (95%), и компенсации отбора закачкой. Продолжительность эксплуатации месторождения на первом этапе определяется по зависимости коэффициента относительной эффективности промывки от времени (фиг.1).

Коэффициента относительной эффективности промывки (К_оэп) определяется по формуле:

где Q_нефти - добыча нефти за выбранный период;

WPT₁ - накопленная добыча воды на текущий период;

WPT₂ - накопленная добыча воды за предыдущий период.

Дата, соответствующая точки локального экстремума (максимального или минимального значения К_оэп) на графике, будет являться моментом для перевода месторождения на следующий этап разработки. Построение зависимости проводятся на основе данных прогнозных расчетов, полученных на ПДГТМ нефтяного месторождении с шагом выдачи данных в три месяца, который сопоставляется с геофизическими исследованиями месторождения. Шаг выдачи данных может варьироваться в зависимости от требуемой точности от месяца до года. В качестве примера использовалась зависимость (см. фиг.2 и 3), рассчитанная на модели третьего блока Березовской площади Ромашкинского месторождения.

На втором этапе предложенного способа осуществляется ступенчатое снижение закачки раз в 4-12 месяцев на 5-30% до достижения первоначального уровня. График ступенчатого снижения закачки второго этапа определяется индивидуально исходя из особенностей месторождения, накопленной энергии пласта, скорости обводнения продукции и планов по добыче нефти. В таблице представлено варианты снижения закачки рабочего агента в пласт через нагнетательные скважины на третьем блоке Березовской площади.

Таблица
Варианты снижения закачки рабочего агента.
№	Временной шаг снижения закачки (месяц)	Шаг снижения закачки (%)	Общая продолжительность этапа (месяц)
1.	4	5	24
2.	12	10	36
3.	6	30	12

В результате гидродинамических расчетов на модели третьего блока Березовской площади наиболее оптимальным был выбран вариант с 10% снижением закачки один раз в 12 месяцев, так как дает наибольшую эффективность за суммарный период.

На добывающих скважинах за счет постепенного снижения забойного давления поддерживается заданная депрессия, позволяющая не снижать объем добываемой жидкости. Одновременно проводится отключение скважин, достигающих предельно допустимого уровня обводненности продукции (95%). Скорость снижения забойного давления на добывающих скважинах подбирается таким образом, чтобы достижение уровня давления насыщения газом на всех скважинах достигалось одновременно. Продолжительность этапа оценивается на основании геофизических исследований и прогнозных гидродинамических расчетов.

Переход к завершающему третьему этапу (фиг.2 и 3) разработки производится после установки на добывающих скважинах уровней забойного давления, равного давлению насыщения нефти газом. На данном этапе останавливаются нагнетательные скважины, а на добывающих скважинах устанавливаются режимы исходя из условия поддержания установившегося уровня добычи нефти. Расчеты по определению режимов работы добывающих скважин проводятся на ПДГТМ. Для этого рассчитывается необходимый уровень отбора жидкости для выполнения заданного условия, вплоть до перехода к форсированному режиму отбора продукции (фиг.2). При этом учитываются технологические ограничения условий разработки месторождения и эксплуатации скважин. Для поддержания добычи с использованием форсированного режима отбора продукции определяется минимально допустимый уровень снижения забойного давления ниже давления насыщения нефти газом на 30-40%.

В ходе испытаний метода на третьем блоке Березовской площади Ромашкинского месторождения конечный КИН увеличился на 3,8% и материальные затраты снизились на 14,0%.

Предлагаемый способ разработки нефтяных месторождений с переходом на форсированный режим на завершающей стадии позволяет снизить материальные затраты на 10-17% и повысить конечный КИН на 3-6% за счет воздействия на все месторождение и общего контроля добываемой продукции (нефти).

Способ разработки нефтяных месторождений с поддержанием уровня добычи нефти с помощью форсированного режима на завершающей стадии, включающий определение давления насыщения газом продукции, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин, в том числе и в форсированном режиме в несколько этапов, остановку закачки рабочего агента с продолжением отбора продукции скважин, отличающийся тем, что разработку ведут в три этапа, на первом из которых производят закачку рабочего агента с увеличением в несколько стадий раз в 4-12 месяцев на 5-30% до давления, не превышающего давление гидроразрыва данного пласта месторождения, с поддержанием забойного давления в добывающих скважинах на начальном уровне, причем максимальное давление удерживают до максимального значения в зависимости относительной эффективности промывки от времени, после чего переходят на второй этап, на котором производят закачку рабочего агента со снижением в несколько этапов раз в 4-12 месяцев на 5-30% с одновременным снижением забойного давления в добывающих скважинах для сохранения постоянного перепада давлений между нагнетательными и добывающими скважинами и отключением добывающих скважин с обводненностью выше предельно допустимого уровня, причем забойное давление в добывающих скважинах снижают до уровня насыщения, после чего переходят на заключительный этап, на котором отключают нагнетательные скважины, а в добывающих скважинах производят форсированный режим отбора жидкости за счет снижения забойного давления с условием удержания добычи нефти на текущем уровне и отключения добывающих скважин с обводненностью выше предельно допустимого уровня или дебитами ниже экономической рентабельности.