Способ выработки пластов с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов

Способ выработки пластов с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к физике нефтяного пласта, охране окружающей среды и может быть использовано в экспериментальной физике, а также в гидромеханике при исследованиях характера движения многофазных и многокомпонентных жидкостей через пористые среды.

Известен способ выработки пластов нефтегазовых месторождений (Мееров М.В. Исследование и оптимизация многосвязных систем управления. / Отв. ред. - акад. А.А. Воронов. - М.: Наука, 1986. 236 с.), выполняемый за счет предварительного гидроразрыва пласта и функционирование в упругом режиме эксплуатации залежи путем отбора жидкости из сетки добывающих скважин при оптимальном управлении напора воды в сетке нагнетательных скважин, причем для скважин в поздней стадии разработки месторождений и длительным сроком эксплуатации форсируют отбор жидкости и увеличивают давление поддержки пласта для получения равномерного процесса вытеснения нефти и продвижения фронта обводненности.

Недостатком данного способа выработки пласта в сетке действующих скважин, как многосвязной системы управления, является низкая эффективность функционирования вследствие слабой выработки пласта по направлению локальных участков первичных изолиний гидроразрыва. Для устранения этого вводят дополнительное разбуривание эксплуатируемой сетки скважин, что приводит к неоправданным высоким экономическим затратам. Низкий порог продуктивности эксплуатируемых пластов обусловлен заниженными значениями коэффициентов нефтеизвлечения, который для большинства месторождений остается значительно меньшим величины 0,43. Другой недостаток - плохое начальное приближение при заданном количестве вариаций управления в режиме оптимизации нефтедобычи, связанное с нелинейностью системы «скважина-пласт».

Наиболее близким по технической сущности к изобретению, принятым за прототип, является способ выработки пластов с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов (Баталов С.А. Способ полной выработки пластов нефтегазовых месторождений Патент РФ №2297525. МКИ Е21И 43/20, 43/26, G01V 9/00. БИ №11, 2007), включающий для каждых из предполагаемых скважинных триад и направлений в первых из прямых каналов выработки пластов (, при φ=1), а также перекрестных , при φ=2 (или φ=3) определение по данным инклинометрии первичных протяженностей их траекторий между зонами перфораций скважин при их бурении и обустройстве, формирование множества технологических линеек функций параметров пластов и свойств флюидов при дискретных исследованиях кернов , где - коэффициенты пористости, трещиноватости и проницаемости во вскрываемых точках залежи в предполагаемых галереях нагнетательных (i) и добывающих (j) скважин ; - высота пласта во вскрытой глубинной зоне; - физико-химические свойства пластовых флюидов, гидроразрыв пласта между парами действующих скважин с образованием первых , выполнение гамма и нейтронного каротажей при определении параметров интервалов перфораций и протяженностей зон в первоначальных профилях приемистости воды вблизи нагнетательных и притоков флюидов вблизи добывающих скважин, выполнение опытно-промышленной эксплуатации первой пары действующих скважин из первой скважинной триады в прямом , связанной с измерениями дифференциальных и интегральных профилей притока и приемистости, обеспечивающих выявление по зависимости Дюпюи минимальных , максимальных и номинальных давлений во время эксплуатации , определение в режиме эксплуатации его количества ψ поддиапазонов при номинальных давлениях поддержки на различных его этапах и стадиях выработки, формирование на ранней стадии нефтеизвлечения при непрерывных исследованиях пластов множества технологических линеек путем корректировки параметров пластов и свойств флюидов в условиях , в зависимости Дюпюи-Форхгеймера определяют в с некоторой точностью его протяженность по сравнению с при непрерывных циклах предварительных исследований и эксплуатации в разрывных управлениях закачиваемых порций трассирующих меток совместно с рабочим агентом под номинальным давлением эксплуатации , выполнение на промежуточной стадии выработки гидроимпульсного режима предварительных исследований координат местоположения фронтов обводненности с условием , где - пространственные координаты переднего и заднего фронтов обводненности, а также координат местоположения высокопроницаемых участков трещин и низкопроницаемых продуктивных участков , а также трещиноватых участков в i-х циклах за время доставки меток через квант времени Δτ_кв фильтрационного процесса при чередовании давлении эксплуатации и в равноотстоящие точки вдоль всей протяженности через квант протяженности Δl_кв при описании движения флюида в зависимости Дюпюи-Форхгеймера, формирование на промежуточной стадии нефтеизвлечения множества технологических линеек путем корректировки параметров пластов и свойств флюидов в условиях , определение для всех количества точек тампонирования в функции статических характеристик их параметров , где δ - погрешность контроля гидродинамических величин скважинными приборами, - количество возможных траекторий в прямых , определение числа равнозначных интервалов между точками тампонирования и координат точек тампонирования вдоль траектории в , выполнение на ранних этапах поздней стадии нефтеизвлечения циклов доопределения исследований координат местоположения , и тампонирующих точек в гидроимпульсных режимах их работы за время переноса меток , где Δτ_кв - дополнительный квант времени исследований под давлением , где - давление в , при тампонировании i-ой точки в направлении от добывающей к нагнетательной скважинам, когда параметры и свойства флюидов в нем на протяженности определяют в скоростях потока по зависимости Буссинеска до его переднего фронта обводненности , а после заднего фронта - нелинейной части Дюпюи-Форхгеймера, выполнение таких исследований в поздних этапах поздней стадии нефтеизвлечения осуществляют, когда движение флюида до переднего фронта обводненности описывается выражением Пуазейля, а после заднего фронта - нелинейной частью Дюпюи-Форхгеймера, при этом длительность паузы в конце цикла соответствует номинальному режиму эксплуатации , тампонирование первого непродуктивного участка вблизи зоны добывающей скважины в цикле связано с реализацией длительности времени доставки тампонирующего материала в первую точку d под давлением , завершение длительности которого означает переход к номинальному режиму эксплуатации и образованию начальной зоны второго вблизи зоны добывающей скважины, проведение исследований координат точек и тампонирования участков в направлении от добывающей к нагнетательной скважинам во временном режиме способствует образованию новых вплоть до полной выработки участка пласта, совмещение режимов эксплуатации, исследований и тампонирования участков пластов в прямых и перекрестных , одновременная выработка многопластовых залежей, кроме этого выполняют тампонаж непродуктивных изолиний между раздельными участками пласта и/или между многопластовыми залежами и/или непродуктивными связями с внешней средой, например, с водоносным горизонтом пресной воды и/или поверхности почвы.

Недостатком такого способа является низкая точность исследования координат местоположения и геометрических параметров трещиноватых участков КВП в зависимости от продвижения фронта обводненности эксплуатируемого пласта. Другой недостаток - отсутствие условий проверки идентичности координат местоположения тампонируемых участков КВП и условий доставки тампонажного материала в зависимости от продвижения фронта обводненности эксплуатируемого пласта. Узкие функциональные возможности способа обусловлены низкой достоверностью определения протяженностей изолиний различных КВП в зависимости от продвижения фронта обводненности эксплуатируемого пласта.

В направлении реализации данного технического решения авторам известен способ выработки пластов с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов (Авт. св. СССР №1263826. Способ определения остаточной нефтенасыщенности. МКИ G01V 9/00), где низкопродуктивные участки КВП тампонируют в обратном направлении - возле интервала перфорации добывающей скважины при ее простаивании. При этом остановка работы действующих скважин приводит к нарушению первичного скелета пласта, и тем самым - понижению точности разработки исследуемого нефтегазового месторождения. Другой недостаток способа - отсутствие учета влияющих факторов при определении реологических параметров продуктивного пласта при выборе оптимальных параметров его эксплуатации по всей залегаемой области, что характеризует узкие функциональные возможности данного способа.

Задача изобретения - повышение эффективности нефтеизвлечения из продуктивных пластов нефтегазовых месторождений.

Поставленная задача достигается тем, что в известном способе выработки продуктивных пластов нефтегазовых месторождений, включающем для каждых из предполагаемых скважинных триад и направлений в первых из прямых каналов выработки пластов ( при φ=1), а также перекрестных при φ=2 (или φ=3) определение по данным инклинометрии первичных протяженностей их траекторий между зонами перфорации скважин при их бурении и обустройстве, формирование множества технологических линеек функций параметров пластов и свойств флюидов при дискретных исследованиях кернов , где , и - коэффициенты пористости, трещиноватости и проницаемости во вскрываемых точках залежи в предполагаемых галереях нагнетательных (i) и добывающих (j) скважин ; - высота пласта во вскрытой глубинной зоне; - физико-химические свойства пластовых флюидов, гидроразрыв пласта между парами действующих скважин с образованием первых , выполнение гамма и нейтронного каротажей при определении параметров интервалов перфораций и протяженностей зон в первоначальных профилях приемистости воды вблизи нагнетательных и притоков флюидов вблизи добывающих скважин, выполнение опытно-промышленной эксплуатации первой пары действующих скважин из первой скважинкой триады в прямом , связанной с измерениями дифференциальных и интегральных профилей притока и приемистости, обеспечивающих выявление по зависимости Дюпюи минимальных , максимальных и номинальных давлений во время эксплуатации , определение в режиме эксплуатации его количества ψ поддиапазонов при номинальных давлениях поддержки на различных его этапах и стадиях выработки, формирование на ранней стадии нефтеизвлечения при непрерывных исследованиях пластов множества технологических линеек путем корректировки параметров пластов и свойств флюидов в условиях , в зависимости Дюпюи-Форхгеймера определяют в с некоторой точностью его протяженность по сравнению с при непрерывных циклах предварительных исследований и эксплуатации в разрывных управлениях закачиваемых порций трассирующих меток совместно с рабочим агентом под номинальным давлением эксплуатации , выполнение на промежуточной стадии выработки гидроимпульсного режима предварительных исследований координат местоположения фронтов обводненности с условием , где и - пространственные координаты переднего и заднего фронтов обводненности, а также координат местоположения высокопроницаемых участков трещин и низкопроницаемых продуктивных участков , а также трещиноватых участков в i-х циклах за время доставки меток через квант времени Δτ_кв фильтрационного процесса при чередовании давлении эксплуатации и в равноотстоящие точки вдоль всей протяженности через квант протяженности Δl_кв при описании движения флюида в зависимости Дюпюи-Форхгеймера, формирование на промежуточной стадии нефтеизвлечения множества технологических линеек путем корректировки параметров пластов и свойств флюидов в условиях , определение для всех количества точек тампонирования в функции статических характеристик их параметров , где δ - погрешность контроля гидродинамических величин скважинными приборами, - количество возможных траекторий в прямых , определение числа равнозначных интервалов между точками тампонирования и координат точек тампонирования вдоль траектории в , выполнение на ранних этапах поздней стадии нефтеизвлечения циклов доопределения исследований координат местоположения , и тампонирующих точек в гидроимпульсных режимах их работы за время переноса меток , где Δτ_вк - дополнительный квант времени исследований под давлением , где - давление в при тампонировании i-ой точки в направлении от добывающей к нагнетательной скважинам, когда параметры и свойства флюидов в нем на протяженности определяют в скоростях потока по зависимости Буссинеска до его переднего фронта обводненности , а после заднего фронта - нелинейной части Дюпюи-Форхгеймера, выполнение таких исследований в поздних этапах поздней стадии нефтеизвлечения осуществляют, когда движение флюида до переднего фронта обводненности - описывается выражением Пуазейля, а после заднего фронта - нелинейной частью Дюпюи-Форхгеймера, при этом длительность паузы в конце цикла соответствует номинальному режиму эксплуатации , тампонирование первого непродуктивного участка вблизи зоны добывающей скважины в цикле связано с реализацией длительности времени доставки тампонирующего материала в первую точку d под давлением , завершение длительности которого означает переход к номинальному режиму эксплуатации и образованию начальной зоны второго вблизи зоны добывающей скважины, проведение исследований координат точек и тампонирования участков в направлении от добывающей к нагнетательной скважинам во временном режиме способствует образованию новых вплоть до полной выработки участка пласта, совмещение режимов эксплуатации, исследований и тампонирования участков пластов в прямых и перекрестных , одновременная выработка многопластовых залежей, кроме этого выполняют тампонаж непродуктивных изолиний между раздельными участками пласта и/или между многопластовыми залежами и/или непродуктивными связями с внешней средой, например, с водоносным горизонтом пресной воды и/или поверхности почвы.

Новыми признаками изобретения являются дополнительное введение режима уточненных исследований, определение числа тампонирующих точек в функции динамических характеристик параметров , а также различные описания движения глубинных потоков жидкостей в различных координатах фронтов обводненностей в при совмещенных режимах эксплуатации, исследований и тампонирования, когда при переходе от ранних и промежуточных стадий на ранние этапы поздней стадии выработки прямого определяют параметры потоков флюида до фронта обводненности по соотношению Буссинеска, а после него - по выражению Дюпюи-Форхгеймера применительно к непрерывно выполняемым гидроимпульсным циклам i уточненных исследовании координат трещин и тампонирующих точек в за время доставки меток под давлением , при этом последующая пауза в цикле соответствует эксплуатации под давлением , определяют общее количество тампонирующих точек для различных как функцию динамических характеристик , где - параметр переходного процесса от изменения давлений тампонажа, и при сопоставлении с проверочными расчетами числа тампонирующих точек в функции статических характеристик выявляют действующее значение общего числа тампонирующих точек в соотношении , определяют порядок следования тампонирующих точек , неравнозначные интервалы между которыми для выражаются в виде , при переходе на промежуточные этапы поздней стадии выработки прямых выполняют анализ параметров потоков до фронта обводненности по соотношениям Буссинеска, а после него - нелинейной части Дюпюи-Форхгеймера, обеспечивающий выполнение l-го цикла доопределения исследований координат местоположения окрестности последней d-точки тампонирования вблизи добывающей скважины за время доставки меток под давлением с формированием и корректировкой их параметров в множестве технологических линеек , при этом последующая пауза в цикле соответствует режиму эксплуатации под давлением , в начале позднего этапа поздней стадии выработки выполняют 1-ый цикл тампонирования d-точки, близлежащей к зоне добывающей скважины за время доставки тампонирующего материала в точку под давлением при описании потоков флюидов до фронта обводненности по соотношениям Пуазейля, а после него - нелинейной части Дюпюи-Форхгеймера, завершение тампонирования обеспечивает переход к номинальному режиму эксплуатации под давлением и образование первой конечной зоны , формируемой вблизи добывающей скважины, эксплуатацию конечной зоны выполняют совместно с предшествующими n-1 зонами , аналогично вышерассмотренному при проведении режимов предварительных исследовании в циклах и уточненных исследовании в циклах на участках, примыкающих к , выполняют второй цикл доопределений координаты (d-1) точки тампонажа за время доставки - скорректированное значение кванта времени, под давлением , при этом последующая пауза в цикле соответствует номинальному режиму эксплуатации , выполняют второй цикл предварительных и уточненных исследований, а также исследований доопределений местоположения (d-1) точки тампонажа аналогично рассмотренному с последующим ее тампонированием за время доставки тампонирующего материала координату , где , - скорректированный интервал между точками и под давлением , завершение времени означает переход к номинальному режиму эксплуатации под давлением и расширение его первой конечной зоны, выполнение остальных циклов доопределений и тампонажа в функционально развивающемся по направлению от добывающей к нагнетательной скважинам реализуется аналогично с образованием второго полнофункционального в общей протяженности при увеличении поминальных давлении его поддержки , при этом выполнение циклов доопределений и тампонажа в совмещают с режимами эксплуатации вплоть до образование следующего и т.д. до полной выработки всех траекторий в прямых , аналогично рассмотренному выполняют выработку всех прямых на завершающих стадия нефтеизвлечения выполняют выработку всех перекрестных аналогично рассмотренному, формируют множество технологических линеек с последующей их корректировкой параметров пластов в условиях , что служит основой реализации стадии ликвидации эксплуатируемого объекта на месторождении, причем осуществление режимов доопределения исследований и тампонирования вырабатываемых участков с высоковязкими нефтяными флюидами в трещиновато-пористых пластах выполняют с описанием движения потоков пластовых флюидов по зависимости Пуассона вместо выражения Пуазейля. При этом в реализации способа мелкотрещинные участки в входят в множество продуктивных участков и характеризуются одноцикловым тампонированием, а крупнотрещинные участки находятся в соотношении и характеризуются многоцикловым тампонированием задних и передних их границ в условиях образования равномерных профилей сечений вдоль их протяженностей. Кроме того, при выработке продуктивных пластов с высоковязкими нефтяными флюидами в режиме уточненных исследований выполняют доставку порций трассирующих меток растворителей в продуктивные участки при последующем фиксировании их в добывающих скважинах одновременно с повышением концентраций нефтесодержания, а при доставке их в трещиноватые участки и последующем фиксировании в добывающих скважинах контролируют незначительные изменения концентраций нефтесодержания. Кроме этого при выработке продуктивных пластов с высоковязкими нефтяными флюидами доставку тампонирующего материала выполняют в среде растворителя нефти в части рабочего агента. При этом выработку пласта вначале выполняют в перекрестных с невзаимовлияющими скважинами i+l, j и i, j+1, а также i-1, j и i, j-1 , а образуемые участки пласта с остаточной нефтенасыщенностью подвергают нефтеизвлечению на основе прямых со скважинами i, j и i-1, j-1, а также i+1, j+1.

Таким образом, заявляемый способ соответствует критерию "новизна". Заявителю неизвестны технические решения, содержащие сходные признаки, отличающие заявляемое решение от прототипа, что позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого решения критерию "Изобретательский уровень".

На фиг. 1 изображена схема триадной структуры сетки эксплуатационных скважин.

На фиг. 2 представлена схема взаимодействия эксплуатационных скважин, вскрывающих продуктивный пласт.

На фиг. 3 изображена временная диаграмма сигналов управления насосным оборудованием нагнетательной скважины.

На фиг. 4 представлена схема иллюстрации эволюционного развития процесса нефтеизвлечения на участке продуктивного пласта.

На фиг. 5 представлена схема выработки участка пласта.

На фиг. 1 условно изображена схема вскрытия и эксплуатации продуктивного пласта по площади в направлении от водонагнетательных (HC_i) к нефтедобывающим (ДC_j) скважинам. В приведенной схеме функционирование скважин осуществляется в триадных структурах за счет трех различных видов связей (направлений) . Например HC₅ имеет прямую связь (φ=1) с одинаково нумерованной ДС₅ при наименьшей протяженности траектории с образованием прямого канала выработки пласта (КВП). Нисходящая перекрестная связь (φ=2) с ДС₅ обеспечивает взаимодействие с предшествующей скважинной триадой за счет соединения с ДС₄, а восходящая перекрестная связь (φ=3) с ДС₅ - с последующей скважинной триадой за счет соединения с ДС₆.

При наличии нескольких траекторий в межскважинных связях имеет место обобщенное обозначение канала выработки пласта . Так как в схеме используется обозначение первичных траекторий межскважинных взаимодействий, то для заданного примера можно обозначить описание прямого , нисходящего и восходящего перекрестных каналов. При этом незаштрихованные контуры скважин (НС₁, НС₃, НС₄, НС₆ …, ДС₁ ДС₃, ДС₄, ДС₆ …) означают возможность выполнения непрерывного режима функционирования, а заштрихованные (НС₂, НС₅, HC₈ …, ДС₂, ДС₅, ДС₈) - гидроимпульсный режим функционирования. В процессе полной выработки продуктивных пластов скважины с заштрихованными областями могут перемещаться вдоль нагнетательной и добывающей галерей, чем обеспечивается принцип автономности контуров в системе управления процессом нефтеизвлечения (СУ ПН).

На фиг. 2 изображена схема взаимодействия эксплуатационных скважин, вскрывающих продуктивный пласт, используются следующие обозначения: I -непродуктивная (выработанная) часть КВП в пласте 1 с высотой (мощностью) H, характеризующая ее протяженность l_н; II - продуктивная часть КВП, характеризующая ее протяженность l_к; нагнетательная скважина 2 с дебитом воды Q_в и добывающая скважина 3 с дебитом нефти Q_н; насосно-компрессорные трубы 4 и скважинные приборы 5 (СП); каротажный кабель 6 и каротажная станция 7. К основным характеристикам относятся: Р_к - давление в горизонте у контура питания; R_к - радиус депрессионной воронки; S_o - понижение уровня жидкости после форсированного отбора; Р_о - давление в горизонте после форсированного отбора скважинной жидкости; r - радиус скважины в интервале перфорации; R_c - межскважинное расстояние; ν_ф - скорость фильтрации жидкости в пористом скелете пласта. Сплошными линиями КВП в зоне I пласта обозначены его высокопроницаемые участки, описываемые гидродинамическими моделями радиального ν_р и плоско-радиального ν движения жидких сред, а в зоне II пласта - штрихпунктирными линиями обозначена область его фильтрации. При этом граница этих зон I и II отображается в характеристике координат фронтов обводненности l_фо с условием l_фо<l_фо<l_фо., где l_фо- и l_фо+ - координаты переднего и заднего фронтов обводненности.

На Фиг. 3 ук