RU1653403C - Способ разработки многопластового нефтяного месторождения - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к технологии разработки многопластовых нефтяных месторождений. Цель - повышение нефтеотдачи пластов за счет влияния на продуктивные пласты непроницаемым разделом и повышение нефтеотдачи зонально неоднородных пластов за счет изменения направления фильтрационных потоков при размещении нагнетательных скважин, объединенных в эксплуатационные объекты, на взаимно пересекающихся профилях. Для этого высоко- и низкопроницаемые пласты, имеющие непроницаемые разделы между ними, объединены в единые эксплуатационные объекты пластов, имеющих близкие коллекторские характеристики. Затем проводят закачку вытесняющего агента и циклический отбор продукции. Циклическую закачку ведут до предела упругой деформации. Одновременно снижают давление в смежном пласте (пластах) до давления насыщения. Повышение и снижение давления ведут во встречном направлении. Циклы меняют с изменением фильтрационных потоков. Способ позволяет создать дополнительную энергию для вытеснения нефти из пластов за счет образования и передачи упругодинамической деформации непроницаемого раздела на смежные пласты. 1 з.п. ф-лы, 2 табл.

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологии разработки многопластовых нефтяных месторождений, состоящих из неоднородных по проницаемости коллекторов и имеющих непроницаемый раздел (до 7-9 м) между ними путем закачки вытесняющего агента.

Цель изобретения - повышение эффективности нефтеотдачи пластов за счет влияния на продуктивные пласты непроницаемым разделом и повышение нефтеотдачи зонально неоднородных пластов за счет изменения направления фильтрационных потоков при размещении нагнетательных скважин, объединенных в эксплуатационные объекты на взаимно пересекающихся профилях.

Данный способ основан на создании дополнительной энергии для вытеснения нефти из пластов путем образования и передачи упругогидродинамической деформации непроницаемого раздела на смежные пласты.

Способ применяют на многопластовой нефтяной залежи, разбуренной единой или самостоятельной системами нагнетательных и добывающих скважин.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

При разработке залежи (месторождения) единой системой в нагнетательных и добывающих скважинах вскрытий продуктивный горизонт разобщают, например, пакерами на пачки пластов с близкими коллекторскими свойствами. При разработке залежи самостоятельной сеткой скважин неоднородные пласты вскрывают отдельными нагнетательными и добывающими скважинами. В обоих случаях закачку вытесняющего агента производят через нагнетательные скважины в одни пачки (пласты) и одновременно осуществляют отбор через добывающие скважины из смежных пачек (пластов) с последующей сменой режимов их эксплуатации.

Для объяснения сущности способа выделим блок многопластовой нефтяной залежи, разбуренной самостоятельной (или единой) сеткой нагнетательных и добывающих скважин, вскрывших отдельные пласты (пачки пластов). Блок ограничен разрезающими рядами нагнетательных скважин.

Сначала закачку вытесняющего агента производят, например в верхнюю пачку пластов (пласт) через нагнетательные скважины, расположенные в диаметрально противоположных разрезающих рядах, одновременно осуществляют отбор продукции из нижней пачки пластов (пласта). Закачку в верхнюю и отбор из нижней пачек пластов продолжают, повышая пластовое давление до величины верхнего предела упругой деформации в верхней пачке и снижая пластовое давление в нижней пачке до уровня, близкого давлению насыщения. Значение давления, соответствующее верхнему пределу упругой деформации пород, определено лабораторными испытаниями. Оно зависит от проницаемости пласта: чем ниже проницаемость, тем выше верхний предел упругой деформации. Например, коллектор с проницаемостью 0,1 мкм² имеет верхний предел упругой деформации, равный 1,4 Р_{пл нач} (начального пластового давления). После этого прекращают закачку и отбор и меняют режимы эксплуатации пластов, т.е. закачку производят в нижнюю пачку, а отбор осуществляют из верхней, соблюдая описанную последовательность. После повышения давления в нижнем пласте и снижения в верхнем до расчетной величины меняют направление фильтрационных потоков путем переноса закачки вытесняющего агента из нагнетательных рядов в верхнюю пачку пластов, а отбор продукции осуществляют из смежной (нижней) пачки с соблюдением динамики пластовых давлений.

Механизм процессов, происходящих при осуществлении данного способа, следующий.

Закачку вытесняющего агента в один из смежных пластов в целях быстрейшего повышения пластового давления в нем производят повышенными темпами через противоположные нагнетательные разрезающие ряды. Отбор продукции из этого пласта не производят. При этом в пласте происходит повышение давления сначала в зоне нагнетания, затем, в процессе закачки, область повышенного давления постепенно распространяется в направлении добывающих скважин.

Одновременно с закачкой в один из пластов приступают к форсированному отбору продукции из смежного пласта. Закачку в этот пласт не производят. В этом случае в данном пласте происходит снижение пластового давления сначала в зоне отбора. В процессе эксплуатации область пониженного давления будет распространяться в глубь пласта по направлению к соседним рядам, т.е. и к нагнетательным рядам смежного пласта, где производится закачка. Таким образом, зоны повышенного и пониженного давления (волны взаимовлияния) постепенно продвигается навстречу друг к другу.

Изменение давления в пластах передается через непроницаемый глинистый раздел соседним пластам, увеличивая в каждом из них градиент давления между зонами нагнетания и отбора. Пласт, из которого осуществляют отбор, кроме накопленной пластовой энергии, получает дополнительные сжимающие нагрузки от деформации непроницаемого раздела при закачке вытесняющего агента в смежный пласт, что способствует сжатию скелета пласта и вытеснению нефти из мелких пор, при этом увеличивается охват пласта воздействием.

После повышения давления в одном пласте и снижения в другом до расчетных величин закачку и отбор прекращают и меняют режимы эксплуатации пластов. Начинают отбор продукции из пласта, ранее находившегося под закачкой и к этому времени имеющего повышенное пластовое давление. Одновременно приступают к закачке вытесняющего агента в смежный пласт. Начиная с этого момента пласт, из которого осуществляют отбор, начинает испытывать дополнительную пластовую энергию, получаемую от деформации непроницаемого раздела, которая интенсифицирует вытеснение нефти к забою добывающих скважин эксплуатируемого пласта. Динамика давления и процессы, происходящие в пластах, аналогичны описанным.

После достижения давления в пластах расчетной величины (верхний предел упругой деформации пород и снижение пластового давления до уровня, близкого к давлению насыщения), изменяют направление закачки и отбора, что приводит к изменению направления волн взаимовлияния пластов. И в этом цикле последовательность закачки и отбора, изменение режимов эксплуатации пластов соблюдаются, а процессы, происходящие в пластах, аналогичны описанным. Однако при изменении направления фильтрационных потоков подвергаются воздействию ранее не охваченные или слабо охваченные заводнением участки пласта, пронизываемые линиями тока нового направления. В результате этого происходит увеличение охвата пласта заводнением как по толщине, так и по площади, что способствует повышению коэффициента нефтеизвлечения пласта.

При раздельной разработке более чем двух пачек пластов (эксплуатационных объектов) одновременной закачкой и отбором охватываются один-два и более чередующихся пачек пластов. Последовательность эксплуатации указанного объекта аналогична описанной технологии. Однако в этом случае пласты (пачки пластов), из которых осуществляют отбор продукции, получают двусторонние дополнительные сжимающие нагрузки (сверху и снизу) одновременно, что способствует еще большему повышению вытеснения нефти из пластов.

Пример выполнения способа.

Для испытания данного способа взяли участок на многопластовой нефтяной залежи с разрезающими рядами нагнетательных скважин. Эксплуатационный объект на данном участке содержит 4 пласта со следующими средними геолого-физическими характеристиками (см. табл. 1).

Участок разбурили двумя самостоятельными системами нагнетательных и добывающих скважин. Два верхних алевролитовых пласта составляют первый самостоятельный эксплуатируемый объект, а два нижних - второй.

Начальное пластовое давление верхней пачки составляло 16,3 МПа, а нижней - 16,5 МПа.

Испытание способа начали с закачки вытесняющего агента (воды) через нагнетательные скважины в разрезающих рядах в нижнюю высокопроницаемую пачку пластов под давлением на устье 15,5 МПа. Одновременно подключили к отбору добывающие скважины верхней пачки.

Закачку вытесняющего агента в нижнюю пачку пластов производили до увеличения давления в добывающих скважинах внутренних рядов (2 и 3) данной пачки до 17,5 МПа, что соответствует верхнему пределу упругой деформации для этой пачки, средняя проницаемость которой равна 0,520 мкм². Для данной проницаемости превышение величины верхнего предела упругой деформации над гидростатическим (начальным) давлением равно примерно 1,0-1,2 МПа. А отбор продукции из верхней пачки осуществляли до снижения пластового давления до 9 МПа, что соответствует давлению насыщения нефти газом для девонских пластов.

В течение 10 дней в нижнюю пачку пластов через 8 нагнетательных скважин было закачано около 60 тыс. м³ воды, а из добывающих скважин верхней пачки отобрано около 7000 м³ жидкости.

Затем сменили режим эксплуатации пачек пластов, т.е. закачку производили в верхнюю, а отбор осуществляли из нижней.

Закачку воды в верхнюю пачку пластов со средней проницаемостью 0,250 мкм² продолжали до повышения давления в ней до 18 МПа, что соответствует верхнему пределу упругой деформации. Превышение значения верхнего предела упругой деформации над начальным пластовым давлением для пласта с проницаемостью 0,250 мкм² составляет порядка 1,7-2,0 МПа (16,3+1,7 = 18 МПа). Отбор продукции из нижней пачки осуществляли до снижения пластового давления в добывающих скважинах этой пачки до 9 МПа (давление насыщения). В течение этого полуцикла (15 сут.) в верхнюю пачку было закачано около 30 тыс. м³ воды и отобрано из нижней пачки около 19,5 тыс.м³ жидкости.

Затем, во втором цикле, сменили направление фильтрационных потоков путем переноса закачки с разрезающих рядов в противоположные. В первом полуцикле этого цикла закачку производили в нижнюю, а отбор осуществляли из верхней пачки пластов. Закачку в нижнюю и отбор из верхней пачек пластов производили аналогично первому полуциклу предыдущего цикла с соблюдением динамики и значений давлений. За 10 дней из верхней пачки было отобрано около 7 тыс. м³ жидкости и закачано в нижнюю пачку около 55 тыс. м³ воды.

Затем, во втором полуцикле, сменили режимы эксплуатации объектов. Закачку воды в верхнюю и отбор продукции из нижней пачки производили аналогично второму полуциклу первого цикла с соблюдением динамики и значений давлений в объектах. В течение 15 сут. было закачано около 30 тыс. м³ воды и отобрано 19 тыс.м³ жидкости.

Количественные данные для сравнения способов приведены в табл. 2.

Ожидаемый эффект от использования данного способа складывается из двух компонентов: исключения отрицательного эффекта за счет взаимовлияния высоко- и низкопроницаемых пластов призабойной зоны нагнетательных скважин: создания дополнительной энергии для вытеснения нефти из пластов путем образования и передачи упругогидродинамической деформации непроницаемого раздела на смежные пласты.

По способу, описанному в прототипе, за один полный цикл суммарный объем закачки в оба пласта составил 69 тыс. м³ а объем добычи жидкости из этих же пластов за этот период равен 17 тыс. м³.

По данному способу значения объемов закачки и отбора средние за два цикла, так как в этом случае учитывается второй цикл с изменением направления фильтрационных потоков. Таким образом, по данному способу суммарный объем закачки составил 90 тыс. м³, а отбор - 26 тыс. м³.

Таким образом, объемы закачки и отбора по данному способу по сравнению с прототипом увеличились соответственно в 1,3 и 1,35 раза.

Коэффициент нефтеизвлечения при разработке двух пачек пластов, т.е. при одностороннем взаимодействии объектов друг на друга через непроницаемый глинистый раздел, увеличится примерно на 7% и составит около 0,62 (0,55+0,07). При одновременной разработке более чем двух пачек пластов за счет двустороннего взаимодействия объектов коэффициент нефтеизвлечения будет еще выше.

Claims (2)

1. СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ, включающий вскрытие высоко- и низкопроницаемых пластов, имеющих непроницаемые разделы между ними, объединение в единые, не менее двух, эксплуатационные объекты пластов, имеющих близкие коллекторские характеристики, циклическое повышение давления закачкой вытесняющего агента и циклическое снижение давления отбором продукции, отличающийся тем, что, с целью повышения нефтеотдачи пластов за счет влияния на продуктивные пласты, непроницаемым разделом, циклическое воздействие на объекты (пласты) ведут одновременным повышением давленния закачкой вытесняющего агента в один эксплуатационный объект (пласт) до величины верхнего предела упругой деформации пластов и снижения давления отбором продукции в другом смежном объекте (пласте) до давления насыщения с последующим переходом на противоположные режимы работы эксплуатационных объектов.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что, с целью повышения нефтеотдачи зонально неоднородных пластов за счет изменения направления фильтрационных потоков при размещении нагнетательных скважин, объединенных в эксплуатационные объекты на взаимно пересекающихся профилях, в первом цикле скважины, находящиеся на одном из профилей, останавливают, а скважины, расположенные на другом профиле, вводят в работу, причем циклы работы нагнетательных скважин, объединенных в эксплуатационные объекты, повторяют.

Images