RU2064574C1 - Способ интенсифицирующей приток нефти обработки призабойных зон скважин - Google Patents
Способ интенсифицирующей приток нефти обработки призабойных зон скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2064574C1 RU2064574C1 RU94015214/03A RU94015214A RU2064574C1 RU 2064574 C1 RU2064574 C1 RU 2064574C1 RU 94015214/03 A RU94015214/03 A RU 94015214/03A RU 94015214 A RU94015214 A RU 94015214A RU 2064574 C1 RU2064574 C1 RU 2064574C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- oil
- water
- water saturation
- current
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Изобретение на "Способ интенсифицирующей приток нефти обработки призабойной зоны" (ОПЗ) относится к нефтяной промышленности и решает задачу повышения эффективности обработки призабойной зоны (ПЗ) за счет увеличения надежности выбора скважин под ОПЗ. Для этого проводят лабораторные фильтрационные исследования для построения кривых зависимости относительной фазовой проницаемости пористой среды от водонасыщенности, измеряют динамические вязкости пластовой нефти и воды, строят зависимость обводненности продукции скважины от водонасыщенности ПЗ (функцию Леверетта) и последовательно определяют: водонасыщенность ПЗ при обводненности, соответствующей максимальному достигнутому дебиту скважины q , и относительную продуктивность θ скважины при найденной водонасыщенности по формуле:
где Kпрод(St; Kпрод(Sсв.) - относительная продуктивность скважины на 1 м вскрытой мощности при водонасыщенности ПЗ St и Sсв. соответственно; St - текущая водонасыщенность пористой среды, ед; Sсв. - насыщенность пористой среды, связанной водой, д.ед; ; μнμв - динамические вязкости пластовой нефти и воды соответственно, МПа•с; - относительная фазовая проницаемость пористой среды по воде при водонасыщенности среды St, θд.ед; F(St) - функция Леверетта; водонасыщенность ПЗ при обводненности, соответствующей текущему дебиту скважины q , и аналогично - относительную продуктивность θ скважины при текущей водонасыщенности; общую степень снижения текущего дебита скважины по отношению к максимальному достигнутому , степень снижения дебита за счет изменения водонасыщенности и степень снижения дебита скважины за счет загрязнений ПЗ , а прогнозный прирост дебита нефти за счет ОПЗ рассчитывают по формуле: Δq = q •θ3-q где q - текущий дебит скважины по нефти до ОПЗ. 2 ил.
где Kпрод(St; Kпрод(Sсв.) - относительная продуктивность скважины на 1 м вскрытой мощности при водонасыщенности ПЗ St и Sсв. соответственно; St - текущая водонасыщенность пористой среды, ед; Sсв. - насыщенность пористой среды, связанной водой, д.ед; ; μнμв - динамические вязкости пластовой нефти и воды соответственно, МПа•с; - относительная фазовая проницаемость пористой среды по воде при водонасыщенности среды St, θд.ед; F(St) - функция Леверетта; водонасыщенность ПЗ при обводненности, соответствующей текущему дебиту скважины q
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам обработки призабойных зон (ОПЗ) скважин для интенсификации притока нефти.
Известен способ оптимизации обработки призабойных зон с учетом данных о состоянии и глубине расположения зон с ухудшенными коллекторскими свойствами, которые могут быть получены по результатам исследования скважин методом кривых восстановления давления (КВД) или кривых падения давления (КПД) [1]
На КВД выделяются 3 зоны: призабойная, промежуточная и удаленная. По прямолинейным участкам КВД определяются гидропроводности, проницаемости и радиусы этих зон.
На КВД выделяются 3 зоны: призабойная, промежуточная и удаленная. По прямолинейным участкам КВД определяются гидропроводности, проницаемости и радиусы этих зон.
Гидродинамические параметры промежуточной зоны, как правило, хуже (меньше), чем в ПЗП и удаленной зоне. Гидродинамические параметры в ПЗП больше, чем в удаленной зоне, которая считается неподвергнутой изменению из-за удаленности от забоя скважины.
Соответственно для обеспечения эффективности ОПЗ необходимо воздействие (с целью увеличения гидродинамических параметров) на промежуточную зону, которая является барьером на пути нефти из удаленной зоны в ПЗП. Для определения объема реагентов необходимо рассчитывать радиус и параметры этой зоны по КВД (КПД).
Недостатком известного технического решения является отсутствие учета истории разработки месторождения, например, особенностей формирования нефте- и водонасыщенных зон и причин снижения продуктивности скважин и в то же время необходимость систематических исследований скважин, которые на практике могут осуществляться лишь выборочно.
Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является способ ОПЗ скважин для интенсификации притока нефти с предварительным выбором скважин под ОПЗ на основе анализа геолого-промысловой информации, определяющими параметрами которой являются степень падения продуктивности в процессе эксплуатации скважины и соответствующий прогнозный прирост дебита нефти по скважине [2]
Известный способ недостаточно эффективен из-за ненадежности выбора скважин под ОПЗ. Прогнозируемый по прототипу прирост дебита нефти по скважине завышается вследствие неучета составляющей степени падения продуктивности скважины, обязанной естественному росту водонасыщенности ПЗ в процессе эксплуатации, в то время как эффективность интенсифицирующей обработки ПЗ скважин связана лишь с той составляющей степени падения приемистости, которая обязана загрязнению П3. Соответственно выбор скважин под ОПЗ оказывается ненадежным.
Известный способ недостаточно эффективен из-за ненадежности выбора скважин под ОПЗ. Прогнозируемый по прототипу прирост дебита нефти по скважине завышается вследствие неучета составляющей степени падения продуктивности скважины, обязанной естественному росту водонасыщенности ПЗ в процессе эксплуатации, в то время как эффективность интенсифицирующей обработки ПЗ скважин связана лишь с той составляющей степени падения приемистости, которая обязана загрязнению П3. Соответственно выбор скважин под ОПЗ оказывается ненадежным.
Цель предлагаемого изобретения повышение эффективности способа интенсифицирующей приток нефти обработки ПЗ скважин за счет увеличения надежности выбора скважин под ОПЗ.
Поставленная цель достигается тем, что прирост дебита нефти no скважине прогнозируют с учетом степени падения продуктивности скважины за счет загрязнения ПЗ, рассчитываемой путем вычленения составляющей степени падения продуктивности, обязанной естественному расту водонасыщенности ПЗ в процессе эксплуатации.
Сопоставительный анализ существенных признаков предлагаемого технического решения и прототипа позволяет сделать вывод о соответствии предлагаемого изобретения критерию "новизна".
Отличительные признаки изобретения, связанные с оценкой степени загрязнения ПЗ скважины путем вычленения составляющей степени падения продуктивности, обязанной естественному росту водонасыщенности ПЗ в процессе эксплуатации, и прогнозированием прироста дебита нефти по скважине с учетом степени загрязнения ПЗ, не описаны, то есть являются новыми, и заявляемая совокупность признаков соответствует критерию "изобретательный уровень".
Вычленение составляющей степени падения продуктивности, обязанной естественному росту водонасыщенности ПЗ в процессе эксплуатации, оказалось возможным вследствие установленной авторами зависимости изменения относительной продуктивности скважин от водонасыщенности ПЗ:
(1)
где ;
Kпрод(St), Kпрод(Sсв) относительная продуктивность скважины на 1 м закрытой мощности при водонасыщенности ПЗ St и Sсв соответственно;
St текущая водонасыщенность пористой среды, д.ед.
(1)
где ;
Kпрод(St), Kпрод(Sсв) относительная продуктивность скважины на 1 м закрытой мощности при водонасыщенности ПЗ St и Sсв соответственно;
St текущая водонасыщенность пористой среды, д.ед.
Sсв насыщенность пористой среды, связанной водой, д.е.
;
μнμв динамические вязкости пластовой нефти и воды соответственно, мПа•с;
относительная фазовая проницаемость пористой среды (ОФП) по воде при водонасыщенности среды St, д.ед.
μнμв динамические вязкости пластовой нефти и воды соответственно, мПа•с;
относительная фазовая проницаемость пористой среды (ОФП) по воде при водонасыщенности среды St, д.ед.
F(St) функция Леверетта.
На фиг. 1 дан график зависимости обводненности F продукции от водонасыщенности S призабойной зоны пласта; на фиг. 2 график зависимости относительной продуктивности θ% от водонасыщенности S призабойной зоны пласта.
Установленная зависимость (1) строится по кривым ОФП, снятым при фильтрационных исследованиях на кернах нефтяных пластов конкретных месторождений, и имеет вид, представленный на фиг.2.
Способ осуществляется следующей последовательностью операций.
1. Анализ геолого-промысловой информации по комплексу скважин с целью предварительной оценки целесообразности проведения интенсифицирующих мероприятий.
2. Оценка общей степени падения продуктивности каждой скважины из отобранных по п.1.
3. Определение составляющей степени падения продуктивности каждой скважины, обязанной естественному росту водонасыщенности ПЗ в процессе эксплуатации.
4. Расчет степени падения продуктивности каждой скважины за счет загрязнения ПЗ.
5. Прогнозирование дебита нефти и дополнительной добычи нефти в случае проведения ОПЗ с учетом степени загрязнения ПЗ, определенной по п.4, по каждой скважине.
6. Выбор скважин под ОПЗ сравнением величин дополнительной добычи нефти, рассчитанных по п.5, с граничными значениями экономической целесообразности ОПЗ.
7. Проведение ОПЗ на выбранных скважинах.
Примеры конкретного осуществления способа
Расчеты проводятся на примере двух скважин пласта БC10 Усть-Балыкского нефтяного месторождения.
Расчеты проводятся на примере двух скважин пласта БC10 Усть-Балыкского нефтяного месторождения.
I. Скважина 3330.
1. Максимальный дебит скважины по жидкости был зафиксирован в июне 1987 г. и составил q =69,5 т/сут при обводненности fв(q )=2,1%
2. Водонасыщенность ПЗП при данной обводненности составила (фиг.1):
Sв(q ) = Sв[fв(q )] = 0,406
3. Относительная продуктивность скважины при данной водонасыщенности ПЗМ составляет (фиг.2):
θ = θ%[Sв(q )] = 0,395.
2. Водонасыщенность ПЗП при данной обводненности составила (фиг.1):
Sв(q
3. Относительная продуктивность скважины при данной водонасыщенности ПЗМ составляет (фиг.2):
θ
4. На скважине была проведена глинокислотная обработка (ГКО) призабойной зоны. Перед обработкой дебит скважины составлял q =32,7 т/cут при обводненности f = 34,8% по нефти соответственно q =21,2 т/сут.
5. Водонасыщенность ПЗП при обводненности f :S = Sв(f )=0,521 (фиг.1).
6. Относительная продуктивность скважины при водонасыщенности S :
θ = θ%(S ) = 0,050 (фиг.2)
7. Общая степень снижения дебита скважины перед обработкой по сравнению с максимальным:
8. Степень снижения дебита скважины за счет изменения водонасыщенности ПЗП:
9. Степень снижения дебита скважины за счет загрязнения ПЗП в процессе эксплуатации скважины:
10. Вывод. Рассчитанные значения θq, θ% и θ3 свидетельствуют о том, что снижение дебита скважины в процессе эксплуатации (θq = 2,13) произошло за счет изменения (возрастания) водонасыщенности ПЗП (θ%= 8), а не за счет физико-механического загрязнения ПЗП (θ3<1), что исключает нeобходимость проведения ОПЗ с целью интенсификации притока.
θ
7. Общая степень снижения дебита скважины перед обработкой по сравнению с максимальным:
8. Степень снижения дебита скважины за счет изменения водонасыщенности ПЗП:
9. Степень снижения дебита скважины за счет загрязнения ПЗП в процессе эксплуатации скважины:
10. Вывод. Рассчитанные значения θq, θ% и θ3 свидетельствуют о том, что снижение дебита скважины в процессе эксплуатации (θq = 2,13) произошло за счет изменения (возрастания) водонасыщенности ПЗП (θ%= 8), а не за счет физико-механического загрязнения ПЗП (θ3<1), что исключает нeобходимость проведения ОПЗ с целью интенсификации притока.
При принятии решения о проведении ГКО не были учтены составляющие θq(θ% и θз). В результате обработка оказалась неэффективной дебит жидкости упал до 19,7 т/сут при незначительном снижении обводненности до 25,2% (дебит нефти упал до 14,7 т/сут), то есть на 6,6 т/сут по сравнению с дебитом нефти до обработки. Потери в добыче нефти за счет изменения темпов отбора жидкости за 2 месяца после обработки составили 493 т, общие потери добычи нефти 386 т.
Прогнозируемый по предлагаемому способу "прирост" дебита нефти в результате обработки, соответственно, отрицательный:
Δq = q •θ3-q = 21,3•0,27-21,3 = -15,5 т/сут.
II. Скважина 1379
1. Максимальный дебит жидкости в декабре 1988 г. составил q =89 т/сут при обводненности fв(q )=40%
2. Водонасыщенность ПЗП при обводненности fв(q ) (фиг.1):
Sв(q ) = Sв[fв(q )] = 0,532
3. Относительная продуктивность скважины при водонaсыщенности Sв(q ) (фиг.2):
θ = θ%[Sв(q )] = 0,049
4. Через несколько лет дебит скважины по жидкости снизился до q =9,5 т/сут при обводненности f =69,3% по нефти соответственно q =2,9 т/сут.
Δq
II. Скважина 1379
1. Максимальный дебит жидкости в декабре 1988 г. составил q
2. Водонасыщенность ПЗП при обводненности fв(q
Sв(q
3. Относительная продуктивность скважины при водонaсыщенности Sв(q
θ
4. Через несколько лет дебит скважины по жидкости снизился до q
5. Водонасыщенность ПЗП при этом составила (фиг.1):
Sв= Sв(f ) = 0,585
6. Относительная продуктивность скважины при водонасыщенности S :
θ = θ%(S )= 0,055
7. Общая степень снижения дебита скважины:
8. Степень снижения дебита скважины за счет изменения водонасыщенности ПЗП:
9. Степень снижения дебита за счет загрязнения ПЗП:
10. Вывод. Снижение дебита скважины в процессе эксплуатации произошло целиком за счет физико-механического загрязнения ПЗП, о чем говорит превышение величины θ3 над θq, причем степень загрязнения ПЗП очень существенна (θ3= 10,53). Это позволяет ожидать эффект от интенсифицирующих ОПЗ.
Sв= Sв(f
6. Относительная продуктивность скважины при водонасыщенности S
θ
7. Общая степень снижения дебита скважины:
8. Степень снижения дебита скважины за счет изменения водонасыщенности ПЗП:
9. Степень снижения дебита за счет загрязнения ПЗП:
10. Вывод. Снижение дебита скважины в процессе эксплуатации произошло целиком за счет физико-механического загрязнения ПЗП, о чем говорит превышение величины θ3 над θq, причем степень загрязнения ПЗП очень существенна (θ3= 10,53). Это позволяет ожидать эффект от интенсифицирующих ОПЗ.
С учетом полученных данных было принято решение о проведении ОПЗ. В результате обработки ПЗП скв.1379 с применением нефтяного растворителя "нефрас" дебит скважины по жидкости вырос до 36 т/сут при практически неизменившейся обводненности (70,7%). Дебит по нефти вырос до 10,5 т/сут, т.е. на 7,6 т/сут по сравнению с дебитом до обработки. За 3 месяца после обработки за счет изменения темпов отбора дополнительно добыто 650 т нефти, общая дополнительная добыча нефти за 3 месяца составила 630 т.
Прогнозный по предлагаемому способу прирост дебита нефти составил Δq 2,9•10,53 2,9 27 т/сут.
Таким образом, предлагаемый способ позволяет более эффективно обрабатывать ПЗ скважин, интенсифицируя приток нефти, за счет более надежного выбора скважин под ОПЗ.
Способ промышленно применим, не требует специальных исследований скважин и специального оборудования.
Claims (1)
- Способ интенсифицирующей приток нефти обработки призабойных зон (ОПЗ) скважин с предварительным выбором скважин под обработку призабойной зоны на основе анализа геологопромысловой информации, включающий определение степени падения продуктивности в процессе эксплуатации скважины с фиксацией текущего и максимального дебита скважины и прогнозного прироста дебита нефти по скважине, отличающийся тем, что дополнительно проводят лабораторные фильтрационные исследования для построения кривых зависимости относительной фазовой проницаемости пористой среды от водонасыщенности, измеряют динамические вязкости пластовой нефти и воды, строят зависимость обводненности продукции скважины от водонасыщенности призабойной зоны (функцию Леверетта) и последовательно определяют водонасыщенность призабойной зоны при обводненности, соответствующей максимальному достигнутому дебиту скважины q
,
где
Q
Kпрод(St), Kпрод(Sсв) относительная продуктивность скважины на 1 м вскрытой мощности при водонасыщенности призабойной зоны St и Sсв соответственно;
St текущая водонасыщенность пористой среды, ∂ ед.Sсв насыщенность пористой среды связанной водой, d ед.
μнμв динамические вязкости пластовой нефти и воды соответственно, мПа, с;
Kв(St) относительная фазовая проницаемость пористой среды по воде при водонасыщенности среды St, ∂ ед.F(St) функция Леверетта;
водонасыщенность призабойной зоны при обводненности, соответствующей текущему дебиту скважины q
а прогнозный прирост дебита нефти за счет обработки призабойной зоны определяют из следующего соотношения:
Δq
где q
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU94015214/03A RU2064574C1 (ru) | 1994-04-26 | 1994-04-26 | Способ интенсифицирующей приток нефти обработки призабойных зон скважин |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU94015214/03A RU2064574C1 (ru) | 1994-04-26 | 1994-04-26 | Способ интенсифицирующей приток нефти обработки призабойных зон скважин |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU94015214A RU94015214A (ru) | 1996-05-10 |
RU2064574C1 true RU2064574C1 (ru) | 1996-07-27 |
Family
ID=20155215
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU94015214/03A RU2064574C1 (ru) | 1994-04-26 | 1994-04-26 | Способ интенсифицирующей приток нефти обработки призабойных зон скважин |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2064574C1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN106014365A (zh) * | 2016-06-16 | 2016-10-12 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种预测水驱开发油田产量递减率的方法 |
-
1994
- 1994-04-26 RU RU94015214/03A patent/RU2064574C1/ru not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
С.Г. Сафин. Методика оптимизации обработки призабойной зоны. Экспресс-информация "Нефтепромысловое дело", М., ВНИИОЖГ, 1993, с.3. Т.Ф. Манаков. Опыт исследования эффективности геолого- технических мероприятий на скважинах и совершенствования выбора скважин для их проведения. Экспресс-информация "Нефтяная и газовая промышленность". Разработка нефтяных месторождений и метода повышения нефтеотдачи, М., ВНИИОЭГ, 1993, в.6, п.1. * |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN106014365A (zh) * | 2016-06-16 | 2016-10-12 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种预测水驱开发油田产量递减率的方法 |
CN106014365B (zh) * | 2016-06-16 | 2018-10-16 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种预测水驱开发油田产量递减率的方法 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU94015214A (ru) | 1996-05-10 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US5632336A (en) | Method for improving injectivity of fluids in oil reservoirs | |
RU2005138012A (ru) | Способ исследования и разработки многопластового месторождения углеводородов | |
US10018023B2 (en) | Method of microbially assisted water alternating gas injection as a means of enhanced oil recovery by supplementing the immiscible water injection cycle with nutrients to improve oil release in oil-containing rock formations | |
CN110029977A (zh) | 页岩气井压裂液零返排环境友好提高采收率的氧化-渗吸法 | |
RU2064574C1 (ru) | Способ интенсифицирующей приток нефти обработки призабойных зон скважин | |
RU2320869C1 (ru) | Способ определения фильтрационно-емкостных параметров нефтегазонасыщенных пластов | |
CN108222922B (zh) | 基于暂堵转向压裂技术的油气井储层产能评价方法 | |
RU2184216C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
Chen et al. | Modeling of counter-current spontaneous imbibition in independent capillaries with unequal diameters | |
RU2132939C1 (ru) | Способ разработки многопластовой нефтяной залежи | |
Dullien | Capillary effects and multiphase flow in porous media | |
RU2087686C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2788204C1 (ru) | Способ определения коэффициента извлечения нефти для неоднородного пласта | |
RU2200231C2 (ru) | Способ разработки нефтяных месторождений | |
RU2108460C1 (ru) | Способ установления пластового давления на нефтяной залежи | |
RU2086756C1 (ru) | Способ разработки мелких залежей и отдельных линз многопластового нефтяного месторождения | |
RU2171368C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения, представленного пористо-трещиноватым коллектором | |
RU2191894C1 (ru) | Способ регулирования разработки нефтяного пласта | |
RU2179237C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2717326C1 (ru) | Способ оценки охвата пласта системой разработки | |
RU2127806C1 (ru) | Способ интенсификации притока углеводородов к скважине | |
RU2078201C1 (ru) | Способ повышения нефтеотдачи пластов | |
RU2122630C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи на поздней стадии эксплуатации | |
RU1739697C (ru) | Способ разработки низкопроницаемых залежей нефти | |
RU2116439C1 (ru) | Способ разработки обводненного неоднородного нефтяного пласта |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PC4A | Invention patent assignment |
Effective date: 20051004 |
|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20060427 |