RU2109130C1 - Способ извлечения нефти из трещиновато-пористого пласта-коллектора - Google Patents
Способ извлечения нефти из трещиновато-пористого пласта-коллектора Download PDFInfo
- Publication number
- RU2109130C1 RU2109130C1 RU96111794A RU96111794A RU2109130C1 RU 2109130 C1 RU2109130 C1 RU 2109130C1 RU 96111794 A RU96111794 A RU 96111794A RU 96111794 A RU96111794 A RU 96111794A RU 2109130 C1 RU2109130 C1 RU 2109130C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- oil
- stage
- frequency
- wells
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Treatment Of Liquids With Adsorbents In General (AREA)
Abstract
Использование: в нефтедобыче, а также при разработке залежей нефти, приуроченных к коллекторам трещиновато-пористого типа, например, карбонатным. Обеспечивает повышение коэффициента извлечения нефти из пористых блоков коллектора. Сущность: по способу осуществляют задание периодических режимов работы добывающих скважин с высоким содержанием вытесняющей жидкости в продукции. Сначала задают стационарные режимы работы добывающих скважин. Определяют нефтесодержание продукции каждой скважины. Затем скважины переводят на периодические режимы работы. Извлечения нефти через посредство каждой отдельной скважины производят в несколько этапов. На каждом этапе периодический режим работы скважины задают путем чередующихся пусков и остановок последней на равные друг другу промежутки времени при стационарных режимах работы нагнетательных скважин. При таком гидродинамическом режиме обеспечивают максимальную плотность перетока между блоками и трещинами пласта-коллектора. 5 ил.
Description
Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано при разработке залежей нефти, приуроченных к коллекторам трещиновато-пористого типа, например, карбонатным.
Известен способ разработки залежей нефти в условиях ярко выраженной неоднородности пласта-коллектора, основанный на использовании периодического режима работы скважин 1, чем достигается создание неоднородного поля давления в пласте и соответствующее перераспределение потоков, приводящее к выравниванию нефтенасыщенностей участков пласта с разными проницаемостями. Период изменения технологических показателей работы скважин (галереи) в этом способе определяют по формуле
T = 2L2/κср,,
где
L - расстояние между галереями нагнетательных и добывающих скважин.
T = 2L2/κср,,
где
L - расстояние между галереями нагнетательных и добывающих скважин.
κср - средняя пьезопроводность коллектора на участке между галереями, которая может быть оценена методом волнового зондирования.
При таком подходе временной масштаб процесса изменения давления в любой точке пласта задается величиной, не являющейся внутренней характеристикой пласта, а именно расстоянием между галереями. Это приводит к тому, что перепады давления между участками пласта с разными проницаемостями, а следовательно, и взаимообмен жидкостью между ними будет происходить не с максимальной интенсивностью, так как временной масштаб (постоянная времени) процесса взаимообмена жидкостью, являющийся внутренней характеристикой пласта, и временной масштаб процесса изменения давления, определяемый расстоянием между галереями, не будет совпадать. Очевидно, что при извлечении нефти из трещиновато-пористого коллектора такой подход является не применимым принципиально.
Таким образом, при осуществлении известного способа отсутствует возможность эффективно воздействовать на низкопроницаемые блоки трещиновато-пористого коллектора.
Наиболее близким к предлагаемому является способ разработки нефтяной залежи, включающий задание периодических режимов работы добывающих скважин с высоким содержанием вытесняющей жидкости в продукции и нагнетательных скважин так, что периоды режимов работы линии нагнетания и линии отбора находятся в противофазе друг к другу, а продолжительность непрерывной закачки задается выражением
,
где
k1, k3 - коэффициенты, зависящие от общих количественных показателей нагнетания и отбора, такие, что параметр Т имеет порядок в несколько месяцев 2.
где
k1, k3 - коэффициенты, зависящие от общих количественных показателей нагнетания и отбора, такие, что параметр Т имеет порядок в несколько месяцев 2.
Этот способ основан на представлении продуктивного пласта как динамической системы, имеющей собственную частоту колебаний порядка
.
Однако в этом случае временной масштаб процесса изменения давления в рассматриваемой точке пласта задается периодом изменения состояния динамической системы, не являющимся внутренней характеристикой коллектора. При этом, очевидно, интенсивность взаимообмена жидкостью между участками пласта с разными проницаемостями не достигает наибольших значений ввиду несовпадения временного масштаба колебательного процесса и постоянной времени взаимообмена жидкостью между участками пласта с разными проницаемостями, которая является внутренней характеристикой пласта-коллектора.
Таким образом, применяя известный способ к пластам-коллекторам трещиновато-пористого типа, невозможно достичь высоких значений коэффициента извлечения нефти из пористых блоков.
Целью изобретения является повышение коэффициента извлечения нефти из пористых блоков коллектора.
Поставленная цель достигается тем, что в способе, включающем задание периодических режимов работы добывающих скважин с высоким содержанием вытесняющей жидкости в продукции, отличающимся тем, что извлечение нефти через посредство каждой отдельной скважины производят в несколько этапов, перед каждым из которых задают стационарный режим работы соответствующей скважины, на котором производят оценку нефтесодержания продукции скважины, затем производят для этой скважины запись кривой восстановления давления и переводят скважину на периодический режим работы путем чередующихся пусков и остановок последней на равные друг другу промежутки времени при стационарных режимах работы нагнетательных скважин, частоту периодического режима задают ступенчатой функцией времени с уровнем первой ступени первого этапа, определяемым выражением
,
где τ2,l,i - значения постоянной времени системы пористых блоков коллектора, которые предварительно определяют опытным путем отдельно для каждой скважины по кривым восстановления давления перед началом каждого этапа.
где τ2,l,i - значения постоянной времени системы пористых блоков коллектора, которые предварительно определяют опытным путем отдельно для каждой скважины по кривым восстановления давления перед началом каждого этапа.
n - номер ступени,
i - номер этапа,
I - номер скважины,
k - положительное число, такое, что 1<k<4, и уровни последующих ступеней первого этапа понижают всякий раз с увеличением номера ступени на единицу на величину, обеспечивающую достаточное для контроля эффективности воздействия изменение нефтесодержания продукции соответствующей скважины относительно стационарного режима работы, при этом длительности шагов ступенчатой функции делают равными продолжительностям отрезков времени, в течение которых отмечается повышенное относительно стационарного режима работы нефтесодержание продукции плюс время, необходимое для перемещения нефти из соответствующей области пласта к устью дренирующей скважины, продолжительности этапов извлечения нефти делают такими, что очередное увеличение номера ступени на единицу уже не приводит к повышению относительно стационарного режима работы скважины нефтесодержания продукции, число этапов извлечения нефти через посредство каждой отдельной скважины ограничивают номером этапа i=N, таким, что нефтесодержание продукции соответствующей скважина при i=N+1 и n=1 становится равным таковому, отмечавшемуся на стационарном режиме работы скважины, при этом этапы, начиная с i=2, полностью повторяют этап с i=1.
i - номер этапа,
I - номер скважины,
k - положительное число, такое, что 1<k<4, и уровни последующих ступеней первого этапа понижают всякий раз с увеличением номера ступени на единицу на величину, обеспечивающую достаточное для контроля эффективности воздействия изменение нефтесодержания продукции соответствующей скважины относительно стационарного режима работы, при этом длительности шагов ступенчатой функции делают равными продолжительностям отрезков времени, в течение которых отмечается повышенное относительно стационарного режима работы нефтесодержание продукции плюс время, необходимое для перемещения нефти из соответствующей области пласта к устью дренирующей скважины, продолжительности этапов извлечения нефти делают такими, что очередное увеличение номера ступени на единицу уже не приводит к повышению относительно стационарного режима работы скважины нефтесодержания продукции, число этапов извлечения нефти через посредство каждой отдельной скважины ограничивают номером этапа i=N, таким, что нефтесодержание продукции соответствующей скважина при i=N+1 и n=1 становится равным таковому, отмечавшемуся на стационарном режиме работы скважины, при этом этапы, начиная с i=2, полностью повторяют этап с i=1.
Кроме того, этапы с нечетным номером I делают такими, что они полностью повторяют этап с i=1, а этапы с четным номером i делают такими, что они повторяют этап с номером i=1, но с обратным порядком изменения частоты воздействия.
А также продолжительности этапов извлечения нефти делают такими, что число nмах ступеней в законе изменения частоты воздействия в пределах каждого этапа задают в соответствии с выражением
.
На фиг.1 приведен характерный вид кривой восстановления давления (КВД) в скважине, дренирующей трещиновато-пористый пласт, насыщенный однородной жидкостью; на фиг. 2 - типовая фазо-частотная характеристика (ФЧХ) призабойной области тещиновато-пористого пласта; на фиг.3 - типовая амплитудно-частотная характеристика (АЧХ) призабойной области трещиновато-пористого пласта; на фиг. 4 - расчетные зависимости плотности потока взаимообмена жидкость между пористыми блоками и трещинами коллектора от частоты для разных кольцевых областей пласта; на фиг. 5 - примерная схема расположения кольцевых областей пласта, для которых последовательно выполняется условие максимальности плотности потока при взаимообмене жидкостью между пористыми блоками и трещинами коллектора и соответствующая ей ступенчатая функция времени, задающая значения частот циклирования.
Физическая сущность изобретения состоит в следующем.
Трещиновато-пористый продуктивный пласт согласно существующим представлениям состоит из совокупности пористых блоков, насыщенных жидкостью, и множества связанных между собой трещин, по которым осуществляется перемещение жидкости к добывающим скважинам. В целом такой пласт представляет собой единую гидродинамическую систему, свойства которой могут быть определены по отклику системы на внешнее воздействие.
Существует два стандартных типа воздействия, отклик на которые рассчитывается достаточно просто и которые осуществимы в условиях нефтепромысла: а) мгновенный скачок одного из технологии показателей работы скважины (галереи); б) периодическое изменение одного из технологических показателей работы скважины по гармоническому закону.
В первом случае отклик системы проявляется в виде релаксационного изменения другого технологического показателя работы, т. е. "восстановления" давления или дебита (КВД). Во втором случае отклик системы имеет вид периодического изменения другого технологического показателя работы скважины ("самопрослушивание") или периодическое изменение давления в произвольной точке пласта, находящейся от источника возмущения на известном расстоянии ("взаимопрослушивание" скважин).
Для расчета отклика гидродинамической системы на воздействие действие применяется математическая модель. В случае трещиновато-пористого коллектора достаточно адекватной представляется модель Баренблатта /3/ с некоторым усовершенствованием /4/.
Система уравнений, описывающих течение жидкости в рамках этой модели, имеет вид:
где
W1,2 - скорость фильтрации,
k1,2 - коэффициент проницаемости,
P1,2 - давление,
m1,2 - пористость,
β1,2 - коэффициент сжимаемости,
μ - вязкость жидкости,
ρ - плотность жидкости,
индексы 1,2 обозначают принадлежность соответственно трещинам и блокам, индекс (0) обозначает невозмущенное значение величины.
где
W1,2 - скорость фильтрации,
k1,2 - коэффициент проницаемости,
P1,2 - давление,
m1,2 - пористость,
β1,2 - коэффициент сжимаемости,
μ - вязкость жидкости,
ρ - плотность жидкости,
индексы 1,2 обозначают принадлежность соответственно трещинам и блокам, индекс (0) обозначает невозмущенное значение величины.
В случае воздействия на пласт гармоническим сигналом давления P(t) отклик линейной системы будет также иметь вид гармонического сигнала - дебит жидкости Q(t),
Q(t) = S(jω)P(t),
где S(jω) - комплексная передаточная функция системы, модуль которой имеет смысл амплитудно-частотной характеристики системы (АЧХ), а сдвиг фаз - фазо-частотной характеристики (ФЧХ).
Q(t) = S(jω)P(t),
где S(jω) - комплексная передаточная функция системы, модуль которой имеет смысл амплитудно-частотной характеристики системы (АЧХ), а сдвиг фаз - фазо-частотной характеристики (ФЧХ).
При значении граничных условий для давления в виде
P(rc,t) = P1c(t) = P1c0+P1c1exp(jφp)exp(jωt)
P1(∞,t) = P1c0 - на контуре питания;
без учета начальных условий решение системы по дебиту имеет вид
что на основе уравнения (1.4) позволяет записать выражение для плотности потока жидкости при взаимообмене между пористыми блоками и трещинами
где
φp - начальная фаза давления,
Z = rK; Zc = rcK,
φ = arctgωτ,
φ2= arctgωτ2,
K0(Z), Ko(Zc) - модифицированные функции Бесселя второго рода нулевого порядка.
P(rc,t) = P1c(t) = P1c0+P1c1exp(jφp)exp(jωt)
P1(∞,t) = P1c0 - на контуре питания;
без учета начальных условий решение системы по дебиту имеет вид
что на основе уравнения (1.4) позволяет записать выражение для плотности потока жидкости при взаимообмене между пористыми блоками и трещинами
где
φp - начальная фаза давления,
Z = rK; Zc = rcK,
φ = arctgωτ,
φ2= arctgωτ2,
K0(Z), Ko(Zc) - модифицированные функции Бесселя второго рода нулевого порядка.
Таким образом, для модуля передаточной функции (АЧХ), вскрытого скважинной трещиновато-пористого пласта, и ее фазы (ФЧХ) можно записать соответственно
Анализ ФЧХ показывает, что на нулевой и бесконечно большой частотах φ(ω) принимает значение, равное π/4. При этом на частоте
функция φ(ω) имеет экстремум. Это позволяет по известной ФЧХ системы определить τ1, τ2, τ. Типовая ФЧХ приведена на фиг.2.
Анализ ФЧХ показывает, что на нулевой и бесконечно большой частотах φ(ω) принимает значение, равное π/4. При этом на частоте
функция φ(ω) имеет экстремум. Это позволяет по известной ФЧХ системы определить τ1, τ2, τ. Типовая ФЧХ приведена на фиг.2.
Из выражения для АЧХ следует, что наиболее удобным ее представлением на графике будет таковое с ординатами в виде
При такой системе координат АЧХ будет иметь две ассимтотики, соответствующие малым и большим частотам (см. фиг.3). По углу α1 можно определить комплекс r /κ, а по углу α2 - комплекс r /κ1.. Кроме этого, на частоте ωext комплекс
оказывается равным единице. Последнее позволяет определить еще один параметр, а именно комплекс r /κ1τ..
При такой системе координат АЧХ будет иметь две ассимтотики, соответствующие малым и большим частотам (см. фиг.3). По углу α1 можно определить комплекс r
оказывается равным единице. Последнее позволяет определить еще один параметр, а именно комплекс r
Для случая 2ζ2 ≫ 1,, т. е. реальных объектов и частот соответствующая ассимптотика функции K0(Z) дает следующее выражение для плотности потока:
где
Принципиально важной является зависимость в явном виде амплитуды плотности потока жидкости при взаимообмене между пористыми блоками и трещинами от величины τ2, являющейся внутренней характеристикой пласта-коллектора.
где
Принципиально важной является зависимость в явном виде амплитуды плотности потока жидкости при взаимообмене между пористыми блоками и трещинами от величины τ2, являющейся внутренней характеристикой пласта-коллектора.
При воздействии на пласт в виде мгновенного изменения технологического показателя работы скважины (например, в виде скачка дебита), отклик имеет вид
где
s1 - гидропроводность трещин,
γ = 1,78106 - число Эйлера,
Q0 - дебит жидкости до остановки скважины,
Q(t) - дебит после остановки скважины (послеприток),
rc - приведенный радиус скважины
ΔP1c - разность текущего давления и давления перед остановкой скважины.
где
s1 - гидропроводность трещин,
γ = 1,78106 - число Эйлера,
Q0 - дебит жидкости до остановки скважины,
Q(t) - дебит после остановки скважины (послеприток),
rc - приведенный радиус скважины
ΔP1c - разность текущего давления и давления перед остановкой скважины.
Решение (1.7) допускает ассимптотический анализ для малых, больших и значений t. При малых t в полулогарифмической системе координат угол наклона прямой к оси ln γt, позволяет определять гидропроводность трещин σ1. По длине отрезка, отсекаемого прямой на оси абсцисс ξ0 определяется комплекс κ1/r . При больших t получается прямая линия с тем же наклоном, но с другой длиной отсекаемого отрезка ξ∞, по которой определяется уже комплекс 
.
Между двумя прямолинейными участками кривой (1.7) в области средних значений t должна существовать точка перегиба ξ*. Здесь
Таким образом, из КВД можно получить τ1, τ2, κ1/r , κ/r .
На фиг. 1 приведен характерный вид КВД для скважины, дренирующей трещиновато-пористый пласт (на реальных КВД область малых t не просматривается), на оси абсцисс которого выделена еще одна точка - lg t1, очевидно, что условие
t > (exp(lg t1))/γ (1.8)
соответствует большим значениям t, при которых давления в системе пористых блоков и в системе трещин изменяются синхронно, и трещиновато-пористый пласт-коллектор ведет себя как однородный пласт с пьезопроводностью
κ = τ1κ1/(τ1+τ2).
Момент t1 начала выполнения условия (1.3), очевидно, есть внутренняя характеристика пласта-коллектора. Ее связь с величиной τ2 можно оценить, исходя из общих сообщений о взаимообмене жидкостью между системой блоков и системой трещин,
t1= πτ2.
Для проверки адекватности описанной модели были проведены эксперименты на скважинах Ерсубайкинского месторождения нефти. Наблюдения откликов исследованных трещиновато-пористых пластов на оба типа воздействия показали хорошее совпадение значений найденных параметров пласта для каждой из скважин.
Таким образом, из КВД можно получить τ1, τ2, κ1/r
На фиг. 1 приведен характерный вид КВД для скважины, дренирующей трещиновато-пористый пласт (на реальных КВД область малых t не просматривается), на оси абсцисс которого выделена еще одна точка - lg t1, очевидно, что условие
t > (exp(lg t1))/γ (1.8)
соответствует большим значениям t, при которых давления в системе пористых блоков и в системе трещин изменяются синхронно, и трещиновато-пористый пласт-коллектор ведет себя как однородный пласт с пьезопроводностью
κ = τ1κ1/(τ1+τ2).
Момент t1 начала выполнения условия (1.3), очевидно, есть внутренняя характеристика пласта-коллектора. Ее связь с величиной τ2 можно оценить, исходя из общих сообщений о взаимообмене жидкостью между системой блоков и системой трещин,
t1= πτ2.
Для проверки адекватности описанной модели были проведены эксперименты на скважинах Ерсубайкинского месторождения нефти. Наблюдения откликов исследованных трещиновато-пористых пластов на оба типа воздействия показали хорошее совпадение значений найденных параметров пласта для каждой из скважин.
Последнее позволяет использовать выражение (1.8) для подсчета плотности потока жидкости при взаимообмене между пористыми блоками и трещинами в естественных геологических объектах.
На фиг. 4 приведены зависимости величины q(r,ω)/ρ0P1c1A от частоты воздействия, рассчитанные для разных отношений r/rc, т.е. для разных точек пласта. Параметры τ = 2660 c, τ2= 9500 c, r /κ = 3125 c, использованные в расчетах, взяты из КВД, ФЧХ и АЧХ, полученных экспериментально для скважины N 1987 Ерсубайкинского месторождения нефти (карбонатный коллектор, турнейский ярус).
Как видно из кривой для r/rc = 1 на частоте ω = 1/τ2 величина безразмерной плотности потока достигает 0,7. Очевидно, что выбор частоты воздействия необходимо делать, исходя из условия
что означает ω > 1/τ2 для r<2 и ω < 1/τ2 для r≥2.
что означает ω > 1/τ2 для r<2 и ω < 1/τ2 для r≥2.
На фиг. 5 изображена схема расположения кольцевых областей пласта, в пределах которых при соответствующем значении частоты выполняется условие
q ≈ qmax
и соответствующая схеме ступенчатая функция времени, которая задает значения частот воздействия на гидродинамическую систему.
q ≈ qmax
и соответствующая схеме ступенчатая функция времени, которая задает значения частот воздействия на гидродинамическую систему.
Поскольку величина q(r,ω) убывает с расстоянием от скважины по экспоненциальному закону, крутизна которого тем ниже, чем ниже частота воздействия, то для каждой точки однородного пласта, вскрытого одиночной скважиной, существует значение частоты воздействия через посредство данной конкретной скважины, обеспечивающее наибольшее значение плотности потока q, а следовательно, и наибольшее значение коэффициента замещения нефти, содержащейся в пористых блоках, вытесняющей жидкостью. Следует устанавливать частоты воздействия, являющиеся ступенчатыми функциями времени.
Такой порядок организации циклического воздействия предполагает достижение наибольшего коэффициента замещения нефти поочередно для элементов непрерывной последовательности кольцевых областей пласта конечной ширины. Этот подход в отличие от непрерывного изменения частоты позволяет также осуществление контроля эффективности воздействия по нефтесодержанию продукции при каждом значении частоты.
Точное выражение для закона изменения частоты воздействия не имеет большой важности. Важным является лишь ступенчатое снижение частоты, начиная со значения ω = k/τ2, где 1<k<4, с длительностями ступеней, достаточными для оценки эффективности воздействия на каждом значении частоты.
Диапазон предлагаемых значений множителя k обусловлен тем, что при k < 1 в ближней призабойной зоне пласта (r/rc < 2) плотность потока взаимообмена жидкостью будет принимать значения, существенно отличающиеся от наибольших. При k > 4 то же самое можно сказать о более отдаленной области пласта, подвергаемой циклическому воздействию на первой ступени изменения частоты при соблюдении условия q ≈ qmax.
В частности, может быть предложен закон изменения частоты в виде ступенчатой функции времени с уровнями ступеней, определяемыми выражением
ωn= 1/2n-2τ2, (1.9)
где
n - целое положительное число.
ωn= 1/2n-2τ2, (1.9)
где
n - целое положительное число.
Такой закон изменения частоты позволяет для каждого ее значения проводить оценку эффективности воздействия, а разности уровней смежных ступеней делать такими, что соответствующие показатели эффективности воздействия будут заметно отличаться друг от друга, что существенно упрощает принятие решения об очередном изменении частоты. Общая продолжительность процесса циклического воздействия с частотами, определяемыми выражением (1.9), должна быть такой, что очередное увеличение n на единицу уже не приводит к высокой эффективности воздействия. При этом изменения числа n следует производить тогда, когда нефтесодержание продукции скважины приблизится к уровню, отмечавшемуся при стационарном режиме работы скважины.
Длительность каждой ступени, однако, должна включать в себя отрезок времени, необходимый для перемещения нефти из соответствующей кольцевой области к устью скважины. Это время можно оценить по формуле, основанной на балансовых соотношениях извлеченной и оставшейся нефти, с учетом того, что извлеченная из блоков нефть перемещается в забою скважины по системе трещин
где
V - объем нефти, дополнительно добытой с применением циклического воздействия на момент перехода на новое значение частоты,
kост - насыщенность пласта неизвлекаемой нефтью,
Q0 - средний за период дебит, обеспечиваемый скважиной.
где
V - объем нефти, дополнительно добытой с применением циклического воздействия на момент перехода на новое значение частоты,
kост - насыщенность пласта неизвлекаемой нефтью,
Q0 - средний за период дебит, обеспечиваемый скважиной.
Завершать циклическое воздействие на пласт, очевидно, следует тогда, когда оно перестанет влиять на показатель эффективности воздействия (нефтесодержание продукции). Однако при этом нефть, извлеченная из дальних кольцевых областей пласта, перемещаясь к забою скважины, будет частично попадать в пористые блоки ближних кольцевых областей, так как величина q(r,ω) уменьшением r при ω = const возрастает. Последнее требует повторного применения циклического воздействия (второй этап извлечения). При этом порядок изменения частоты может быть как тем же, что и на первом этапе, так и обратным ему, а уровни и длительности ступеней взаимно соответствующих номеров должны быть равными таковым для первого этапа.
Общее число этапов извлечения нефти определяется условием эффективности воздействия, т.е. последним должен быть этап, после которого нефтесодержание продукции на периодическом режиме работы соответствующей скважины уже не будет превышать такового, отмечавшегося на стационарном режиме работы скважины.
Ввиду того, что извлечение нефти из пористых блоков коллектора сопровождается изменением его внутренних характеристик, каждый этап извлечения нефти через посредство каждой отдельной скважины необходимо предварить оценкой новых значений постоянной времени τ2 по кривым восстановления давления для соответствующей скважины.
Что касается работы нагнетательных скважин, то для обеспечения замещения содержащейся в пористых блоках нефти вытесняющей жидкостью необходимо постоянное принудительное внедрение последней в пласт. В противном случае при взаимообмене жидкостью между пористыми блоками и трещинами коллектора нефть будет замещаться нефтью. При этом во избежание наложения колебаний, нагнетание необходимо производить в стационарном режиме.
Таким образом, осуществление способа производят в несколько этапов по следующим операциям:
1. Задают стационарный режим работы добывающей скважины.
1. Задают стационарный режим работы добывающей скважины.
2. Производят оценку нефтесодержания продукции скважины.
3. Производят запись кривой восстановления давления.
4. По кривой восстановления давления определяют значение τ2, например, как τ2= t1/π.
5. Скважину переводят на периодический режим работы путем чередующихся пусков и остановок на равные друг другу промежутки времени при сохранении стационарного режима работы нагнетательных скважин. Частоту периодического режима задают ступенчатой функцией времени с уровнем первой ступени, определяемым выражением
ωl,i= k/τ2,l,i,
где
i - номер этапа,
l - номер скважины,
k - положительное число, такое, что 1 < k < 4.
5. Скважину переводят на периодический режим работы путем чередующихся пусков и остановок на равные друг другу промежутки времени при сохранении стационарного режима работы нагнетательных скважин. Частоту периодического режима задают ступенчатой функцией времени с уровнем первой ступени, определяемым выражением
ωl,i= k/τ2,l,i,
где
i - номер этапа,
l - номер скважины,
k - положительное число, такое, что 1 < k < 4.
6. Длительность каждого шага ступенчатой функции делают равными продолжительностям отрезков времени, необходимого для перемещения нефти из соответствующей области пласта к устью дренирующей скважины плюс время, в течение которого отмечается повышенное относительно стационарного режима работы нефтесодержание продукции.
Как только нефтесодержание продукции снижается до отмечавшегося на стационарном режиме, переходят к следующей ступени.
Если на каком-то из этапов нефтесодержание продукции скважины становится равным таковому, отмечавшемуся на стационарном режиме работы, т.е. вообще не повышается, то этим число этапов и ограничивают.
7. Увеличивают номер ступени на единицу, а уровень ступени понижают на величину, обеспечивающую достаточное для контроля эффективности воздействия изменение нефтесодержание продукции скважины относительно стационарного режима работы, например, частоту следующей ступени уменьшают вдвое.
8. Продолжительность этапа извлечения нефти делают таким, что очередное увеличение номера ступени на единицу уже не приводит к повышению нефтесодержание продукции относительно стационарного режима работы.
9. Этапы с номером i большим единицы полностью повторяют этап с номером i = 1, т.е. выполняются все операции начиная с первой.
Кроме того, этапы с нечетным номером i делают такими, что они полностью повторяют этап с i = 1, а этапы с четным номером i делают такими, что они повторяют этап с четным номером i = 1, но с обратным порядком изменения частоты воздействия.
А также, продолжительности этапов извлечения нефти делают такими, что число nmax ступеней в законе изменения частоты воздействия в пределах каждого этапа задают в соответствии с выражением
Литература:
1. Сургучев М. Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1985 - 308с.
Литература:
1. Сургучев М. Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1985 - 308с.
2. Авт. св. СССР 1553658, МКИ E 21 B 43/20. Способ разработки нефтяной залежи/Ф.И. Алеев, Н.Ф. Черноштанов. - Опубл. 30.03.90, бюл. 12.
3. Баренблатт Г.И., Желтов Ю.Л., Кочина И.П. Об основных представлениях теории фильтрации однородных жидкостей в трещиноватых породах //Прикладная математика и механика. -т. 24. - 1960. - вып.5. - с. 36 - 48.
4. Гольф-Рахт Г. Д. Основы нефте-промысловой разработки трещиноватых коллекторов - М.: Недра, - 1986, - 608 с.
Claims (3)
1. Способ извлечения нефти из трещиновато-пористого пласта-коллектора, включающий задание периодических режимов работы добывающих скважин с высоким содержанием вытесняющей жидкости в продукции, отличающийся тем, что извлечение нефти через посредство каждой отдельной скважины производят в несколько этапов, перед каждым из которых задают стационарный режим работы соответствующей скважины, на котором производят оценку нефтесодержания продукции скважины, затем производят для этой скважины запись кривой восстановления давления и переводят скважину на периодический режим работы путем чередующихся пусков и остановок последней на равные друг другу промежутки времени при стационарных режимах работы нагнетательных скважин, частоту периодического режима задают ступенчатой функцией времени с уровнем первой ступени первого этапа, определяемым выражением
где τr,l,i - значения постоянной времени системы пористых блоков коллектора, определяемые опытным путем отдельно для каждой скважины по кривым восстановления давления перед началом каждого этапа;
n - номер ступени;
i - номер этапа;
l - номер скважины;
k - положительное число, 1 < k < 4,
и уровни последующих ступеней первого этапа, понижают всякий раз с увеличением номера ступени на единицу на величину обеспечивающую достаточное для контроля эффективности воздействия изменение нефтесодержания продукции соответствующей скважины относительно стационарного режима работы, при этом длительности шагов ступенчатой функции делают равными продолжительностями отрезков времени, в течение которых отмечается повышенное относительно стационарного режима работы нефтесодержание продукции, плюс время, необходимое для перемещения нефти из соответствующей области пласта к устью дренирующей скважины, продолжительности этапов извлечения нефти делают такими, что очередное увеличение номера ступени на единицу уже не приводит к повышению относительно стационарного режима работы скважины нефтесодержания продукции, число этапов извлечения нефти через посредство каждой отдельной скважины ограничивают номером этапа i = N таким, что нефтесодержание продукции соответствующей скважины при i = N + 1 и n = 1 становится равным таковому, отмечавшемуся на стационарном режиме работы скважины, при этом этапы, начиная с i = 2, полностью повторяют этап с i = 1.
где τr,l,i - значения постоянной времени системы пористых блоков коллектора, определяемые опытным путем отдельно для каждой скважины по кривым восстановления давления перед началом каждого этапа;
n - номер ступени;
i - номер этапа;
l - номер скважины;
k - положительное число, 1 < k < 4,
и уровни последующих ступеней первого этапа, понижают всякий раз с увеличением номера ступени на единицу на величину обеспечивающую достаточное для контроля эффективности воздействия изменение нефтесодержания продукции соответствующей скважины относительно стационарного режима работы, при этом длительности шагов ступенчатой функции делают равными продолжительностями отрезков времени, в течение которых отмечается повышенное относительно стационарного режима работы нефтесодержание продукции, плюс время, необходимое для перемещения нефти из соответствующей области пласта к устью дренирующей скважины, продолжительности этапов извлечения нефти делают такими, что очередное увеличение номера ступени на единицу уже не приводит к повышению относительно стационарного режима работы скважины нефтесодержания продукции, число этапов извлечения нефти через посредство каждой отдельной скважины ограничивают номером этапа i = N таким, что нефтесодержание продукции соответствующей скважины при i = N + 1 и n = 1 становится равным таковому, отмечавшемуся на стационарном режиме работы скважины, при этом этапы, начиная с i = 2, полностью повторяют этап с i = 1.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что этапы с нечетным номером i полностью повторяют этап с i = 1, а этапы с четным номером i повторяют этап с номером i = 1, но с обратным порядком изменения частоты воздействия.
3. Способ по п.2, отличающийся тем, что продолжительность этапов извлечения нефти делают такими, что число nm a x ступеней в законе изменения частоты воздействия в пределах каждого этапа задают в соответствии с выражением
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU96111794A RU2109130C1 (ru) | 1996-06-04 | 1996-06-04 | Способ извлечения нефти из трещиновато-пористого пласта-коллектора |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU96111794A RU2109130C1 (ru) | 1996-06-04 | 1996-06-04 | Способ извлечения нефти из трещиновато-пористого пласта-коллектора |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2109130C1 true RU2109130C1 (ru) | 1998-04-20 |
| RU96111794A RU96111794A (ru) | 1998-09-20 |
Family
ID=20181853
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU96111794A RU2109130C1 (ru) | 1996-06-04 | 1996-06-04 | Способ извлечения нефти из трещиновато-пористого пласта-коллектора |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2109130C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2595106C1 (ru) * | 2015-09-21 | 2016-08-20 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи с трещиноватыми коллекторами |
-
1996
- 1996-06-04 RU RU96111794A patent/RU2109130C1/ru active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1985. Авторское свидетельство, 1553658, кл. E 21 B 43/20, 1990. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2595106C1 (ru) * | 2015-09-21 | 2016-08-20 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи с трещиноватыми коллекторами |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Cheng et al. | Simulation of dynamic foam-acid diversion processes | |
| CA2704060C (fr) | Methode d'exploitation de milieu poreux au moyen d'une modelisation d'ecoulements de fluide | |
| Sahai et al. | Laboratory results of proppant transport in complex fracture systems | |
| Smith et al. | Tip screenout fracturing: A technique for soft, unstable formations | |
| RU2347217C1 (ru) | Способ обнаружения прекращения распространения заполненной жидкостью трещины в среде | |
| Tardy et al. | An experimentally validated wormhole model for self-diverting and conventional acids in carbonate rocks under radial flow conditions | |
| Zhang et al. | Upscaling Laboratory Result of Surfactant-Assisted Spontaneous Imbibition to the Field Scale through Scaling Group Analysis, Numerical Simulation, and Discrete Fracture Network Model | |
| Yang et al. | Optimal pumping schedule design to achieve a uniform proppant concentration level in hydraulic fracturing | |
| Sylte et al. | Ekofisk formation pilot waterflood | |
| Dong et al. | Modeling of the acidizing process in naturally fractured carbonates | |
| Harris et al. | High-rate foam fracturing: fluid friction and perforation erosion | |
| RU2109130C1 (ru) | Способ извлечения нефти из трещиновато-пористого пласта-коллектора | |
| CA2988218C (en) | Power wave optimization for oil and gas extracting processes | |
| Halleck | Recent advances in understanding perforator penetration and flow performance | |
| Kurlenya et al. | Development of method for stimulating oil inflow to the well during field exploitation | |
| Amro et al. | Improved oil recovery by application of ultrasound waves to waterflooding | |
| Welling | Conventional high rate well completions: limitations of frac&pack, high rate water pack and open hole gravel pack completions | |
| RU2685381C1 (ru) | Способ добычи урана и сопутствующих элементов по технологии подземного скважинного выщелачивания с плазменно-импульсным воздействием на гидросферу скважины. | |
| Davies et al. | Development of field design rules for viscous fingering in acid fracturing treatments: A large-scale model study | |
| Eberhard et al. | Current use of limited-entry hydraulic fracturing in the Codell/Niobrara formations—DJ Basin | |
| Halleck et al. | Effects of underbalance on perforation flow | |
| Khan et al. | An integrated life-time artificial lift selection approach for tight/shale oil production | |
| Lizak et al. | New analysis of step-rate injection tests for improved fracture stimulation design | |
| Beecroft et al. | Evaluation of Depressurisation, Miller Field, North Sea | |
| Parsa et al. | Enhanced plunger lift performance utilizing reservoir modeling |