RU2336413C1 - Способ разработки нефтяной залежи - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: при разработке нефтяной залежи проводят определение фильтрационно-емкостных характеристик продуктивного пласта, установление зависимости величины забойного давления нагнетания и пластового давления от фильтрационно-емкостных характеристик, определение интервалов оптимальных давлений нагнетания и пластовых давлений, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины на режимах фильтрации, соответствующих оптимальным значениям давления нагнетания, и пластовых давлений между зонами закачки и отбора. Каждую нагнетательную и добывающую скважину снабжают датчиками забойного давления, не реже одного раза в сутки замеряют забойные давления во всех скважинах и вычисляют пластовое давление вблизи скважин. Остановкой закачки и отбора и/или изменением режимов работы скважин поддерживают в пласте оптимальное с точки зрения максимальной нефтеотдачи пластовое давление. При этом планируют остановки скважин для ремонта и одновременно проводят мероприятия по поддержанию пластового давления на участке разработки вне зависимости от его изменения в процессе ремонта скважины.

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи.

Известен способ разработки нефтяной залежи, согласно которому определяют проницаемость, пористость, мощность каждого пропластка, вязкости агента вытеснения и вытесняемой жидкости, начальную и конечную насыщенности агентом вытеснения, рассчитывают модифицированные функции относительных фазовых проницаемостей, агента вытеснения жидкости, строят поля начальной нефтенасыщенности, проницаемости и мощностей каждого пропластка с последующим контролем фильтрационных потоков, формирующихся при разработке нефтяных месторождений со слоисто-неоднородными пластами, и рекомендуют проведение определенных геолого-технических мероприятий. Дополнительно исследуют упругие свойства агента вытеснения и вытесняемой жидкости и пористую среду на сжимаемость. Дополнительно собирают промыслово-технологическую информацию о работе каждой скважины, а также информацию о замерах пластового и забойного давлений на скважинах. С учетом всей собранной информации осуществляют математическое моделирование процессов фильтрации с приемлемой степенью совпадения расчетных и фактических технологических показателей и на основе математического моделирования на определенные даты строят поля среднепластового давления. По построенным полям выявляют застойные зоны, зоны повышенного и пониженного пластового давления. Проводят регулирование объемов закачки и отборов жидкости. Дополнительно выделяют группы скважин, для которых отсутствует информация о замерах пластового давления на определенную дату, и восстанавливают эту информацию на основе математического моделирования (Патент РФ №2166619, кл. Е21В 43/16, опубл. 2001.05.10).

Известный способ не позволяет оперативно изменять условия разработки и достигать высокой нефтеотдачи залежи.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки многопластовой нефтяной залежи, включающий раздельную закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины и совместный отбор продукции через добывающие скважины. Перед эксплуатацией определяют фильтрационно-емкостные характеристики каждого пласта в отдельности. Затем строят графические зависимости от их величины забойного давления нагнетания и пластового давления. По полученным зависимостям определяют интервалы оптимальных давлений нагнетания и пластовых давлений для каждого из пластов. При эксплуатации производят раздельную закачку и совместный отбор продукции на режимах фильтрации, соответствующих оптимальным значениям давления нагнетания и пластовых давлений между зонами закачки и отбора. Способ позволяет сократить эксплуатационные затраты за счет снижения непроизводительной закачки из-за предотвращения прорывов закачиваемой воды к забою добывающих скважин, увеличить текущие отборы за счет повышения дебитов скважин, повысить коэффициент нефтеизвлечения (Патент РФ №2072031, кл. Е21В 43/20, опубл. 1997.01.20 - прототип).

Недостатком известного способа является трудная осуществимость оптимальных забойных и пластовых давлений, а следовательно и недостаточно высокая нефтеотдача залежи.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем определение фильтрационно-емкостных характеристик продуктивного пласта, установление зависимости величины забойного давления нагнетания и пластового давления от фильтрационно-емкостных характеристик, определение интервалов оптимальных давлений нагнетания и пластовых давлений, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины на режимах фильтрации, соответствующих оптимальным значениям давления нагнетания и пластовых давлений между зонами закачки и отбора, согласно изобретению, каждую нагнетательную и добывающую скважину снабжают датчиками забойного давления, не реже одного раза в сутки замеряют забойные давления во всех скважинах и вычисляют пластовое давление вблизи скважин, остановкой закачки и отбора и/или изменением режимов работы скважин поддерживают в пласте оптимальное с точки зрения максимальной нефтеотдачи пластовое давление, при этом планируют остановки скважин для ремонта и одновременно проводят мероприятия по поддержанию пластового давление на участке разработки вне зависимости от его изменения в процессе ремонта скважины.

Сущность изобретения

Процесс выработки нефтяных месторождений контролируется, в основном, по производительности скважины, значению текущей обводненности, пластовому давлению и забойному давлению. Все контролируемые параметры носят дискретный характер. Причем все эти значения получаются с различной периодичностью: производительность - 1 раз в сутки, обводненность - 1 раз в 10 дней, пластовое давление - 1 раз в 4 месяца, забойное давление - 1 раз в 3 месяца. По этой причине оперативный контроль и управление процессом разработки производится по производительности добывающих и нагнетательных скважин. Режимы работы задаются по значениям производительности добывающих и нагнетательных скважин, исходя из решения задач материального баланса отборов и закачки - т.е. «режим заданных дебитов». Недостатком такого способа является то, что между очередными замерами пластового и забойного давлений происходят длительные периоды времени (3 и более месяцев), когда изменения этих показателей не выявляются. Вследствие этого не происходит корректировок режимов работы скважин и, следовательно, добывается меньше нефти.

Предлагается разрабатывать участки залежей и месторождения в целом в «режиме заданных давлений».

При непрерывном (ежедневном) контроле показаний забойных давлений на нагнетательных и добывающих скважинах появляется возможность оперативно оптимизировать и регулировать работу для решения задачи увеличения добычи нефти и разработки залежи с наибольшей нефтеотдачей. Задача решается следующим образом.

При разработке нефтяной залежи проводят определение фильтрационно-емкостных характеристик продуктивного пласта, установление зависимости величины забойного давления нагнетания и пластового давления от фильтрационно-емкостных характеристик, определение интервалов оптимальных давлений нагнетания и пластовых давлений, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины на режимах фильтрации, соответствующих оптимальным значениям давления нагнетания и пластовых давлений между зонами закачки и отбора. Каждую нагнетательную и добывающую скважину снабжают датчиками забойного давления, не реже одного раза в сутки замеряют забойные давления во всех скважинах и вычисляют пластовое давление вблизи скважин, остановкой закачки и отбора и/или изменением режимов работы скважин поддерживают в пласте оптимальное с точки зрения максимальной нефтеотдачи пластовое давление. При этом планируют остановки скважин для ремонта и одновременно проводят мероприятия по поддержанию пластового давление на участке разработки вне зависимости от его изменения в процессе ремонта скважины. Мероприятия, в основном, сводятся к интенсификации закачки рабочего агента через прочие нагнетательные скважины при ремонте одной нагнетательной скважины или при увеличении отборов через добывающие скважины, к ограничению закачки рабочего агента через нагнетательные скважины при остановке одной или нескольких добывающих скважин.

В предлагаемом способе объемы закачки и объемы отборов в каждой скважине подбираются индивидуально для обеспечения оптимальных значений пластовых и забойных давлений с точки зрения достижения максимальных значений добычи нефти и коэффициента нефтеизвлечения, а для регулирования отборов и обеспечения заданных забойных давлений в добывающих скважинах используются контроллеры, обеспечивающие регулирование отборов по скважинам за счет циклических запусков глубинных насосов в интервалах заданных забойных давлений. Независимо от коэффициента подачи насоса и притока из пласта обеспечивается постоянное забойное давление. Контроль забойных давлений (а при площадном использовании контроллеров, т.е. во всех окружающих скважинах - и пластовых давлений) происходит непрерывно. Выявление отклонений от оптимальных значений происходит в режиме реального времени, что позволяет их оперативно выявлять. Использование указанных контроллеров на добывающих скважинах позволяет автоматически регулировать отборы жидкости в случае изменения коэффициента подачи насоса или притока из пласта, тем самым обеспечивать максимальный отбор нефти при заданных забойных давлениях. В случае существенных изменений отборов в добывающих скважинах от установившихся оптимальных режимов принимаются оперативные меры по регулированию закачки в нагнетательных скважинах, не доводя до изменения пластовых давлений.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: пористость - 18,4%, средняя проницаемость - 0,12 мкм², нефтенасыщенность - 71,1%, абсолютная отметка водонефтяного контакта - 1485 м, средняя нефтенасыщенная толщина - 4 м, начальное пластовое давление - 16 МПа, пластовая температура - 31°С, параметры пластовой нефти: плотность - 865 кг/м³, вязкость - 16 мПа·с, давление насыщения - 8 МПа, газосодержание - 47,5 м³/т, содержание серы - 1,64%. На участке залежи ведут отбор нефти через 24 добывающие скважины и закачку рабочего агента через 7 нагнетательных скважин.

Проводят определение фильтрационно-емкостных характеристик продуктивного пласта, установление зависимости величины забойного давления нагнетания и пластового давления от фильтрационно-емкостных характеристик, определение интервалов оптимальных давлений нагнетания и пластовых давлений, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины на режимах фильтрации, соответствующих оптимальным значениям давления нагнетания и пластовых давлений между зонами закачки и отбора. Каждую нагнетательную и добывающую скважину снабжают датчиками забойного давления. Не реже одного раза в сутки замеряют забойные давления во всех скважинах и вычисляют пластовое давления вблизи скважин. Остановкой закачки и отбора и/или изменением режимов работы скважин поддерживают в пласте оптимальное с точки зрения максимальной нефтеотдачи пластовое давление. При этом планируют остановки скважин для ремонта и одновременно проводят мероприятия по поддержанию пластового давления на участке разработки вне зависимости от его изменения в процессе ремонта скважины.

В результате нефтеотдача залежи увеличилась по сравнению с прототипом на 3%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.

Claims (1)

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий определение фильтрационно-емкостных характеристик продуктивного пласта, установление зависимости величины забойного давления нагнетания и пластового давления от фильтрационно-емкостных характеристик, определение интервалов оптимальных давлений нагнетания и пластовых давлений, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины на режимах фильтрации, соответствующих оптимальным значениям давления нагнетания и пластовых давлений между зонами закачки и отбора, отличающийся тем, что каждую нагнетательную и добывающую скважину снабжают датчиками забойного давления, не реже одного раза в сутки замеряют забойные давления во всех скважинах и вычисляют пластовое давление вблизи скважин, остановкой закачки и отбора и/или изменением режимов работы скважин поддерживают в пласте оптимальное с точки зрения максимальной нефтеотдачи пластовое давление, при этом планируют остановки скважин для ремонта и одновременно проводят мероприятия по поддержанию пластового давления на участке разработки вне зависимости от его изменения в процессе ремонта скважины.