RU2342523C2

RU2342523C2 - Способ реализации вертикального заводнения нефтяной залежи

Info

Publication number: RU2342523C2
Application number: RU2007104999/03A
Authority: RU
Inventors: Эрнест Сумбатович Закиров (RU); Эрнест Сумбатович Закиров; Сумбат Набиевич Закиров (RU); Сумбат Набиевич Закиров; Иль Михайлович Индрупский (RU); Илья Михайлович Индрупский
Original assignee: Эрнест Сумбатович Закиров; Сумбат Набиевич Закиров; Илья Михайлович Индрупский
Priority date: 2007-02-09
Filing date: 2007-02-09
Publication date: 2008-12-27
Also published as: RU2007104999A

Abstract

Изобретение направлено на повышение нефтеотдачи слоисто-неоднородных нефтяных пластов методом вертикального заводнения. Обеспечивает повышение эффективности способа. Сущность изобретения: способ включает бурение добывающих и нагнетательных скважин и осуществление вытеснения нефти закачиваемой водой. Создают опытный участок на базе двух горизонтальных скважин или боковых горизонтальных стволов. Для этого бурят добывающую горизонтальную скважину или добывающий боковой горизонтальный ствол из имеющейся скважины и нагнетательную горизонтальную скважину или нагнетательный боковой горизонтальный ствол из имеющейся скважины. При этом добывающий горизонтальный ствол размещают вблизи кровли пласта, а нагнетательный горизонтальный ствол - вблизи подошвы пласта; стволы параллельны друг другу и параллельны длинной оси структуры, горизонтальные их проекции находятся на расстоянии не более 150 м. В одном из стволов осуществляют возбуждающее воздействие путем закачки воды или отбора нефти, в другом наблюдают за изменением во времени давления. В случае наличия реакции на возбуждающее воздействие по изменению давления определяют величину проницаемости вдоль вертикальной координаты и осуществляют опытные работы путем закачки воды в нагнетательный ствол и отбора нефти из добывающего ствола. При этом наблюдают за изменением во времени дебита нефти и обводненности в добывающем стволе, расхода воды в нагнетательном стволе, забойного и пластового давлений в обоих стволах. По результатам опытных работ проектируют и реализуют процесс вертикального заводнения пласта на основе однорядной системы размещения добывающих горизонтальных стволов вблизи кровли пласта и нагнетательных горизонтальных стволов вблизи подошвы пласта со смещением в плане забоев добывающих и нагнетательных скважин аналогично размещению вертикальных скважин при однорядной системе. 1 табл., 4 ил.

Description

Предлагаемое изобретение относится к области нефтяной промышленности. А именно к реализации перспективного способа вертикального заводнения нефтяной залежи.

Известен способ вертикального заводнения, предусматривающий создание вблизи кровли и подошвы пласта горизонтальных трещин гидроразрыва, закачку воды в нижнюю трещину и отбор нефти из верхней трещины (см. Сайкин С.Ф., Кондратьев В.М., Плещинский Б.И. Эффекты поперечного вытеснения жидкости из слоисто-неоднородной среды и возможности повышения нефтеотдачи пластов заводнением от подошвы к кровле. Сб. Теоретич. и эксперим. вопросы рационал. разработки нефт. месторождений. Казань, Издат. Казан. Госуд. Универс., 1969).

Недостатками способа являются следующие.

- Рассматриваемый способ вертикального заводнения основывается на создании горизонтальных трещин гидроразрыва пласта, которые являются составными элементами добывающей и нагнетательной скважин. Однако известно, что на практике трещины гидроразрыва пласта являются вертикальными.

- В случае наличия глинистых прослоев в разрезе продуктивного пласта невозможно организовать процесс вертикального вытеснения нефти водой.

Известен способ вертикального вытеснения одного флюида другим, предусматривающий бурение вертикальных добывающих и нагнетательных скважин и разнесение по вертикали забоев добывающих и нагнетательных скважин (см. Закиров С.Н., Леонтьев И.А., Мусинов И.В., Шведов В.М. Поддержание давления в газоконденсатной залежи с неоднородными по свойствам коллекторами. Тр. ВНИИГаза. Разработка газоконденсатных месторождений с поддержанием давления. Москва, 1988).

Недостатками данного способа являются следующие.

- При небольших толщинах продуктивного пласта реализация способа вертикального вытеснения одного флюида другим на основе вертикальных добывающих и нагнетательных скважин может оказаться нереалистичной.

- При наличии глинистых или уплотненных прослоев в разрезе продуктивного пласта невозможно организовать процесс вертикального вытеснения, например, нефти водой.

В основу настоящего изобретения положена задача практической реализации давно известного, но не применяемого на практике перспективного способа вертикального заводнения в слоисто-неоднородных коллекторах.

Традиционный способ заводнения, который можно назвать латеральным, в случае слоисто-неоднородных коллекторов отличается низкой эффективностью. Ибо закачиваемая вода по наиболее проницаемым пропласткам прорывается к забоям добывающих вертикальных или псевдогоризонтальных скважин. В результате нарастает обводненность добываемой продукции, что в конечном счете приводит к низкому значению коэффициента извлечения нефти (КИН).

При вертикальном заводнении слоистая неоднородность продуктивного коллектора не является уже негативным фактором. Несмотря на очевидную привлекательность способа вертикального заводнения, он не нашел распространения ни в отечественной, ни в зарубежной практике нефтедобычи.

Одна из главных причин связана с тем, что вертикальное заводнение можно реализовать лишь в случае, когда имеет место гидродинамическая сообщаемость продуктивного пласта вдоль вертикальной координаты. Ни методы кернового анализа, ни методы промысловой геофизики не могут ответить на данный вопрос.

Недавно для целей построения достоверной 3D гидродинамической модели был предложен способ 3D гидропрослушивания (см. Брадулина О.В., Закиров Э.С., Мамедов Т.М. Глубинное зондирование в анизотропных коллекторах с целью построения 3D модели пласта. Тр. Первой Междунар. научн. конф. «Нефтеотдача-2003». Москва, 19-23 мая 2003 г.). Данный способ оказывается необходимым элементом в способе реализации вертикального заводнения нефтяной залежи.

Выполнение поставленной задачи достигается тем, что предлагаемый способ реализации вертикального заводнения включает бурение добывающих и нагнетательных скважин и осуществление вытеснения нефти закачиваемой водой, состоит в том, что сначала создают опытный участок на базе двух горизонтальных скважин или боковых горизонтальных стволов. Для этого бурят добывающую горизонтальную скважину или добывающий боковой горизонтальный ствол из имеющейся скважины и нагнетательную горизонтальную скважину или нагнетательный боковой горизонтальный ствол из имеющейся скважины. При этом добывающий горизонтальный ствол размещают вблизи кровли пласта, а нагнетательный горизонтальный ствол - вблизи подошвы пласта; стволы параллельны друг другу и параллельны длинной оси структуры, горизонтальные их проекции находятся на расстоянии не более 150 м. В одном из стволов осуществляют возбуждающее воздействие путем закачки воды или отбора нефти, в другом наблюдают за изменением во времени давления. В случае наличия реакции на возбуждающее воздействие по изменению давления определяют величину проницаемости вдоль вертикальной координаты и осуществляют опытные работы путем закачки воды в нагнетательный ствол и отбора нефти из добывающего ствола. При этом наблюдают за изменением во времени дебита нефти и обводненности в добывающем стволе, расхода воды в нагнетательном стволе, забойного и пластового давлений в обоих стволах. По результатам опытных работ проектируют и реализуют процесс вертикального заводнения пласта на основе однорядной системы размещения добывающих горизонтальных стволов вблизи кровли пласта и нагнетательных горизонтальных стволов вблизи подошвы пласта со смещением в плане забоев добывающих и нагнетательных скважин, аналогично размещению вертикальных скважин при однорядной системе разработки при треугольной сетке разбуривания.

Пример реализации предлагаемого способа

Анализ фактических данных для нефтяной залежи в продуктивных отложениях А месторождения Б в Западной Сибири показал, что она подходит к реализации предлагаемого способа вертикального заводнения.

Залежь А находится в разработке на основе вертикальных добывающих и нагнетательных скважин. Слоистая неоднородность коллекторских свойств негативно сказалась на показателях ее разработки. При текущей средней обводненности добываемой продукции более 95% средний дебит скважин по нефти составляет менее 2 т/сут. Достигнутый коэффициент извлечения нефти (КИН) равняется 15% при утвержденном ГКЗ значении около 36%. Очевидно, что сложившаяся система заводнения, которая может быть названа латеральной, никогда не позволит достичь утвержденного КИН.

В качестве альтернативного способа доразработки залежи А рассматривается предлагаемый способ реализации вертикального заводнения.

- На залежи А выбран опытный участок с двумя действующими высокообводненными скважинами, с условными номерами 1 и 2.

По данным керновых и промыслово-геофизических исследований скв. 1 и 2 создана 3D геологическая модель опытного участка. На фиг.1, в качестве примера, приводятся распределения значений коэффициентов пористости, проницаемости и нефтенасыщенности по отдельных слоям для скв. 1. При переходе от 3D геологической к 3D гидродинамической модели количество сеточных слоев оставлено без изменений. В результате размерность 3D гидродинамической модели участка оказалась равной 12×11×39 ячеек.

В 3D гидродинамическую модель, с соответствующими низкими значениями фильтрационно-емкостных параметров, включены ячейки, отнесенные в 3D геологической модели к неколлектору. По этой причине соотношение проницаемостей в горизонтальной плоскости и вдоль вертикальной координаты в каждом слое первоначально принято равным единице.

Другие исходные данные опытного участка, использованные в 3D гидродинамической модели, даются в таблице.

На фиг.2а приводится конфигурация в плане залежи А. На фиг.2б дается трассировка добывающего и нагнетательного горизонтальных стволов в плане, а на фиг.2в - профильный разрез опытного участка пласта.

- Трассировка в плане горизонтальных стволов выбрана параллельно длинной оси структуры.

Экспортно оценено, что различие проницаемостей в горизонтальной плоскости и вдоль вертикальной координаты будет находится в пределах от 1 до 25.

Для описанных значений исходных параметров выполнены расчеты в 3D двухфазной (нефть-вода) постановке при различных расстояниях между горизонтальными стволами применительно к процедуре 3D гидропрослушивания. Получено, что при расстоянии между горизонтальными стволами в плане в 100 м обеспечиваются приемлемые сроки испытания скважин.

- С оцененными параметрами опытного участка и скважин осуществлено бурение двух скважин по схеме, указанной на фиг.2б и 2в.

- 3D гидропрослушивание и определение величины проницаемости вдоль вертикальной координаты осуществлены следующим образом. С целью создания возбуждающего воздействия добывающая горизонтальная скважина пущена в эксплуатацию с дебитом по жидкости (нефти), равным 100 м³/сут. При этом в нагнетательном (реагирующем) горизонтальном стволе выполнена запись кривой изменения во времени забойного давления с использованием глубинного манометра. Соответствующие фактические замеры давления приводятся на фиг.3. Здесь же даются расчетные динамики изменения давления в реагирующей скважине при различных значениях параметра вертикальной анизотропии. Они получены с использованием описанной гидродинамической модели путем пропорционального изменения вертикальной проницаемости всех сеточных слоев в заданное число раз.

Наилучшее совпадение расчетной динамики давления в реагирующей скважине с фактической получено при эквивалентном значении коэффициента вертикальной анизотропии проницаемости (соотношения проницаемости в горизонтальном и вертикальном направлениях), равном 13.3.

- Найденное значение коэффициента вертикальной анизотропии проницаемости заложено в создаваемую 3D гидродинамическую модель всей залежи А для каждого сеточного слоя. С этим значением параметра анизотропии выполнена адаптация 3D модели залежи А к данным предшествующей эксплуатации всех скважин.

- На основе адаптированной 3D гидродинамической модели залежи А выполнены расчеты для различных вариантов по сетке размещения добывающих и нагнетательных скважин.

Параметры наиболее предпочтительной сетки скважин применительно к фрагменту пласта приведены на фиг.4.

Прогнозные показатели разработки для этой сетки горизонтальных скважин и реализации вертикальной системы заводнения показали, что конечный КИН по залежи А составит 41%. Это выше утвержденного КИН. Важно и то, что динамика добычи нефти по отдельным скважинам здесь кратно превосходит дебиты, которые имели бы место в случае, если бы скважины эксплуатировались в условиях продолжающегося латерального заводнения.

Таким образом, предлагаемый способ реализации вертикального заводнения приводит к появлению серьезной альтернативы традиционно применяемому способу латерального заводнения слоисто-неоднородных продуктивных пластов. Широкое внедрение предлагаемого способа будет способствовать увеличению среднего по стране КИН, который в последние годы имеет устойчивую тенденцию к снижению с 41-42% в восьмидесятых годах до нынешних 36%. Известно, что увеличение КИН по стране всего на 1% равносильно дополнительной добыче десятков миллионов тонн нефти.

Основные исходные данные для модели опытного участка
Показатель	Значение
Начальное пластовое давление, атм	220
Давление насыщения, атм	115.7
Плотность нефти при станд. условиях, кг/м³	828
Плотность воды при станд. условиях, кг/м³	1000
Плотность газа при станд. условиях, кг/м³	1.249
Объемный коэффициент нефти	1.383
Объемный коэффициент воды	1.015
Газосодержание пластовой нефти, м³/м³	116.7
Вязкость нефти в пластовых условиях, спз	0.613
Вязкость воды в пластовых условиях, спз	0.37
Коэффициент сжимаемости воды, 1/атм	4.27*10^-5
Коэффициент сжимаемости породы, 1/атм	3.22*10^-5
Коэффициент остат. нефтенасыщенности, д.ед.	0.36

Claims

Способ реализации вертикального заводнения нефтяного пласта, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин и осуществление вытеснения нефти закачиваемой водой, характеризующийся тем, что создают опытный участок на базе двух горизонтальных скважин или боковых горизонтальных стволов, для этого бурят добывающую горизонтальную скважину или добывающий боковой горизонтальный ствол из имеющейся скважины и нагнетательную горизонтальную скважину или нагнетательный боковой горизонтальный ствол из имеющейся скважины, при этом добывающий горизонтальный ствол размещают вблизи кровли пласта, а нагнетательный горизонтальный ствол - вблизи подошвы пласта, стволы параллельны друг другу и параллельны длинной оси структуры, горизонтальные их проекции находятся на расстоянии не более 150 м; в одном из стволов осуществляют возбуждающее воздействие путем закачки воды или отбора нефти, в другом наблюдают за изменением во времени давления; в случае наличия реакции на возбуждающее воздействие по изменению давления определяют величину проницаемости вдоль вертикальной координаты и осуществляют опытные работы путем закачки воды в нагнетательный ствол и отбора нефти из добывающего ствола, при этом наблюдают за изменением во времени дебита нефти и обводненности в добывающем стволе, расхода воды в нагнетательном стволе, забойного и пластового давлений в обоих стволах; по результатам опытных работ проектируют и реализуют процесс вертикального заводнения пласта на основе однорядной системы размещения добывающих горизонтальных стволов вблизи кровли пласта и нагнетательных горизонтальных стволов вблизи подошвы пласта со смещением в плане забоев добывающих и нагнетательных скважин аналогично размещению вертикальных скважин при однорядной системе разработки при треугольной сетке разбуривания.