RU2628343C2 - Способ выработки пластов с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов - Google Patents

Способ выработки пластов с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов Download PDF

Info

Publication number
RU2628343C2
RU2628343C2 RU2015126116A RU2015126116A RU2628343C2 RU 2628343 C2 RU2628343 C2 RU 2628343C2 RU 2015126116 A RU2015126116 A RU 2015126116A RU 2015126116 A RU2015126116 A RU 2015126116A RU 2628343 C2 RU2628343 C2 RU 2628343C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
formation
plugging
water
wells
pressure
Prior art date
Application number
RU2015126116A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2015126116A (ru
Inventor
Сергей Алексеевич Баталов
Вадим Евгеньевич Андреев
Геннадий Семенович Дубинский
Ринат Раисович Хузин
Наиль Ирикович Хузин
Original Assignee
Государственное автономное научное учреждение "Институт нефтегазовых технологий и новых материалов Республики Башкортостан"
Общество с ограниченной ответственностью "Благодаров-Ойл"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Государственное автономное научное учреждение "Институт нефтегазовых технологий и новых материалов Республики Башкортостан", Общество с ограниченной ответственностью "Благодаров-Ойл" filed Critical Государственное автономное научное учреждение "Институт нефтегазовых технологий и новых материалов Республики Башкортостан"
Priority to RU2015126116A priority Critical patent/RU2628343C2/ru
Publication of RU2015126116A publication Critical patent/RU2015126116A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2628343C2 publication Critical patent/RU2628343C2/ru

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/20—Displacing by water
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/32—Preventing gas- or water-coning phenomena, i.e. the formation of a conical column of gas or water around wells

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)

Abstract

Изобретение относится к нефтедобывающей и газодобывающей отраслям промышленности и, в частности, к методам увеличения коэффициента извлечения продукции пласта - нефти, газа и газоконденсата. Технический результат - интенсификация добычи и увеличение коэффициента извлечения продукции из пласта за счет увеличения охвата этого пласта фильтрацией. По способу предварительно определяют по данным инклинометрии протяженность зон вскрытого пласта между парами скважин и формирование технологических линеек функций параметров пластов и флюидов. Осуществляют гидроразрыв пласта между парами скважин с образованием прямых и перекрестных каналов выработки. Проводят гамма- и нейтронный каротаж при исследовании скважинных зон перфораций. Выполняют непрерывные исследования трещиноватых участков под номинальным и максимальным давлениями эксплуатации при прокачке порций меток. Определяют количество точек тампонирования в функции статических характеристик параметров каналов выработки. Доопределяют исследования трещин и тампонируют межтрещинные участки в диапазонах давлений между давлениями гидроразрыва и эксплуатации до появления второго канала выработки. Вводят режим уточненных исследований. Уточняют число тампонирующих точек в функции динамических характеристик каналов выработки и описывают глубинные потоки с учетом координат фронта обводненности пласта. Проводят предварительные исследования, когда движение флюидов до фронта обводненности в десятой части протяженности канала выработки может быть описано зависимостью Буссинеска, а после него – зависимостью Дюпюи-Форхгеймера. Аналогично проводят уточнение исследований, когда до фронта обводненности в середине протяженности канала выработки используют выражение Пуазейля. Выполняют режим доопределения исследований с использованием аналитического выражения Дюпюи-Форхгеймера. При этом доставку меток и тампонирующих материалов выражают зависимостью Пуазейля до полной выработки пласта. Межтрещинные участки тампонируют с учетом постоянства профилей сечений каналов выработки. При высоковязких флюидах доставку меток и тампонирующих материалов с растворителями в межтрещинные интервалы подтверждают повышением нефтесодержания в добывающей скважине. Для описания движения флюидов используют зависимости Пуассона. Извлечение нефти начинают с перекрестных каналов выработки пласта. 4 з.п. ф-лы, 2 табл., 5 ил.

Description

Изобретение относится к физике нефтяного пласта, охране окружающей среды и может быть использовано в экспериментальной физике, а также в гидромеханике при исследованиях характера движения многофазных и многокомпонентных жидкостей через пористые среды.
Известен способ выработки пластов нефтегазовых месторождений (Мееров М.В. Исследование и оптимизация многосвязных систем управления. / Отв. ред. - акад. А.А. Воронов. - М.: Наука, 1986. 236 с.), выполняемый за счет предварительного гидроразрыва пласта и функционирование в упругом режиме эксплуатации залежи путем отбора жидкости из сетки добывающих скважин при оптимальном управлении напора воды в сетке нагнетательных скважин, причем для скважин в поздней стадии разработки месторождений и длительным сроком эксплуатации форсируют отбор жидкости и увеличивают давление поддержки пласта для получения равномерного процесса вытеснения нефти и продвижения фронта обводненности.
Недостатком данного способа выработки пласта в сетке действующих скважин, как многосвязной системы управления, является низкая эффективность функционирования вследствие слабой выработки пласта по направлению локальных участков первичных изолиний гидроразрыва. Для устранения этого вводят дополнительное разбуривание эксплуатируемой сетки скважин, что приводит к неоправданным высоким экономическим затратам. Низкий порог продуктивности эксплуатируемых пластов обусловлен заниженными значениями коэффициентов нефтеизвлечения, который для большинства месторождений остается значительно меньшим величины 0,43. Другой недостаток - плохое начальное приближение при заданном количестве вариаций управления в режиме оптимизации нефтедобычи, связанное с нелинейностью системы «скважина-пласт».
Наиболее близким по технической сущности к изобретению, принятым за прототип, является способ выработки пластов с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов (Баталов С.А. Способ полной выработки пластов нефтегазовых месторождений Патент РФ №2297525. МКИ Е21И 43/20, 43/26, G01V 9/00. БИ №11, 2007), включающий для каждых из предполагаемых скважинных триад
Figure 00000001
и направлений
Figure 00000002
в первых из прямых каналов выработки пластов (
Figure 00000003
, при φ=1), а также перекрестных
Figure 00000003
, при φ=2 (или φ=3) определение по данным инклинометрии первичных протяженностей их траекторий
Figure 00000004
между зонами перфораций скважин при их бурении и обустройстве, формирование множества технологических линеек функций параметров пластов и свойств флюидов при дискретных исследованиях кернов
Figure 00000005
, где
Figure 00000006
- коэффициенты пористости, трещиноватости и проницаемости во вскрываемых точках залежи в предполагаемых галереях нагнетательных (i) и добывающих (j) скважин
Figure 00000007
;
Figure 00000008
- высота пласта во вскрытой глубинной зоне;
Figure 00000009
- физико-химические свойства пластовых флюидов, гидроразрыв пласта между парами действующих скважин с образованием первых
Figure 00000010
, выполнение гамма и нейтронного каротажей при определении параметров интервалов перфораций и протяженностей зон в первоначальных профилях приемистости воды
Figure 00000011
вблизи нагнетательных и притоков флюидов
Figure 00000012
вблизи добывающих скважин, выполнение опытно-промышленной эксплуатации первой пары действующих скважин из первой скважинной триады в прямом
Figure 00000013
, связанной с измерениями дифференциальных и интегральных профилей притока и приемистости, обеспечивающих выявление по зависимости Дюпюи минимальных
Figure 00000014
, максимальных
Figure 00000015
и номинальных
Figure 00000016
давлений во время эксплуатации
Figure 00000017
, определение в режиме эксплуатации его количества ψ поддиапазонов
Figure 00000018
при номинальных давлениях поддержки
Figure 00000019
на различных его этапах и стадиях выработки, формирование на ранней стадии нефтеизвлечения при непрерывных исследованиях пластов множества технологических линеек
Figure 00000020
путем корректировки параметров пластов и свойств флюидов в условиях
Figure 00000021
, в зависимости Дюпюи-Форхгеймера определяют в
Figure 00000022
с некоторой точностью его протяженность
Figure 00000023
по сравнению с
Figure 00000024
при непрерывных циклах предварительных исследований и эксплуатации
Figure 00000025
Figure 00000026
в разрывных управлениях закачиваемых порций трассирующих меток совместно с рабочим агентом под номинальным давлением эксплуатации
Figure 00000027
, выполнение на промежуточной стадии выработки
Figure 00000028
гидроимпульсного режима предварительных исследований координат местоположения фронтов обводненности
Figure 00000029
с условием
Figure 00000030
, где
Figure 00000031
- пространственные координаты переднего и заднего фронтов обводненности, а также координат местоположения высокопроницаемых участков трещин
Figure 00000032
и низкопроницаемых продуктивных участков
Figure 00000033
, а также трещиноватых участков
Figure 00000034
в i-х циклах
Figure 00000035
за время доставки меток
Figure 00000036
через квант времени Δτкв фильтрационного процесса при чередовании давлении эксплуатации
Figure 00000037
и
Figure 00000038
в равноотстоящие точки вдоль всей протяженности
Figure 00000039
через квант протяженности Δlкв при описании движения флюида в зависимости Дюпюи-Форхгеймера, формирование на промежуточной стадии нефтеизвлечения множества технологических линеек путем корректировки параметров пластов и свойств флюидов в условиях
Figure 00000040
, определение для всех
Figure 00000041
Figure 00000042
количества точек тампонирования
Figure 00000043
в функции статических характеристик их параметров
Figure 00000044
, где δ - погрешность контроля гидродинамических величин скважинными приборами,
Figure 00000045
- количество возможных траекторий в прямых
Figure 00000046
, определение числа равнозначных интервалов между точками тампонирования
Figure 00000047
и координат точек тампонирования вдоль траектории
Figure 00000048
в
Figure 00000049
, выполнение на ранних этапах поздней стадии нефтеизвлечения циклов доопределения исследований
Figure 00000050
координат местоположения
Figure 00000051
,
Figure 00000052
и тампонирующих точек в гидроимпульсных режимах их работы за время переноса меток
Figure 00000053
, где Δτкв - дополнительный квант времени исследований под давлением
Figure 00000054
, где
Figure 00000055
- давление в
Figure 00000056
, при тампонировании i-ой точки в направлении от добывающей к нагнетательной скважинам, когда параметры и свойства флюидов в нем на протяженности
Figure 00000057
определяют в скоростях потока по зависимости Буссинеска до его переднего фронта обводненности
Figure 00000058
, а после заднего фронта
Figure 00000059
- нелинейной части Дюпюи-Форхгеймера, выполнение таких исследований в поздних этапах поздней стадии нефтеизвлечения осуществляют, когда движение флюида до переднего фронта обводненности
Figure 00000060
описывается выражением Пуазейля, а после заднего фронта
Figure 00000061
- нелинейной частью Дюпюи-Форхгеймера, при этом длительность паузы в конце цикла
Figure 00000062
соответствует номинальному режиму эксплуатации
Figure 00000063
, тампонирование первого непродуктивного участка вблизи зоны добывающей скважины в цикле
Figure 00000064
связано с реализацией длительности времени доставки тампонирующего материала
Figure 00000065
в первую точку d под давлением
Figure 00000066
, завершение длительности которого означает переход к номинальному режиму эксплуатации
Figure 00000067
и образованию начальной зоны второго
Figure 00000068
вблизи зоны добывающей скважины, проведение исследований координат точек и тампонирования участков в направлении от добывающей к нагнетательной скважинам во временном режиме способствует образованию новых
Figure 00000069
вплоть до полной выработки участка пласта, совмещение режимов эксплуатации, исследований и тампонирования участков пластов в прямых и перекрестных
Figure 00000070
, одновременная выработка многопластовых залежей, кроме этого выполняют тампонаж непродуктивных изолиний между раздельными участками пласта и/или между многопластовыми залежами и/или непродуктивными связями с внешней средой, например, с водоносным горизонтом пресной воды и/или поверхности почвы.
Недостатком такого способа является низкая точность исследования координат местоположения и геометрических параметров трещиноватых участков КВП в зависимости от продвижения фронта обводненности эксплуатируемого пласта. Другой недостаток - отсутствие условий проверки идентичности координат местоположения тампонируемых участков КВП и условий доставки тампонажного материала в зависимости от продвижения фронта обводненности эксплуатируемого пласта. Узкие функциональные возможности способа обусловлены низкой достоверностью определения протяженностей изолиний различных КВП в зависимости от продвижения фронта обводненности эксплуатируемого пласта.
В направлении реализации данного технического решения авторам известен способ выработки пластов с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов (Авт. св. СССР №1263826. Способ определения остаточной нефтенасыщенности. МКИ G01V 9/00), где низкопродуктивные участки КВП тампонируют в обратном направлении - возле интервала перфорации добывающей скважины при ее простаивании. При этом остановка работы действующих скважин приводит к нарушению первичного скелета пласта, и тем самым - понижению точности разработки исследуемого нефтегазового месторождения. Другой недостаток способа - отсутствие учета влияющих факторов при определении реологических параметров продуктивного пласта при выборе оптимальных параметров его эксплуатации по всей залегаемой области, что характеризует узкие функциональные возможности данного способа.
Задача изобретения - повышение эффективности нефтеизвлечения из продуктивных пластов нефтегазовых месторождений.
Поставленная задача достигается тем, что в известном способе выработки продуктивных пластов нефтегазовых месторождений, включающем для каждых из предполагаемых скважинных триад
Figure 00000071
и направлений
Figure 00000072
в первых из прямых каналов выработки пластов (
Figure 00000073
при φ=1), а также перекрестных
Figure 00000074
при φ=2 (или φ=3) определение по данным инклинометрии первичных протяженностей их траекторий
Figure 00000075
между зонами перфорации скважин при их бурении и обустройстве, формирование множества технологических линеек функций параметров пластов и свойств флюидов при дискретных исследованиях кернов
Figure 00000076
, где
Figure 00000077
,
Figure 00000078
и
Figure 00000079
- коэффициенты пористости, трещиноватости и проницаемости во вскрываемых точках залежи в предполагаемых галереях нагнетательных (i) и добывающих (j) скважин
Figure 00000080
;
Figure 00000081
- высота пласта во вскрытой глубинной зоне;
Figure 00000009
- физико-химические свойства пластовых флюидов, гидроразрыв пласта между парами действующих скважин с образованием первых
Figure 00000082
, выполнение гамма и нейтронного каротажей при определении параметров интервалов перфораций и протяженностей зон в первоначальных профилях приемистости воды
Figure 00000083
вблизи нагнетательных и притоков флюидов
Figure 00000084
вблизи добывающих скважин, выполнение опытно-промышленной эксплуатации первой пары действующих скважин из первой скважинкой триады в прямом
Figure 00000085
, связанной с измерениями дифференциальных и интегральных профилей притока и приемистости, обеспечивающих выявление по зависимости Дюпюи минимальных
Figure 00000086
, максимальных
Figure 00000087
и номинальных
Figure 00000088
давлений во время эксплуатации
Figure 00000089
, определение в режиме эксплуатации его количества ψ поддиапазонов
Figure 00000090
при номинальных давлениях поддержки
Figure 00000089
на различных его этапах и стадиях выработки, формирование на ранней стадии нефтеизвлечения при непрерывных исследованиях пластов множества технологических линеек
Figure 00000091
путем корректировки параметров пластов и свойств флюидов в условиях
Figure 00000092
, в зависимости Дюпюи-Форхгеймера определяют в
Figure 00000089
с некоторой точностью его протяженность
Figure 00000093
по сравнению с
Figure 00000094
при непрерывных циклах предварительных исследований и эксплуатации
Figure 00000095
Figure 00000096
в разрывных управлениях закачиваемых порций трассирующих меток совместно с рабочим агентом под номинальным давлением эксплуатации
Figure 00000097
, выполнение на промежуточной стадии выработки
Figure 00000089
гидроимпульсного режима предварительных исследований координат местоположения фронтов обводненности
Figure 00000098
с условием
Figure 00000099
, где
Figure 00000100
и
Figure 00000101
- пространственные координаты переднего и заднего фронтов обводненности, а также координат местоположения высокопроницаемых участков трещин
Figure 00000102
и низкопроницаемых продуктивных участков
Figure 00000103
, а также трещиноватых участков
Figure 00000104
в i-х циклах
Figure 00000105
за время доставки меток
Figure 00000106
через квант времени Δτкв фильтрационного процесса при чередовании давлении эксплуатации
Figure 00000107
и
Figure 00000108
в равноотстоящие точки вдоль всей протяженности
Figure 00000109
через квант протяженности Δlкв при описании движения флюида в зависимости Дюпюи-Форхгеймера, формирование на промежуточной стадии нефтеизвлечения множества технологических линеек путем корректировки параметров пластов и свойств флюидов в условиях
Figure 00000110
, определение для всех
Figure 00000111
Figure 00000112
количества точек тампонирования
Figure 00000113
в функции статических характеристик их параметров
Figure 00000114
, где δ - погрешность контроля гидродинамических величин скважинными приборами,
Figure 00000115
- количество возможных траекторий в прямых
Figure 00000116
, определение числа равнозначных интервалов между точками тампонирования
Figure 00000117
и координат точек тампонирования вдоль траектории
Figure 00000118
в
Figure 00000119
, выполнение на ранних этапах поздней стадии нефтеизвлечения циклов доопределения исследований
Figure 00000120
координат местоположения
Figure 00000121
,
Figure 00000122
и тампонирующих точек в гидроимпульсных режимах их работы за время переноса меток
Figure 00000123
, где Δτвк - дополнительный квант времени исследований под давлением
Figure 00000124
, где
Figure 00000125
- давление в
Figure 00000126
при тампонировании i-ой точки в направлении от добывающей к нагнетательной скважинам, когда параметры и свойства флюидов в нем на протяженности
Figure 00000127
определяют в скоростях потока по зависимости Буссинеска до его переднего фронта обводненности
Figure 00000128
, а после заднего фронта
Figure 00000129
- нелинейной части Дюпюи-Форхгеймера, выполнение таких исследований в поздних этапах поздней стадии нефтеизвлечения осуществляют, когда движение флюида до переднего фронта обводненности
Figure 00000130
- описывается выражением Пуазейля, а после заднего фронта
Figure 00000131
- нелинейной частью Дюпюи-Форхгеймера, при этом длительность паузы в конце цикла
Figure 00000132
соответствует номинальному режиму эксплуатации
Figure 00000133
, тампонирование первого непродуктивного участка вблизи зоны добывающей скважины в цикле
Figure 00000134
связано с реализацией длительности времени доставки тампонирующего материала
Figure 00000135
в первую точку d под давлением
Figure 00000136
, завершение длительности которого означает переход к номинальному режиму эксплуатации
Figure 00000133
и образованию начальной зоны второго
Figure 00000137
вблизи зоны добывающей скважины, проведение исследований координат точек и тампонирования участков в направлении от добывающей к нагнетательной скважинам во временном режиме способствует образованию новых
Figure 00000138
вплоть до полной выработки участка пласта, совмещение режимов эксплуатации, исследований и тампонирования участков пластов в прямых и перекрестных
Figure 00000139
, одновременная выработка многопластовых залежей, кроме этого выполняют тампонаж непродуктивных изолиний между раздельными участками пласта и/или между многопластовыми залежами и/или непродуктивными связями с внешней средой, например, с водоносным горизонтом пресной воды и/или поверхности почвы.
Новыми признаками изобретения являются дополнительное введение режима уточненных исследований, определение числа тампонирующих точек в функции динамических характеристик параметров
Figure 00000140
, а также различные описания движения глубинных потоков жидкостей в различных координатах фронтов обводненностей в
Figure 00000141
при совмещенных режимах эксплуатации, исследований и тампонирования, когда при переходе от ранних и промежуточных стадий на ранние этапы поздней стадии выработки прямого
Figure 00000133
определяют параметры потоков флюида до фронта обводненности
Figure 00000142
по соотношению Буссинеска, а после него
Figure 00000143
- по выражению Дюпюи-Форхгеймера применительно к непрерывно выполняемым гидроимпульсным циклам i уточненных исследовании
Figure 00000144
координат трещин и тампонирующих точек
Figure 00000145
в
Figure 00000146
за время доставки меток
Figure 00000147
под давлением
Figure 00000148
, при этом последующая пауза в цикле соответствует эксплуатации
Figure 00000133
под давлением
Figure 00000149
, определяют общее количество тампонирующих точек для различных
Figure 00000150
как функцию динамических характеристик
Figure 00000151
, где
Figure 00000152
- параметр переходного процесса от изменения давлений тампонажа, и при сопоставлении с проверочными расчетами числа тампонирующих точек в функции статических характеристик
Figure 00000153
выявляют действующее значение общего числа тампонирующих точек в соотношении
Figure 00000154
, определяют порядок следования тампонирующих точек
Figure 00000155
, неравнозначные интервалы между которыми для
Figure 00000156
выражаются в виде
Figure 00000157
, при переходе на промежуточные этапы поздней стадии выработки прямых
Figure 00000158
выполняют анализ параметров потоков до фронта обводненности
Figure 00000159
по соотношениям Буссинеска, а после него
Figure 00000160
- нелинейной части Дюпюи-Форхгеймера, обеспечивающий выполнение l-го цикла доопределения исследований
Figure 00000161
координат местоположения окрестности последней d-точки тампонирования вблизи добывающей скважины за время доставки меток
Figure 00000162
под давлением
Figure 00000163
с формированием и корректировкой их параметров в множестве технологических линеек
Figure 00000164
, при этом последующая пауза в цикле соответствует режиму эксплуатации
Figure 00000165
под давлением
Figure 00000166
, в начале позднего этапа поздней стадии выработки
Figure 00000167
выполняют 1-ый цикл тампонирования
Figure 00000168
d-точки, близлежащей к зоне добывающей скважины
Figure 00000169
за время доставки тампонирующего материала
Figure 00000170
в точку под давлением
Figure 00000171
при описании потоков флюидов до фронта обводненности
Figure 00000172
по соотношениям Пуазейля, а после него
Figure 00000173
- нелинейной части Дюпюи-Форхгеймера, завершение тампонирования обеспечивает переход к номинальному режиму эксплуатации
Figure 00000174
под давлением
Figure 00000175
и образование первой конечной зоны
Figure 00000176
, формируемой вблизи добывающей скважины, эксплуатацию конечной зоны
Figure 00000177
выполняют совместно с предшествующими n-1 зонами
Figure 00000178
, аналогично вышерассмотренному при проведении режимов предварительных исследовании в циклах
Figure 00000179
и уточненных исследовании в циклах
Figure 00000180
на участках, примыкающих к
Figure 00000181
, выполняют второй цикл доопределений
Figure 00000182
координаты (d-1) точки тампонажа за время доставки
Figure 00000183
- скорректированное значение кванта времени, под давлением
Figure 00000184
, при этом последующая пауза в цикле соответствует номинальному режиму эксплуатации
Figure 00000185
, выполняют второй цикл предварительных и уточненных исследований, а также исследований доопределений местоположения (d-1) точки тампонажа аналогично рассмотренному с последующим ее тампонированием за время доставки тампонирующего материала
Figure 00000186
координату
Figure 00000187
, где
Figure 00000188
,
Figure 00000189
- скорректированный интервал между точками
Figure 00000190
и
Figure 00000191
под давлением
Figure 00000192
, завершение времени
Figure 00000193
означает переход к номинальному режиму эксплуатации
Figure 00000194
под давлением
Figure 00000195
и расширение его первой конечной зоны, выполнение остальных циклов доопределений
Figure 00000196
и тампонажа
Figure 00000197
в функционально развивающемся
Figure 00000198
по направлению от добывающей к нагнетательной скважинам реализуется аналогично с образованием второго полнофункционального
Figure 00000199
в общей протяженности
Figure 00000200
при увеличении поминальных давлении его поддержки
Figure 00000201
, при этом выполнение циклов доопределений
Figure 00000202
и тампонажа
Figure 00000203
в
Figure 00000204
совмещают с режимами эксплуатации вплоть до образование следующего
Figure 00000205
и т.д. до полной выработки всех траекторий
Figure 00000206
в прямых
Figure 00000207
, аналогично рассмотренному выполняют выработку всех прямых
Figure 00000208
на завершающих стадия нефтеизвлечения выполняют выработку всех перекрестных
Figure 00000209
аналогично рассмотренному, формируют множество технологических линеек
Figure 00000210
с последующей их корректировкой параметров пластов в условиях
Figure 00000211
, что служит основой реализации стадии ликвидации эксплуатируемого объекта на месторождении, причем осуществление режимов доопределения исследований и тампонирования вырабатываемых участков
Figure 00000212
с высоковязкими нефтяными флюидами в трещиновато-пористых пластах выполняют с описанием движения потоков пластовых флюидов по зависимости Пуассона вместо выражения Пуазейля. При этом в реализации способа мелкотрещинные участки в
Figure 00000213
входят в множество продуктивных участков и характеризуются одноцикловым тампонированием, а крупнотрещинные участки находятся в соотношении
Figure 00000214
и характеризуются многоцикловым тампонированием задних и передних их границ в условиях образования равномерных профилей сечений
Figure 00000212
вдоль их протяженностей. Кроме того, при выработке продуктивных пластов с высоковязкими нефтяными флюидами в режиме уточненных исследований выполняют доставку порций трассирующих меток растворителей в продуктивные участки при последующем фиксировании их в добывающих скважинах одновременно с повышением концентраций нефтесодержания, а при доставке их в трещиноватые участки и последующем фиксировании в добывающих скважинах контролируют незначительные изменения концентраций нефтесодержания. Кроме этого при выработке продуктивных пластов с высоковязкими нефтяными флюидами доставку тампонирующего материала выполняют в среде растворителя нефти в части рабочего агента. При этом выработку пласта вначале выполняют в перекрестных
Figure 00000209
с невзаимовлияющими скважинами i+l, j и i, j+1, а также i-1, j и i, j-1
Figure 00000215
, а образуемые участки пласта с остаточной нефтенасыщенностью подвергают нефтеизвлечению на основе прямых
Figure 00000216
со скважинами i, j и i-1, j-1, а также i+1, j+1.
Таким образом, заявляемый способ соответствует критерию "новизна". Заявителю неизвестны технические решения, содержащие сходные признаки, отличающие заявляемое решение от прототипа, что позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого решения критерию "Изобретательский уровень".
На фиг. 1 изображена схема триадной структуры сетки эксплуатационных скважин.
На фиг. 2 представлена схема взаимодействия эксплуатационных скважин, вскрывающих продуктивный пласт.
На фиг. 3 изображена временная диаграмма сигналов управления насосным оборудованием нагнетательной скважины.
На фиг. 4 представлена схема иллюстрации эволюционного развития процесса нефтеизвлечения на участке продуктивного пласта.
На фиг. 5 представлена схема выработки участка пласта.
На фиг. 1 условно изображена схема вскрытия и эксплуатации продуктивного пласта по площади в направлении от водонагнетательных (HCi) к нефтедобывающим (ДCj) скважинам. В приведенной схеме функционирование скважин осуществляется в триадных структурах
Figure 00000217
за счет трех различных видов связей (направлений)
Figure 00000218
. Например HC5 имеет прямую связь (φ=1) с одинаково нумерованной ДС5 при наименьшей протяженности траектории с образованием прямого канала выработки пласта (КВП). Нисходящая перекрестная связь (φ=2) с ДС5 обеспечивает взаимодействие с предшествующей скважинной триадой за счет соединения с ДС4, а восходящая перекрестная связь (φ=3) с ДС5 - с последующей скважинной триадой за счет соединения с ДС6.
При наличии нескольких траекторий
Figure 00000219
в межскважинных связях имеет место обобщенное обозначение канала выработки пласта
Figure 00000220
. Так как в схеме используется обозначение первичных траекторий межскважинных взаимодействий, то для заданного примера можно обозначить описание прямого
Figure 00000221
, нисходящего
Figure 00000222
и восходящего
Figure 00000223
перекрестных каналов. При этом незаштрихованные контуры скважин (НС1, НС3, НС4, НС6 …, ДС1 ДС3, ДС4, ДС6 …) означают возможность выполнения непрерывного режима функционирования, а заштрихованные (НС2, НС5, HC8 …, ДС2, ДС5, ДС8) - гидроимпульсный режим функционирования. В процессе полной выработки продуктивных пластов скважины с заштрихованными областями могут перемещаться вдоль нагнетательной и добывающей галерей, чем обеспечивается принцип автономности контуров в системе управления процессом нефтеизвлечения (СУ ПН).
На фиг. 2 изображена схема взаимодействия эксплуатационных скважин, вскрывающих продуктивный пласт, используются следующие обозначения: I -непродуктивная (выработанная) часть КВП в пласте 1 с высотой (мощностью) H, характеризующая ее протяженность lн; II - продуктивная часть КВП, характеризующая ее протяженность lк; нагнетательная скважина 2 с дебитом воды Qв и добывающая скважина 3 с дебитом нефти Qн; насосно-компрессорные трубы 4 и скважинные приборы 5 (СП); каротажный кабель 6 и каротажная станция 7. К основным характеристикам относятся: Рк - давление в горизонте у контура питания; Rк - радиус депрессионной воронки; So - понижение уровня жидкости после форсированного отбора; Ро - давление в горизонте после форсированного отбора скважинной жидкости; r - радиус скважины в интервале перфорации; Rc - межскважинное расстояние; νф - скорость фильтрации жидкости в пористом скелете пласта. Сплошными линиями КВП в зоне I пласта обозначены его высокопроницаемые участки, описываемые гидродинамическими моделями радиального νр и плоско-радиального ν движения жидких сред, а в зоне II пласта - штрихпунктирными линиями обозначена область его фильтрации. При этом граница этих зон I и II отображается в характеристике координат фронтов обводненности lфо с условием lфо<lфо<lфо., где lфо- и lфо+ - координаты переднего и заднего фронтов обводненности.
На Фиг. 3 указана временная диаграмма функционирования управляемого насосного оборудования НС в составе СУ ПН (Баталов С.А. Синтез многоинтервальной структуры многосвязной системы нефтеизвлечения для полной выработки ликвидируемых месторождений // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - 2008. - №7. - С. 27-35.), составленная с учетом совмещения режимов эксплуатации, исследований и тампонирования различных участков КВП. На этой диаграмме по оси времени t условно обозначены нулевыми уровнями (паузами) цикловые импульсные сигналы, означающие выполнение номинального режима эксплуатации (нефтеизвлечения) первого
Figure 00000224
при поддержке номинальных величин пластовых давлений
Figure 00000225
. При этом только лишь на ранней стадии нефтеизвлечения под давлением
Figure 00000226
осуществляется совмещение непрерывных циклов предварительных исследований и эксплуатации
Figure 00000227
Figure 00000228
в разрывных управлениях закачиваемых порций трассирующих меток совместно с рабочим агентом.
В промежуточных стадиях нефтеизвлечения для разных гидроимпульсных циклов предварительных исследований
Figure 00000229
различных участков
Figure 00000230
длительности доставок меток
Figure 00000231
различны и рассчитаны на поддержку одинаковых величин максимальных значении давлении эксплуатации
Figure 00000232
.
В ранних этапах поздней стадии нефтеизвлечения величины времени циклов уточненных исследовании
Figure 00000233
реализуются в диапазоне пластовых давлении от
Figure 00000234
до величин минимальных значении давлении тампонажа
Figure 00000235
в
Figure 00000236
. Величины времени циклов доопределения исследований
Figure 00000237
и тампонирования
Figure 00000238
участков
Figure 00000239
в последовательном чередовании равны и выполняются при различных давлениях
Figure 00000240
, когда максимальные значения давления тампонирования
Figure 00000241
меньше давления гидроразрыва
Figure 00000242
в
Figure 00000243
.
На Фиг. 4 представлена графическая интерпретация эволюционного процесса нефтеизвлечения участка пласта с одной парой взаимодействующих НС и добывающей ДС на примере сечения профиля первого
Figure 00000244
(Фиг. 4, а ÷ Фиг. 4, б) и последующим образованием сечения (конечной зоны) профиля второго
Figure 00000245
(Фиг. 4, к). В таблице 1 представлен перечень условных графических обозначений для реализации схемы по Фиг. 4.
Figure 00000246
На этой схеме во внутренней полости
Figure 00000247
условно изображены 3 трещиноватых интервалов (высокопроницаемых участков пластов) в следующей последовательности обозначений в направлении от HС1:
Figure 00000248
- задний участок первого интервала;
Figure 00000249
- передний участок первого интервала;
Figure 00000250
- задний участок второго интервала;
Figure 00000251
- передний участок второго интервала;
Figure 00000252
- задний участок третьего интервала;
Figure 00000253
- передний участок третьего интервала.
На Фиг. 5 изображена схема сечения профиля участка пласта на примере взаимодействия нагнетательной (HCi) и добывающей (ДСj) скважин с образованием нескольких (13-ти) траекторий в прямом
Figure 00000254
, а также одном нисходящем (восходящем) направлении между скважинами HCi и ДСj-1 (HCi и ДСj+1) в
Figure 00000255
.
Особенность разработки нефтегазовых месторождений в условиях полной выработки продуктивных пластов осуществляется в разрывных управлениях их непрерывных и гидроимпульсных режимов эксплуатации, а также исследований координат местоположения высокопроницаемых участков КВП и изоляции (тампонирования) их непродуктивных участков. Поэтому функционирование продуктивного пласта выполняется в автономных контурах триадных структур сеток действующих скважин (Фиг. 1), что позволяет исключить условия взаимовлияния (интерференцию скважин) прямых и перекрестных КВП. В зависимости от длительности стадий разработки нефтегазового месторождения продвижение фронта обводненности одного из КВП на границе зоны высокопроницаемых участков I с зоной низкопроницаемых участков II можно описать выражением (Баталов С.А. Способ полной выработки пластов нефтегазовых месторождений. Патент РФ №2297525. МКИ Е21И 43/20, 43/26, G01V 9/00. БИ №11, 2007):
Figure 00000256
где ρв - плотность пластовой воды; z - координата расстояния в направлении от нагнетательной к добывающей скважине; Qi - дебиты скважинной продукции.
Выражение (1) описывает движение потока в пласте только одного рабочего агента без учета вытесняемой нефти с плотностью ρн. Для устранения неопределенности физической природы среды в процессе определения протяженности траектории l в КВП используется метод трассирующих меток инородных формаций. Например, на ранней стадии разработки пласта с высоким нефтенасыщением используются порции закачиваемых меток в виде линзы соленых вод (насыщенных солями NaCl). Такие метки отличаются высокими значениями электропроводности, регистрируемыми в ДС индукционными скважинными приборами. И наоборот, для поздней стадии разработки высокообводненных пластов применяются в качестве меток дистиллированная вода. Для повышения воспроизводимости измерений и регистрации меток в ДС используются разнообразные их виды: радиоизотопы, феррожидкости, тепловые метки, и т.д., а также многокомпонентные жидкости, имеющие различные физико-химические параметры по отношению к параметрам нефтяного флюида.
В связи с тем, что выходными величинами СУ ПН являются значения фронта продвижения фильтрующейся среды ∂ρв/∂t, тогда пространственное изображение его можно представить через координату межскважинной длины КВП l в виде функционала
Figure 00000257
. Использование меток в разрывно-координатных управлениях нефтевытеснения позволяет устранить неопределенность при выявлении пространственно-временных координат местоположения фронта обводненности lфо и высокопроницаемых участков lвуп (зон) пласта с гидроимпульсным методом функционирования КВП. Если длительность и амплитуда импульсов пластовых давлений позволяет исключить неопределенность выполнения режимов исследований координат непродуктивных участков пластов и их изоляцию (тампонирование), то длительность паузы каждого цикла нефтевытеснения обеспечивает совместимость системы с режимом ее эксплуатации.
Для совмещения режимов эксплуатации, исследований и тампонажа непродуктивных участков КВП используется комбинационно-нелинейный алгоритм фильтрации пласта с учетом статических, динамических и квазидинамических его свойств (Баталов С.А. Системный подход к построению модели полной выработки нефтяных пластов // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - 2008. - №1. - С. 18-23):
Figure 00000258
Figure 00000259
где Q0(t) - заранее подобранная функция дебита в после стадии запуска скважин; P0(t) - задающая величина первоначального значения давления поддержки пласта; P(t) - текущие значения пластовых давлений; Кп и Ки - коэффициенты пропорциональной и интегральной отработки, соответственно; S - коэффициент отработки поинтервально-временного регулирования; K1л.ф. - единичный коэффициент отработки линейного режима фильтрации; Kк.у. - коэффициент отработки режима квазиуправления; lz - текущая координата l КВП в зависимости от времени t и пространства z; lфо-. (lфо+) - расстояние между фронтом обводненности и lпв(lпф); lпв - протяженность профиля приемистости воды в зоне перфорации НС с радиальной структурой скорости потока νр (Фиг. 2), когда lн=lпв+lвз; lвз - протяженность высокопроницаемой зоны I КВП с плоской структурой скорости по тока νx; lпф - протяженность профиля притока флюида в зоне перфорации ДС с радиальной структурой скорости потока νр, когда lк=lнз+lпф; lнз - протяженность низкопроницаемой зоны II КВП с радиальной структурой скорости фильтрации потока νф.
К основным расчетным соотношениям для коэффициентов проницаемости k, фильтрации kф и пористости m пласта, а также скорости фильтрации νф и скорости потока νх в КВП (Фиг. 2) относятся:
Figure 00000260
где μ и ρ - динамический коэффициент вязкости и плотность флюида.
Для определения протяженностей объемных зон перфораций lпв и lпф, а также выработки принятия решений для вывода скважин на капитальный ремонт используется определение радиальных скоростей скважинных потоков νр в зависимости Дюпюи:
Figure 00000261
где ΔР - разность пластового давления.
По мере продвижения фронта обводненности КВП в направлении от нагнетательной скважины радиальное движение потока νр переходит в плоскорадиальное ν движение, выражаемое в зависимости Буссинеска
Figure 00000262
или в зависимости Пуазейля
Figure 00000263
где в2 - параметры щели в КВП.
Для определения скважинных расходных дебитов используется зависимость Пуассона:
Figure 00000264
Соотношение для коэффициента проницаемости k и скорости фильтрации νф, в жизненном цикле продуктивного пласта, выражается уравнением Дюпюи-Форхгеймера:
Figure 00000265
Первое слагаемое в правой части (8) учитывает потери давления из-за вязкости жидкости, второе - инерционную составляющую сопротивления движению жидкости вследствие кривизны поровых каналов. При малых скоростях фильтрации квадратом скорости
Figure 00000266
можно пренебречь и тогда градиент давления будет зависеть от первого слагаемого (движение будет безинерционным в соответствии линейному закону Дарси). При больших скоростях фильтрации силы инерции будут сопоставимы и даже преобладать над силами вязкого сопротивления.
Сущность функционирования устройств для реализации данного способа заключается в следующем. После планирования разработки нефтегазового месторождения осуществляется размещение скважин, связанное с выбором формы и плотности сетки скважин (Фиг. 1) преимущественно триадных структур
Figure 00000267
, а также числом направлений скважинных связей
Figure 00000268
с учетом возможных траекторий
Figure 00000269
с протяженностями
Figure 00000270
при образовании предполагаемых первых прямых
Figure 00000271
и/или нисходящих (восходящих) перекрестных каналов
Figure 00000272
.
По мере увеличения глубины скважин расстояние между их устьями L с большими погрешностями не совпадают с расстояниями между их зонами перфораций по первичным траекториям
Figure 00000273
в соответствующих
Figure 00000274
. Поэтому в результате бурения и обустройства скважин (Фиг. 2) определяются расстояния между вскрытыми глубинными зонами пласта по данным инклинометрии
Figure 00000275
путем вычислений. На этой же стадии формируются технологические линейки функций параметров пластов при дискретных исследованиях кернов (например, при геолого-технологических исследованиях, пробоотборников или иными комплексами геофизических исследований скважин) в статической характеристике параметров пласта и физико-химических свойств пластовых флюидов:
Figure 00000276
где
Figure 00000277
,
Figure 00000278
и
Figure 00000279
- коэффициенты пористости, трещиноватости и проницаемости во вскрываемых точках залежи в предполагаемых галереях нагнетательных (i) и добывающих (j) скважин
Figure 00000280
;
Figure 00000281
- высота пласта во вскрытой глубинной зоне;
Figure 00000282
- вычисляемые значения расстояний между скважинными зонами перфораций;
Figure 00000283
- физико-химические свойства пластовых флюидов в виде плотностей, вязкостей, сжимаемостей, нефте- и водонасыщенностей и т.д.
После гидроразрыва пласта в сетке скважин и образовании водонапорного режима его работы в первичных
Figure 00000284
выполняют спуск СП до забоев скважин (см. Фиг. 2). Во время протяжки СП вдоль интервалов перфораций выполняют гамма каротаж (СП типа ГГП-28) для определения границ и несовершенства целевых размеров зон перфораций (скин-фактора), а также импульсный нейтронный каротаж (СП типа ИГН-36) для определении начальной нефтенасыщенности пласта, протяженностей зон в первоначальных профилях приемистости воды
Figure 00000285
вблизи НС и притоков флюидов
Figure 00000286
вблизи ДС.
В опытно-промышленной эксплуатации, например, первой пары действующих скважин из первой скважинной триады в прямом
Figure 00000287
, с помощью СП измеряют дифференциальные и интегральные профилей притока и приемистостей скважинных дебитов жидкостей и корректируют их по коэффициентам сжимаемости, теплового расширения и растворимости газа (А.с. 1327614 СССР. МКИ Е21В 47/00. Способ исследования продуктивных интервалов нефтяных пластов / Баталов С.А. // БИ - 1987. №27). По скорректированным этим профилям определяют в зависимости Дюпюи величины минимальных
Figure 00000288
, максимальных
Figure 00000289
и номинальных во время эксплуатации
Figure 00000290
давлений в одном из
Figure 00000291
(см. Фиг. 3). Определяют в режиме эксплуатации количества ψ поддиапазонов
Figure 00000292
номинальных давлений поддержки
Figure 00000293
для реализации различных этапов в ранней, промежуточной, поздней и завершающей его стадиях выработки.
На ранней стадии разработки продуктивного пласта формируют с учетом выражения (9) множество технологических линеек функций параметров пластов и свойств флюидов при непрерывных исследованиях пластов
Figure 00000294
в зависимости
Figure 00000295
Множества зависимости (10) используют для корректировки параметров пластов и протяженностей первичных изолиний, например,
Figure 00000296
. В зависимости Дюпюи-Форхгеймера для скорости фильтрации и постоянстве времени прохождения трассирующих меток по
Figure 00000297
уточняют его протяженность
Figure 00000298
при непрерывных циклах предварительных исследований и эксплуатации
Figure 00000299
в разрывных управлениях закачиваемых дебитов трассирующих меток с дебитами рабочих агентов под одним и тем же номинальным давлением эксплуатации
Figure 00000300
.
На промежуточных стадиях выработки
Figure 00000301
осуществляется гидроимпульсный режим предварительных исследований координат местоположения фронтов обводненности
Figure 00000302
с условием
Figure 00000303
где
Figure 00000304
и
Figure 00000305
пространственные координаты переднего и заднего фронтов обводненности, а также координат местоположения высокопроницаемых участков трещин
Figure 00000306
и низкопроницаемых продуктивных участков
Figure 00000307
, а также трещиноватых участков
Figure 00000308
(см. Фиг. 4) в i-х циклах
Figure 00000309
за время доставки меток
Figure 00000310
через квант времени Δτкв фильтрационного процесса при чередовании давлений эксплуатации
Figure 00000311
и
Figure 00000312
в равноотстоящие точки вдоль всей протяженности
Figure 00000313
через квант протяженности Δlкв при описании движения флюида в зависимости Дюпюи-Форхгеймера, формирование на промежуточных стадиях нефтеизвлечения множества технологических линеек путем корректировки параметров пластов и свойств флюидов в условиях
Figure 00000314
, определение для всех
Figure 00000315
Figure 00000316
количества точек тампонирования
Figure 00000317
в функции статических характеристик их параметров
Figure 00000318
, где δ - погрешность контроля гидродинамических величин скважинными приборами,
Figure 00000319
- количество возможных траекторий в прямых
Figure 00000320
, определение числа равнозначных интервалов между точками тампонирования
Figure 00000321
и координат точек тампонирования вдоль траектории
Figure 00000322
в
Figure 00000323
(см. Фиг. 4, а).
На ранних этапах поздней стадии выработки
Figure 00000324
выполняются уточненные исследования его параметров, когда до фронта обводненности
Figure 00000325
используется соотношение Буссинеска (5), а после него
Figure 00000326
- Дюпюи-Форхгеймера (8):
Figure 00000327
В i-ом цикле
Figure 00000328
уточненных исследований координат трещиноватых участков и тампонирующих точек
Figure 00000329
в
Figure 00000330
осуществляется доставка меток за время доставки
Figure 00000331
под давлением
Figure 00000332
,что позволяет скорректировать условия квантования во времени Δτкв и пространстве Δlкв при выполнении разрывных управлений. При этом каждая последующая пауза в цикле соответствует эксплуатации
Figure 00000333
.
При этом координаты фронта обводненности
Figure 00000334
, находятся при фиксированных шагах квантования во времени Δτ, как функция
Figure 00000335
, где
Figure 00000336
- шаг квантования протяженности
Figure 00000337
в гидроимпульсном режиме предварительных исследовании,
Figure 00000338
- шаг квантования протяженности
Figure 00000339
в гидроимпульсном режиме уточненных исследований. В соответствии выражениям (10) и (11) получается соотношение до заднего и переднего фронтов обводненности
Figure 00000340
Определение общего количества тампонирующих точек для различных
Figure 00000341
как функцию динамических характеристик
Figure 00000342
, где
Figure 00000343
- параметр переходного процесса от изменения давлений тампонажа, и при сопоставлении с проверочными расчетами числа тампонирующих точек функции статических характеристик
Figure 00000344
выявляют действующее значение общего числа тампонирующих точек в соотношении
Figure 00000345
, определяют порядок следования тампонирующих точек
Figure 00000346
, неравнозначные интервалы между которыми для
Figure 00000347
выражаются в виде
Figure 00000348
.
При переходе на промежуточные этапы поздней стадии нефтеизвлечения осуществляется уточнение координат местоположения высокопроницаемых трещиноватых сред
Figure 00000349
и низкопроницаемых продуктивных участков
Figure 00000350
. При этом до фронта обводненности
Figure 00000351
движение потока пластовой жидкости описывается в зависимости Буссинеска (5), а после него
Figure 00000352
- в нелинейной части зависимости Дюпюи-Форхгеймера (8):
Figure 00000353
Такие исследования обеспечиваются за счет выполнения 1-го цикла доопределения исследований
Figure 00000354
координат местоположения окрестности последней d-точки тампонирования вблизи ДС за время доставки меток
Figure 00000355
под давлением
Figure 00000356
с формированием и корректировкой их параметров в множестве технологических линеек
Figure 00000357
, при этом последующая пауза в цикле соответствует режиму эксплуатации
Figure 00000358
под давлением
Figure 00000359
.
Переход на завершающие этапы поздней стадии нефтеизвлечения осуществляется с проведением операций тампонирования выработанных
Figure 00000360
в направлении от НС к ДС. При этом до фронта обводненности
Figure 00000361
осуществляется описание параметров потоков в соотношении Пуазейля (6), а после него
Figure 00000362
- нелинейной частью Дюпюи-Форхгеймера (8):
Figure 00000363
Начало первого цикла тампонирования
Figure 00000364
связано с изоляцией d-точки, близлежащей к зоне добывающей скважины
Figure 00000365
за время доставки тампонирующего материала
Figure 00000366
в точку под давлением
Figure 00000367
(см. Фиг. 4, б) Завершение тампонирования обеспечивает переход к номинальному режиму эксплуатации
Figure 00000368
под давлением
Figure 00000369
и образование первой конечной зоны
Figure 00000370
, формируемой вблизи добывающей скважины. Эксплуатацию конечной зоны
Figure 00000371
выполняют совместно с предшествующими n-1 зонами
Figure 00000372
, аналогично вышерассмотренному при проведении режимов предварительных исследований в циклах
Figure 00000373
и уточненных исследовании в циклах
Figure 00000374
на участках, примыкающих к
Figure 00000375
.
После этого выполняют второй цикл доопределений
Figure 00000376
координаты (d-1) точки тампонажа за время доставки
Figure 00000377
, где
Figure 00000378
- скорректированное значение кванта времени, под давлением
Figure 00000379
. Причем каждая последующая пауза в цикле соответствует номинальному режиму эксплуатации
Figure 00000380
. Затем выполняют второй цикл предварительных и уточненных исследований, а также исследований доопределений местоположения (d-1) точки тампонажа аналогично рассмотренному с последующим ее тампонированием (см. Фиг. 4, в) под давлением
Figure 00000381
, за время доставки тампонирующего материала
Figure 00000382
в координату
Figure 00000383
, где
Figure 00000384
- скорректированный интервал между точками
Figure 00000385
и
Figure 00000386
.
Завершение времени
Figure 00000387
означает переход к номинальному режиму эксплуатации
Figure 00000388
под давлением
Figure 00000389
и расширение его первой конечной зоны. Выполнение остальных циклов доопределений
Figure 00000390
и тампонажа
Figure 00000391
в функционально развивающемся
Figure 00000392
(см. Фиг. 4, ж÷и) по направлению от добывающей к нагнетательной скважинам реализуется аналогично с образованием второго полнофункционального
Figure 00000393
(см. Фиг. 4, к) в общей протяженности
Figure 00000394
при увеличении номинальных давлений его поддержки
Figure 00000395
. При этом выполнение циклов доопределений
Figure 00000396
и тампонажа
Figure 00000397
в
Figure 00000398
совмещают с режимами эксплуатации вплоть до образование следующего
Figure 00000399
и т.д. до полной выработки всех траекторий
Figure 00000400
в прямых
Figure 00000401
. Аналогично рассмотренному выполняют выработку всех прямых
Figure 00000402
.
Аналогично рассмотренному выполняются завершающие стадии нефтеизвлечения при выработке перекрестных
Figure 00000403
(см. Фиг. 5), причем для относительно слоисто- и зонально-однородных сред
Figure 00000404
количество их траекторий ϑ совпадает с числом ψ(ϑ=ψ) номинальных величин давлений эксплуатации, а в неоднородных структурах
Figure 00000405
соблюдается соотношение ϑ<ψ, формируются множество технологических линеек
Figure 00000406
с последующей их корректировкой параметров пластов в условиях
Figure 00000407
, что служит основой реализации стадии ликвидации эксплуатируемого объекта на месторождении, причем осуществление режимов доопределения исследований и тампонирования вырабатываемых участков
Figure 00000408
с высоковязкими нефтяными флюидами в трещиновато-пористых пластах выполняют с описанием движения потоков пластовых флюидов по зависимости Пуассона вместо выражения Пуазейля.
В реализации способа мелкотрещинные участки в
Figure 00000408
входят в множество продуктивных участков и характеризуются одноцикловым тампонированием, а крупнотрещинные участки находятся в соотношении
Figure 00000409
и характеризуются многоцикловым тампонированием задних и передних их границ в условиях образования равномерных профилей сечений
Figure 00000410
вдоль их протяженностей. Кроме того, при выработке продуктивных пластов с высоковязкими нефтяными флюидами в режиме уточненных исследований выполняют доставку порций трассирующих меток растворителей в продуктивные участки при последующем фиксировании их в добывающих скважинах одновременно с повышением концентраций нефтесодержания, а при доставке их в трещиноватые участки и последующем фиксировании в добывающих скважинах контролируют незначительные изменения концентраций нефтесодержания.
Кроме этого при выработке продуктивных пластов с высоковязкими нефтяными флюидами доставку тампонирующего материала выполняют в среде растворителя нефти в части рабочего агента. При этом выработку пласта вначале выполняют в перекрестных
Figure 00000411
с невзаимовлияющими скважинами i+l, j и i, j+1, а также i-1, j и i, j-1
Figure 00000412
, а образуемые участки пласта с остаточной нефтенасыщенностью подвергают нефтеизвлечению на основе прямых
Figure 00000413
со скважинами i, j и i-1, j-1, а также i+1, j+1.
Таким образом, способ выработки пластов с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов осуществляется на основе устройства его реализации с проведением следующей последовательности операций.
В процессе бурения и обустройства скважин определяют по данным инклинометрии отклонения величин первичных протяженностей
Figure 00000414
, между их зонами перфораций каждых из предполагаемых скважинных триад ζ,
Figure 00000415
и направлений
Figure 00000416
в первых из прямых каналов выработки пластов (
Figure 00000417
, при φ=1), а также перекрестных
Figure 00000418
при φ=2 (или φ=3). Формируют на основе выражения (9) множества технологических линеек функций параметров пластов и свойств флюидов при дискретных исследованиях кернов
Figure 00000419
гидроразрыв пласта между парами действующих скважин с образованием первых
Figure 00000420
. Выполняют гамма и нейтронный виды каротажей при определении параметров интервалов перфораций и протяженностей зон в первоначальных профилях приемистости воды
Figure 00000421
вблизи нагнетательных и притоков флюидов
Figure 00000422
вблизи добывающих скважин.
После гидроразрыва пласта в сетках скважин и образовании водонапорного режима его работы в первичных
Figure 00000423
выполняют спуск СП до забоев скважин. Во время протяжки СП вдоль интервала перфорации выполняют гамма каротаж для определения геометрических параметров щелей зон перфораций, а также импульсный нейтронный каротаж для определении начальной нефтенасыщенности пласта, протяженностей зон в первоначальных профилях приемистости воды
Figure 00000424
вблизи НС и притоков флюидов
Figure 00000425
вблизи ДС.
В опытно-промышленной эксплуатации первой пары действующих скважин из первой скважинной триады в прямом
Figure 00000426
, связанной с измерениями дифференциальных и интегральных профилей притока и приемистости, обеспечивающих выявление по зависимости Дюпюи минимальных
Figure 00000427
, максимальных
Figure 00000428
и номинальных
Figure 00000429
давлений во время эксплуатации
Figure 00000430
. Определяют в режиме эксплуатации количества ψ поддиапазонов
Figure 00000431
при номинальных давлениях поддержки
Figure 00000432
на различных его этапах и стадиях выработки.
На ранней стадии нефтеизвлечения формируют множество технологических линеек функций параметров пластов и свойств флюидов при непрерывных методах исследований
Figure 00000433
. В соответствии выражению (10) множества зависимостей
Figure 00000434
используют для корректировки параметров пластов. В зависимости Дюпюи-Форхгеймера для скорости фильтрации и постоянстве времени прохождения кассирующих меток по
Figure 00000435
выполняют непрерывные циклы предварительных исследований и эксплуатации
Figure 00000436
Figure 00000437
в разрывных управлениях закачиваемых порций трассирующих меток совместно с рабочим агентом под номинальным давлением эксплуатации с целью поправки протяженностей траекторий
Figure 00000438
.
На промежуточной стадии выработки
Figure 00000439
выполняют гидроимпульсный режим предварительных исследований координат местоположения фронтов обводненности
Figure 00000440
, а также координат местоположения высокопроницаемых участков трещин
Figure 00000441
и низкопроницаемых продуктивных участков
Figure 00000442
, а также трещиноватых участков
Figure 00000443
. Это осуществляется в i-х циклах
Figure 00000444
за время доставки меток
Figure 00000445
через квант времени Δτкв фильтрационного процесса при чередовании давлений эксплуатации
Figure 00000446
и
Figure 00000447
в равноотстоящие точки вдоль всей протяженности
Figure 00000448
через квант протяженности Δlкв. При этом движение флюида описывают в зависимости Дюпюи-Форхгеймера.
В этой промежуточной стадии описание движения флюида выполняют в зависимости Дюпюи-Форхгеймера. Формируют множества технологических линеек путем корректировки параметров пластов и свойств флюидов в условиях
Figure 00000449
. Определяют для всех
Figure 00000450
Figure 00000451
количество точек тампонирования
Figure 00000452
в функции статических характеристик их параметров
Figure 00000453
, где δ - погрешность контроля гидродинамических величин скважинными приборами,
Figure 00000454
- количество возможных траекторий в прямых
Figure 00000455
. При этом выявляют числа равнозначных интервалов между точками тампонирования
Figure 00000456
и координат точек тампонирования вдоль траектории
Figure 00000457
в
Figure 00000458
.
На ранних этапах поздней стадии определяют параметры потоков флюида до фронта обводненности
Figure 00000459
по соотношению Буссинеска, а после него
Figure 00000460
- по выражению Дюпюи-Форхгеймера применительно к непрерывно выполняемым гидроимпульсным циклам i уточненных исследовании
Figure 00000461
координат трещин и тампонирующих точек
Figure 00000462
в
Figure 00000463
. Это осуществляют за время доставки меток
Figure 00000464
под давлением
Figure 00000465
Причем каждая последующая пауза в цикле соответствует эксплуатации
Figure 00000466
под давлением
Figure 00000467
.
Определяют общее количество тампонирующих точек для различных
Figure 00000468
как функцию динамических характеристик
Figure 00000469
,
Figure 00000470
, где
Figure 00000471
- параметр переходного процесса от изменения давлений тампонажа. При сопоставлении с проверочными расчетами числа тампонирующих точек в функции статических характеристик
Figure 00000472
выявляют действующее значение общего числа тампонирующих точек в соотношении
Figure 00000473
, определяют порядок следования тампонирующих точек
Figure 00000474
, неравнозначные интервалы между которыми для
Figure 00000475
выражаются в виде
Figure 00000476
.
При переходе на промежуточные этапы поздней стадии выработки прямых
Figure 00000477
выполняют анализ параметров потоков до фронта обводненности
Figure 00000478
по соотношениям Буссинеска, а после него
Figure 00000479
- нелинейной части Дюпюи-Форхгеймера. Такие соотношения обеспечивают выполнение 1-го цикла доопределения исследований
Figure 00000480
координат местоположения окрестности последней d-точки тампонирования вблизи добывающей скважины за время доставки меток
Figure 00000481
под давлением
Figure 00000482
сформированием и корректировкой их параметров в множестве технологических линеек
Figure 00000483
. При этом каждая последующая пауза в цикле соответствует режиму эксплуатации
Figure 00000484
под давлением
Figure 00000485
.
При переходе на поздние этапы поздней стадии выработки
Figure 00000486
выполняют 1-ый цикл тампонирования
Figure 00000487
d-точки, близлежащей к зоне добывающей скважины
Figure 00000488
за время доставки тампонирующего материала
Figure 00000489
в точку под давлением
Figure 00000490
. При описании потоков флюидов до фронта обводненности
Figure 00000491
применяют соотношение Пуазейля, а после него
Figure 00000492
- нелинейной части Дюпюи-Форхгеймера. Завершение тампонирования обеспечивает переход к номинальному режиму эксплуатации
Figure 00000493
под давлением
Figure 00000494
и образование первой конечной зоны
Figure 00000495
, формируемой вблизи добывающей скважины. Эксплуатацию конечной зоны
Figure 00000496
выполняют совместно с предшествующими n-1 зонами
Figure 00000497
.
Аналогично рассмотренному при проведении режимов предварительных исследовании в циклах
Figure 00000498
и уточненных исследовании в циклах
Figure 00000499
на участках, примыкающих к
Figure 00000500
, выполняют второй цикл доопределений
Figure 00000501
координаты (d-1) точки тампонажа за время доставки
Figure 00000502
- скорректированное значение кванта времени, под давлением
Figure 00000503
.
Выполняют второй цикл предварительных и уточненных исследований, а также исследований доопределений местоположения (d-1) точки тампонажа аналогично рассмотренному с последующим ее тампонированием за время доставки тампонирующего материала
Figure 00000504
координату
Figure 00000505
, где
Figure 00000506
скорректированный интервал между точками
Figure 00000507
и
Figure 00000508
под давлением
Figure 00000509
, завершение времени
Figure 00000510
означает переход к номинальному режиму эксплуатации
Figure 00000511
под давлением
Figure 00000512
и расширение его первой конечной зоны.
Выполняют остальные циклы доопределений
Figure 00000513
и тампонажа
Figure 00000514
в функционально развивающемся
Figure 00000515
по направлению от добывающей к нагнетательной скважинам, что реализуется аналогично с образованием второго полнофункционального
Figure 00000516
в общей протяженности
Figure 00000517
при увеличении номинальных давлении его поддержки
Figure 00000518
. При этом выполнение циклов доопределений
Figure 00000519
и тампонажа
Figure 00000520
в
Figure 00000521
совмещают с режимами эксплуатации вплоть до образование следующего
Figure 00000522
и т.д. до полной выработки всех траекторий
Figure 00000523
в прямых
Figure 00000524
. Аналогично рассмотренному выполняют выработку всех прямых
Figure 00000525
.
На завершающей стадии нефтеизвлечения выполняют выработку всех перекрестных
Figure 00000526
аналогично рассмотренному, формируют множество
Figure 00000527
с последующей их корректировкой параметров пластов в условиях
Figure 00000528
, что служит основой реализации стадии ликвидации эксплуатируемого объекта на месторождении.
Причем осуществление режимов доопределения исследований и тампонирования вырабатываемых участков
Figure 00000529
с высоковязкими нефтяными флюидами в трещиновато-пористых пластах выполняют с описанием движения потоков пластовых флюидов по зависимости Пуассона вместо выражения Пуазейля.
При этом, мелкотрещинные участки в
Figure 00000530
входят в множество продуктивных участков и характеризуются одноцикловым тампонированием, а крупнотрещинные участки находятся в соотношении
Figure 00000531
и характеризуются многоцикловым тампонированием задних и передних их границ в условиях образования равномерных профилей сечений
Figure 00000532
вдоль их протяженностей.
Кроме того, при выработке продуктивных пластов с высоковязкими нефтяными флюидами в режиме уточненных исследований выполняют доставку порций трассирующих меток растворителей в продуктивные участки при последующем фиксировании их в добывающих скважинах одновременно с повышением концентраций нефтесодержания, а при доставке их в трещиноватые участки и последующем фиксировании в добывающих скважинах контролируют незначительные изменения концентраций нефтесодержания. Причем, доставку тампонирующего материала выполняют в среде растворителя нефти, как в части рабочего агента.
Причем выработку пласта вначале выполняют в перекрестных
Figure 00000533
с невзаимовлияющими скважинами i+l, j и i, j+1, а также i-1, j и i, j-1
Figure 00000534
, а образуемые участки пласта с остаточной нефтенасыщенностью подвергают нефтеизвлечению на основе прямых
Figure 00000535
со скважинами i, j и i-1, j-1, а также i+1, j+1.
Пример. В процессе бурения и обустройства скважин с
Figure 00000536
формируется множество параметров пластов
Figure 00000537
, в технологических линейках
Figure 00000538
следующим образом. Для планируемого одного прямого
Figure 00000539
интервал перфорации нагнетательной скважины Ннс=2461-2458,1=2,9 (м) с искусственным забоем 2467,3 м (см. Фиг. 1). Интервал перфорации добывающей скважины НДС=2471,6-2468,4=3,2 (м) с искусственным забоем 2480 м; радиусы призабойной зоны скважины r=0,06 м. По данным инклинометрии протяженность между интервалами перфораций НС1 и ДС1 составляет
Figure 00000540
. Определяли по данным кернов коэффициенты пористости m≈0,2, проницаемости k≈10-11 (м), трещиноватости kтр≈0,5, нефтенасыщенности βон≈0,7.
Определяли для множества свойств флюидов
Figure 00000541
вязкости пластовой воды μв=1 Па×с и нефти μн=4 Па×с. Пластовая температура tпл≈80°С. Объемный коэффициент пластовой нефти b≈1,24, пластовое давление Рпл≈16,2 МПа, коэффициент растворимости γ≈78,8 м3/м3.
Выполняли гидроразрыв пласта в направлении от НС1 к ДС1 с образованием
Figure 00000542
при давлении
Figure 00000543
. При выходе в раннюю стадию эксплуатации пласта проводили гамма каротаж для определения соответствия скважинных интервалов перфораций их мощностям вскрываемых пластов, а также максимальные параметры щелей для нагнетательной
Figure 00000544
и добывающей
Figure 00000545
. Проводили нейтронный каротаж с определением начальной нефтенасыщенности в интервалах нагнетательной
Figure 00000546
добывающей
Figure 00000547
скважинах. Определяли минимально-допустимое значение дебита Qmin≈70 м3/сутки при минимальном давлении
Figure 00000548
, а также максимально-допустимое значение дебита Qmax≈1000 м3/сутки при максимальном давлении
Figure 00000549
, входящие в множество технологических линеек
Figure 00000550
. Корректировали множества зависимостей
Figure 00000551
с выполнением последующих операций.
Определяли номинальное значение приемистости пласта с дебитом
Figure 00000552
с выполнением следующих операций контроля. Во время медленной протяжки СП вдоль скважинных интервалов перфораций измеряли дифференциальные профили притоков и приемистостей, совокупные значения которых выявляли по интегральным профилям притоков измеренных
Figure 00000553
свыше кровли пласта по глубине добывающей НДС≈2467 (м) и приемистостей нагнетательной ННС≈2457 (м) скважин при величинах максимальных
Figure 00000554
и номинальных
Figure 00000555
давлениях эксплуатации
Figure 00000556
. Минимальное давление эксплуатации
Figure 00000557
обеспечивается при закачивании дебитов воды
Figure 00000558
.
Закачивали в пласт поочередно через время Δτкв=0,2 сутки порции трассирующих меток в виде хлорированной воды и угленосных кислот совместно с рабочим агентом под номинальным давлением эксплуатации
Figure 00000559
. В зависимости Дюпюи-Форхгеймера для скорости фильтрации νф=0,2 м/сутки и постоянстве времени прохождения трассирующих меток по траектории
Figure 00000560
уточняли при непрерывных циклах предварительных исследований и эксплуатации
Figure 00000561
его протяженность
Figure 00000562
.
Предварительно определяли количество траекторий ψ в
Figure 00000563
и количество тампонирующих точек для них в виде статической функции
Figure 00000564
, где
Figure 00000565
,
Figure 00000566
- максимальные и минимальные величины давлений тампонирования, определяющие диапазон ΔРТ≈40 мПа; δ=0,01% - инструментальная погрешность СП. В динамике выработки
Figure 00000567
наиболее критичным значением является давление тампонирования последней d точки
Figure 00000568
. С учетом δ=0,01% шаг давления тампонирования составляет
Figure 00000569
в отличие от расчетного допустимого
Figure 00000570
. Поэтому количество тампонирующих точек для всех
Figure 00000571
составляет
Figure 00000572
. Из расчета 100 точек тампонирования на протяженность траектории
Figure 00000573
получается возможность реализации ψ=20 (штук)
Figure 00000574
, а значит и 20-ти поддиапазонов регулирования
Figure 00000575
, выбираемых из общего диапазона от 45 мПа до 60 мПа.
На промежуточной стадии эксплуатации
Figure 00000576
осуществляли переход к гидроимпульсному режиму предварительных исследований координат местоположения участков
Figure 00000577
в i-x циклах
Figure 00000578
за время доставки меток
Figure 00000579
через квант времени Δτкв=0,2 сутки под давлением эксплуатации
Figure 00000580
в равноотстоящие точки вдоль всей протяженности
Figure 00000581
через квант протяженности Δlкв=0,2 (м). В результате предварительных исследований выявлено 3 трещиноватых интервалов, задний участок первого из них в направлении от НС1 найден в координате
Figure 00000582
, а передний -
Figure 00000583
. Задний участок 2-го интервала составляет
Figure 00000584
, а передний -
Figure 00000585
. Задний участок 3-го интервала составляет
Figure 00000586
, а передний -
Figure 00000587
. После завершения импульса длительности доставки в каждом цикле фиксировали паузы импульсов в реализации номинальной эксплуатации
Figure 00000588
под давлением
Figure 00000589
.
На ранних этапах поздней стадии эксплуатации
Figure 00000590
выполняли i циклы уточненных исследовании
Figure 00000591
координат трещин и тампонирующих точек
Figure 00000592
в
Figure 00000593
, за время доставки меток
Figure 00000594
под давлением
Figure 00000595
через квант протяженности Δlкв=0,1 (м) в окрестностях найденных участках lвып.1±0,2 м. К найденным уточненным координатам участков относятся
Figure 00000596
;
Figure 00000597
;
Figure 00000598
. Определяли для всех
Figure 00000599
действительное количество точек тампонирования
Figure 00000600
с учетом параметров переходного процесса η≈1 с. Осуществляли проверку водонасыщенности
Figure 00000601
в зависимости Дюпюи
Figure 00000602
и корректировали параметры
Figure 00000603
в множестве технологических линеек
Figure 00000604
.
На промежуточных этапах поздней стадии нефтеизвлечения выполняли 1-ый цикл доопределения исследований
Figure 00000605
координат местоположения окрестности последней d-точки тампонирования вблизи ДС в трех подциклах под давлением
Figure 00000606
. В первых двух подциклах производили доставку меток в координаты
Figure 00000607
с точками 53,9 м и 54,1 м с последующим фиксированием границы
Figure 00000608
за счет их регистрации в добывающей скважине, а в третьем подцикле - доставку меток в координату d-точки
Figure 00000609
с последующей регистрацией.
Выполняли переход к поздним этапам поздней стадии нефтеизвлечения, связанный с реализацией 1-го цикла тампонирования
Figure 00000610
d-точки близлежащей к
Figure 00000611
за время доставки тампонирующего материала
Figure 00000612
под давлением
Figure 00000613
, завершение которого обеспечивает переход к номинальному режиму эксплуатации
Figure 00000614
под давлением
Figure 00000615
и образование первой конечной зоны
Figure 00000616
.
Выполняли 2-ой цикл доопределения исследований
Figure 00000617
координат местоположения окрестности (d-1) точки тампонирования в трех подциклах под давлением
Figure 00000618
. В первых двух подциклах производили доставку меток в координаты
Figure 00000619
с точками 45,9 м и 46,1 м с последующим фиксированием границы
Figure 00000620
за счет их регистрации в ДС, а в третьем подцикле - доставку меток в координату (d-l) точки
Figure 00000621
с последующей регистрацией. Выполняли 2-ой цикл
Figure 00000622
тампонирования (d-l) точки за время доставки тампонажа
Figure 00000623
в точку 45,8 м под давлением
Figure 00000624
, завершение которого обеспечивает образование второй зоны
Figure 00000625
. Для последующих циклов в таблице 2 приведены результаты доопределений исследований и тампонажа остальных двух трещиноватых участков.
Figure 00000626
Получение этих результатов приводит к реализации второго
Figure 00000627
и т.д. до полной выработки рассматриваемого в примере участка пласта.
Технико-экономические преимущества заявляемого объекта по сравнению с известными методами нефтедобычи позволяют расширить его функциональные возможности за счет наиболее полной выработки продуктивных пластов нефтегазовых месторождений. Повышение точности достигается за счет получения достоверной текущей информации пласта при его эксплуатации с совмещенными режимами исследований и тампонирования, обуславливающими эффекты кратковременных встряхиваний каналов выработки, что приводит к сокращению сроков разработки и ликвидации месторождений.
Данный способ позволяет дополнительно решать проблему экологии окружающей среды, связанные с чрезвычайными ситуациями прорыва горных пород, например, с образованием связи закачиваемой технологической воды с пресной водой водоносного горизонта, морских бассейнов воды, выбросам на наружную поверхность и т.д.

Claims (5)

1. Способ выработки пластов с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов, характеризующийся тем, что в процессе бурения и обустройства скважин определяют по данным инклинометрии отклонения величин первичных протяженностей траекторий между скважинными зонами перфораций, выполняют гидроразрыв пласта между парами скважин с образованием первичных траекторий каналов выработки пласта - КВП, выполняют гамма- и нейтронный виды каротажей при определении параметров интервалов перфораций и протяженностей зон в первоначальных профилях приемистости воды вблизи нагнетательных и притоков флюидов вблизи добывающих скважин, в опытно-промышленной эксплуатации действующих скважин измеряют их дифференциальные и интегральные профили притока и приемистости, по значениям которых определяют минимальные, максимальные и номинальные величины давлений режима эксплуатации КВП, определяющие количество поддиапазонов номинальных давлений поддержания пласта, формируют множества технологических линеек функций параметров пластов и свойств флюидов, обеспечивающих их корректировку при непрерывных методах исследований пласта на ранних, промежуточных, поздних и завершающих стадиях его выработки, на ранней стадии выработки измеряют протяженности КВП при непрерывных циклах предварительных исследований и эксплуатации, осуществляемых в разрывных управлениях закачиваемых порций трассирующих меток совместно с рабочим агентом под номинальным давлением эксплуатации при описании их движения в зависимости Дюпюи-Форхгеймера, корректируют измеренные протяженности КВП относительно вычисленных по данным скважинной инклинометрии, на ранних этапах поздней стадии выработки выполняют гидроимпульсный режим предварительных исследований координат местоположения фронтов обводненности в КВП и координат его непродуктивных участков в последовательно выполняемых циклах, когда длительности гидроимпульсов изменяются с квантом времени и характеризуют время доставки меток под максимальным давлением эксплуатации КВП, а паузам гидроимпульсных циклов соответствует номинальное давление его эксплуатации при описании процесса фильтрации в зависимости Дюпюи-Форхгеймера, определяют количество точек тампонирования для пространства траекторий прямых и перекрестных КВП в функции статических характеристик их параметров и погрешностей скважинных приборов, на промежуточных этапах поздней стадии выработки выполняют гидроимпульсный режим уточненных исследований координат местоположения фронтов обводненности в КВП, координат окрестностей его непродуктивных участков и тампонирующих точек в последовательно выполняемых циклах, когда длительности гидроимпульсов изменяются с квантом времени и характеризуют время доставки меток под давлением свыше максимального давления эксплуатации КВП, а паузам гидроимпульсных циклов соответствует номинальное давление его эксплуатации при описании процесса фильтрации в зависимости Буссинеска до фронта обводненности, а после него - Дюпюи-Форхгеймера, определяют количество точек тампонирования для пространства траекторий прямых и перекрестных КВП в функции динамических характеристик их параметров и с учетом функций статических характеристик, на завершающих этапах поздней стадии выработки выполняют гидроимпульсный режим доопределяемых исследований координат местоположения фронтов обводненности в КВП и координат окрестностей тампонирующих точек их траекторий в направлении от добывающих скважин к нагнетательным при последовательно выполняемых циклах, когда длительности гидроимпульсов изменяются с квантом времени и характеризуют время доставки меток под давлением свыше гидроимпульсных давлений режима уточненных исследований, а паузам гидроимпульсных циклов соответствует номинальное давление его эксплуатации при описании процесса фильтрации в зависимости Буссинеска до фронта обводненности, а после него - нелинейной части Дюпюи-Форхгеймера, выполняют гидроимпульсный режим тампонирования непродуктивных участков КВП при последовательно выполняемых циклах, когда длительности гидроимпульсов изменяются с квантом времени и характеризуют время доставки порций тампонажного материала под давлением свыше гидроимпульсных давлений режима доопределения исследований и ниже давления гидроразрыва с понижением на квант давления по мере перехода от одной точки тампонирования к другой в направлении от добывающих скважин к нагнетательным, а паузам гидроимпульсных циклов соответствует номинальное давление его эксплуатации при описании процесса фильтрации в зависимости Пуазейля до фронта обводненности, а после него - нелинейной части Дюпюи-Форхгеймера, фиксируют изменения дебитов нефти по мере деградации первых траекторий КВП, а также образования и развития новых их траекторий вплоть до полной выработки участков пластов в прямых и перекрестных КВП, выработки залежей углеводородов для дальнейшей ликвидации месторождения, причем для КВП с повышенными трещиноватостями и высоковязкими флюидами выполняют описание движения их потоков в дополнительной зависимости Пуассона.
2. Способ по п. 1, характеризующийся тем, что одноцикловое тампонирование выполняют в профилях с мелкотрещиными участками, а многоцикловое тампонирование выполняют в окрестностях крупнотрещинных непродуктивных его участков.
3. Способ по п. 1 или 2, характеризующийся тем, что при выработке продуктивных пластов выполняют доставку порций трассирующих меток в среде растворителя нефти как части рабочего агента.
4. Способ по п.1 или 2, характеризующийся тем, что при выработке продуктивных пластов выполняют доставку тампонирующего материала в среде растворителя нефти как части рабочего агента.
5. Способ по п. 1, характеризующийся тем, что выработку пласта вначале выполняют в перекрестных КВП с невзаимовлияющими скважинами, а образуемые участки пласта с остаточной нефтенасыщенностью подвергают выработке на основе прямых КВП.
RU2015126116A 2015-06-30 2015-06-30 Способ выработки пластов с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов RU2628343C2 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2015126116A RU2628343C2 (ru) 2015-06-30 2015-06-30 Способ выработки пластов с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2015126116A RU2628343C2 (ru) 2015-06-30 2015-06-30 Способ выработки пластов с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2015126116A RU2015126116A (ru) 2017-01-11
RU2628343C2 true RU2628343C2 (ru) 2017-08-16

Family

ID=58449609

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2015126116A RU2628343C2 (ru) 2015-06-30 2015-06-30 Способ выработки пластов с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2628343C2 (ru)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2691794C1 (ru) * 2018-08-30 2019-06-18 Федеральное государственное унитарное предприятие "Российский федеральный ядерный центр - Всероссийский научно-исследовательский институт технической физики имени академика Е.И. Забабахина" Способ увеличения нефтеотдачи пласта методом динамического воздействия на пласт
RU2712869C1 (ru) * 2018-08-27 2020-01-31 Общество с ограниченной ответственностью "Благодаров-Ойл" Способ выработки пластов с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов
RU2794385C1 (ru) * 2022-01-05 2023-04-17 Галеб Али Ахмед Хуссейн Аль-Гоби Способ определения мест заложения эксплуатационных скважин при проектировании разработки месторождений высоковязкой нефти

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN116877034B (zh) * 2023-08-14 2024-01-23 德州学院 低/特低渗透油藏开发的微压驱实施方法、系统和存储介质

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4245702A (en) * 1978-05-22 1981-01-20 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method for forming channels of high fluid conductivity in hard acid-soluble formations
RU2178517C2 (ru) * 2000-03-31 2002-01-20 Акционерная нефтяная компания "Башнефть" Способ разработки нефтяной залежи в поздней стадии
RU2280761C2 (ru) * 2004-06-04 2006-07-27 Открытое Акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (ОАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) Способ разработки нефтяного месторождения
RU2291955C1 (ru) * 2005-07-11 2007-01-20 Олег Леонидович Кузнецов Способ разработки нефтяного месторождения
RU2297525C2 (ru) * 2005-02-28 2007-04-20 Сергей Алексеевич Баталов Способ полной выработки продуктивных пластов нефтегазовых месторождений
RU2352772C1 (ru) * 2007-07-16 2009-04-20 Открытое Акционерное Общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" (ОАО "НИИнефтепромхим") Способ разработки нефтяной залежи

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4245702A (en) * 1978-05-22 1981-01-20 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method for forming channels of high fluid conductivity in hard acid-soluble formations
RU2178517C2 (ru) * 2000-03-31 2002-01-20 Акционерная нефтяная компания "Башнефть" Способ разработки нефтяной залежи в поздней стадии
RU2280761C2 (ru) * 2004-06-04 2006-07-27 Открытое Акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (ОАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) Способ разработки нефтяного месторождения
RU2297525C2 (ru) * 2005-02-28 2007-04-20 Сергей Алексеевич Баталов Способ полной выработки продуктивных пластов нефтегазовых месторождений
RU2291955C1 (ru) * 2005-07-11 2007-01-20 Олег Леонидович Кузнецов Способ разработки нефтяного месторождения
RU2352772C1 (ru) * 2007-07-16 2009-04-20 Открытое Акционерное Общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" (ОАО "НИИнефтепромхим") Способ разработки нефтяной залежи

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2712869C1 (ru) * 2018-08-27 2020-01-31 Общество с ограниченной ответственностью "Благодаров-Ойл" Способ выработки пластов с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов
RU2691794C1 (ru) * 2018-08-30 2019-06-18 Федеральное государственное унитарное предприятие "Российский федеральный ядерный центр - Всероссийский научно-исследовательский институт технической физики имени академика Е.И. Забабахина" Способ увеличения нефтеотдачи пласта методом динамического воздействия на пласт
RU2794385C1 (ru) * 2022-01-05 2023-04-17 Галеб Али Ахмед Хуссейн Аль-Гоби Способ определения мест заложения эксплуатационных скважин при проектировании разработки месторождений высоковязкой нефти

Also Published As

Publication number Publication date
RU2015126116A (ru) 2017-01-11

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US10677035B2 (en) Controlling hydrocarbon production
CA2900968C (en) Well injection and production method and system
CN104747147B (zh) 一种水驱开发油藏井网注采关系确定方法
EP3114318B1 (en) Formation skin evaluation
CN112392472B (zh) 确定页岩与邻近油层一体化开发方式的方法及装置
Furui et al. A Comprehensive Model of High-Rate Matrix-Acid Stimulation for Long Horizontal Wells in Carbonate Reservoirs: Part II—Wellbore/Reservoir Coupled-Flow Modeling and Field Application
US11274538B2 (en) Methods and systems for ballooned hydraulic fractures and complex toe-to-heel flooding
EP3756110B1 (en) Systems and methods for generating permeability scaling functions to estimate permeability
EP3460178B1 (en) Method for reducing unphysical solutions in chemical enhanced oil recovery simulations
RU2628343C2 (ru) Способ выработки пластов с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов
RU2297525C2 (ru) Способ полной выработки продуктивных пластов нефтегазовых месторождений
Allan et al. Development of the Belridge Field's Diatomite Reservoirs With Hydraulically Fractured Horizontal Wells: From First Attempts to Current Ultra-Tight Spacing
Pathak et al. Residual oil saturation determination for EOR projects in Means Field, a mature West Texas carbonate field
US20190323324A1 (en) Partitioning polymer into phases of a microemulsion system
Darwesh et al. Kicks controlling techniques efficiency in term of time
RU2464414C1 (ru) Способ разработки многопластовой нефтяной залежи массивного типа
Zakirov et al. In-situ determination of displacement efficiency and oil and water relative permeability curves through integrated well test study at exploration-to-pilot stage of the oilfield development project
Brown et al. Successful Steamflood Pilot in 1st Eocene Carbonate Reservoir of Wafra, PZ Mitigates Key Technical Uncertainties
RU2712869C1 (ru) Способ выработки пластов с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов
Loomba Well trajectory optimization
Williams et al. Effects of discontinuous shales on multizone steamflood performance in the Kern River field
Chenglin et al. Subsurface Visualization and Quantitative Mapping Service To Manage Production Steering and Reserve Assessment of Dynamic Remaining Oil
Carpenter Model Captures Carbonate Matrix Acidizing in Horizontal Well Completions
Abdelaal LSU Scholarly Repositor y
Juri et al. Enhanced Fill-Up Response and Recovery with Secondary Polymer Injection vs. Tertiary Polymer Injection: A Field-Scale Pilot

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20170701

NF4A Reinstatement of patent

Effective date: 20180921