Способ разработки залежи с высоковязкой нефтью

 

Сущность изобретения: выделяют две группы нагнетательных скважин, примерно с одинаковой суммарной приемистостью. В каждом полуцикле попеременно пускают и останавливают одну из выделенных групп. При остановке одной из группы нагнетательных скважин увеличивают отбор жидкости в одной из выбранных добывающих скважин. Отбор жидкости увеличивают сменой насоса на насос ближайшего типоразмера, а время полуцикла закачки вытесняющего агента определяют по формуле , где T_1/2 - время полуцикла закачки вытесняющего агента в пласт, мес; l - расстояние между нагнетательными и добывающими скважинами, м; 0,5 - параметр Фурье; - средняя пьезопроводность незаводненного объема пласта, мкВ/с.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторож- дений.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий циклы воздействия путем изменения закачки вытесняющего агента через нагнетательные скважины и изменения отбора жидкости через добывающие скважины, отличающийся тем, что, с целью повышения нефтеотдачи неоднородного пласта за счет подключения в разработку низкопроницаемых пропластков, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины осуществляют одновременно с прекращением отбора жидкости через высокообводненные добывающие скважины, а период полуцикла прекращения нагнетания вытесняющего агента производят форсированный отбор жидкости через все добывающие скважины, причем период цикла закачки вытесняющего агента определяют по формуле T= , где Т - период цикла закачки вытесняющего агента в пласт, мес, Х = k₁X - k₂XY Y = -k₃Y + k₄XY, где X, Y - текущие отборы нефти и воды в залежи, т/сут; k₁, k₂, k₃, k₄ - постоянные коэффициенты, определяемые методом наименьших квадратов по системе уравнений.

Недостатком известного способа является невозможность применения его для залежей насыщенных высоковязкой нефтью ввиду резкого обводнения скважин вследствие создания высоких амплитуд колебания давления в пласте.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки нефтяной залежи, включающий циклы воздействия путем изменения объемов закачки вытесняющего агента через нагнетательные скважины и изменения отбора жидкости через добывающие скважины, причем период цикла закачки вытесняющего агента определяют по формуле T= где Т - период цикла закачки вытесняющего агента в пласт, мес; Х = k₁X - k₂XY Y = -k₃Y + k₄XY, где Х, Y - текущие отборы нефти и воды из залежи, т/сут; k₁, k₂, k₃, k₄ - постоянные коэффициенты, определяемые методом наименьших квадратов по системе уравнений, отличающийся тем, что, с целью повышения нефтеотдачи неоднородного пласта за счет взаимодействия объемов пласта с различной нефтенасыщенностью и подключения в разработку слабодренируемых запасов нефти, в цикле выделяют два полуцикла, осуществляют выбор добывающих скважин для формированного отбора, одновременно с переводом добывающих скважин на форсированный отбор осуществляют закачки вытесняющего агента через нагнетательные скважины в первом полуцикле закачки вытесняющего агента, а во втором полуцикле прекращают закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины и останавливают добывающие скважины, работающие на форсированном режиме в первом полуцикле, при этом выбор скважин для форсированного отбора жидкости осуществляют при выполнении неравенств: r_н > 0,5 и r_в < 0,5, где r_н, r_в - коэффициенты ранговой корреляции Спирмена соответственно между дебитами жидкости и нефти, дебитами жидкости и воды в данной скважине, определяемые по формуле:
r_н= 1- , r_в= 1- где d_i^н, d_i^в - разности соответственно рангов дебитов жидкости и нефти, жидкости и воды в данной скважине;
n - число месячных дебитов жидкости, нефти, воды данной скважине в течение года.

Известный способ имеет недостаток - он практически не применим для залежей с высоковязкой нефтью, т. к. остановка добывающих скважин в циклах ведет к усилению аномальной вязкости, что приводит к уменьшению отборов нефти по залежи.

Целью изобретения является повышение неоднородного пласта, насыщенного высоковязкой нефтью, за счет выравнивания фронта закачиваемого агента и подключения в процесс разработки слабодренируемых запасов нефти.

Указанная цель достигается тем, что в известном способе разработки нефтяной залежи, включающем циклы и полуциклы воздействия путем изменения объемов закачки вытесняющего агента через нагнетательные скважины и увеличение отбора жидкости через выбранные добывающие скважины при выполнении неравенства
r_н > 0,5 и r_в < 0,5 где r_н, r_в - коэффициенты ранговой корреляции Спирмена соответственно между дебитами жидкости и нефти, дебитами жидкости и воды в данной скважине, определяемые по формуле: где d_i^н, d_i^в - разности соответственно рангов дебитов жидкости и нефти, жидкости и воды в данной скважине;
n - число месячных дебитов жидкости, нефти, воды данной скважины в течении года.

Известный способ имеет недостаток - он практически не применим для залежей с высоковязкой нефтью/ т. к. остановка добывающих скважин в циклах ведет к усилению аномальной вязкости/ что приводит к уменьшению отборов нефти по залежи.

Целью изобретения является повышение неоднородного пласта/ насышенного высоковязкой нефтью/ за счет выравнивания фронта закачиваемого агента и подключения в процесс разработки слабодренируемых запасов нефти.

Указанная цель достигается тем/ что в известном способе разработки нефтяной залежи/ включающем циклы и полуциклы воздействия путем изменения объемов закачки вытесняющего агента через нагнетательные скважины и увеличение отбора жидкости через выбранные добывающие скважины при выполнении неравенства
r_н>0,5 и r_в<0,5/
н/r_в- коэффициенты ранговой корреляции Спирмена соответственно между дебитами жидкости и нефти/ дебитами жидкости и воды в данной скважине/ определяемые по формуле:
,
где d/d - разности соответственно рангов дебитов жидкости и нефти/ жидкости и воды в данной скважине;
n - число месячных дебитов жидкости/ нефти/ воды данной скважины в течение года с целью повышения нефтеотдачи неоднородного пласта, насыщенного высоковязкой нефтью, за счет выравнивания фронта закачиваемого агента и подключения в процесс разработки слабодренируемых запасов нефти выделяют две группы нагнетательных скважин примерно с одинаковой суммарной приемистостью закачиваемого вытесняющего агента, в каждом полуцикле попеременно пускают и останавливают одну из выделенных групп нагнетательных скважин и увеличивают отбор жидкости в одной из выбранных добывающих скважин, при этом отбор жидкости увеличивают сменой насоса на насос ближайшего типоразмера по производительности, а время полуцикла закачки вытесняющего агента определяют по формуле
T_1/2= где Т_1/2 - время полуцикла закачки вытесняющего агента в пласт, мес;
l - расстояние между нагнетательными и добывающими скважинами, м;
- средняя пьезопроводность незаводненного объема пласта, м кВ/с.

Способ осуществляют следующим образом. Сначала по параметрам пласта рассчитывают время цикла. Как показала практика эксплуатации залежей с высоковязкой нефтью, наиболее приемлемой формулой определения продолжительности полуцикла воздействия является следующая:
T_1/2= где l - расстояние между нагнетательными и добывающими скважинами;
0,5 - параметр Фурье;
- пьезопроводность незаводненного объема пласта.

Выбирают скважины для увеличения отборов жидкости. Имея данные о дебитах жидкости, нефти и воды, определяют коэффициенты корреляции между дебитами жидкости и нефти (r_н), жидкости и воды (r_в) для скважин по формулам:
r_н= 1- , r_в= 1- где d_i^н, d_i^в - разности соответственно рангов дебитов жидкости и воды в данной скважине;
n - число месячных дебитов жидкости, нефти, воды в данной скважине в течение года.

Высокая степень связи отборов по нефти (r_н > 0,5) и слабая по воде (r_в < 0,5) дает основание провести на данной скважине увеличение отборов жидкости.

В первом полуцикле останавливают группу нагнетательных скважин, имеющую примерно равную суммарную приемистость с работающими нагнетательными. Одновременно производят увеличение отборов жидкости из выбранной добывающей скважины А. При этом производят замену насоса на насос ближайшего типоразмера по производительности.

Во второму полуцикле останавливают другую группу нагнетательных скважин, а первую группу нагнетательных пускают по закачку вытесняющего агента. Одновременно производят увеличение отборов жидкости из выбранной добывающей скважины В с заменой существующего насоса на насос ближайшего типоразмера по производительности.

Периодический пуск и остановка двух групп нагнетательных скважин приведет к выравниванию фpонта вытеснения пласта, насыщенного высоковязкой нефтью, исключит возможность языкообразного преждевременного обводнения залежи, а также вызовет изменение фильтрационных потоков и повышение нефтесодержания в продукции скважин.

Увеличение жидкости из выбранных добывающих скважин со сменой насоса на насос ближайшего типоразмера по производительности исключит возможность подтягивания воды к забоям добывающих скважин за счет резких перепадов давления в пласте и даст возможность подключить в процесс активной разработки слабоохваченные дренированием зоны пласта, образованные вследствие высокой вязкости нефти в пластовых условиях.

Данный способ разработки был опробован на залежи пласта Б2, имеющей следующие параметры и показатели разработки: Пористость 21,4% Проницаемость 1,440 мкм²
Вязкость нефти в плас- товых условиях 32 мПа с
Вязкость нефти в по- верхностных условиях 234,9 мПа с
Пластовое давление: первоначальное 31,5 МПа текущее 27,1 МПа
По данным фактической эксплуатации залежи было определено время полуцикла воздействия по формуле:

^T1/2^{= = мес} для l = 500 м, = 0,0672 м²/с
Были рассчитаны коэффициенты ранговой корреляции для выбора добывающих скважин под увеличением отборов жидкости.

Результаты расчетов представлены в таблицах 1-5.

Условия r_н > 0,5 и r_в < 0,5 выполняется для всех 5-ти скважин: А, Б, В, Г, Д.

На залежи пласта Б2 разрезающий ряд состоит из пяти нагнетательных скважин N 1, 2, 3, 4, 5.

В первом полуцикле, равном 1,5 мес, остановили нагнетательные скважины N 2 и N 4, приемистости которых соответственно равны 300 и 321 м³/сут. Суммарная приемистость этих скважин составила 621 м³/сут. Остальные нагнетательные скважины N 1, 3, 5 были в работе.

Одновременно было проведено увеличение отборов жидкости в добывающей скважине А с заменой насоса ЭЦН-80 на насос ближайшего типоразмера по производительности - на ЭЦН-100. Отборы жидкости в скважине увеличились, а обводненность уменьшилась. Режимы работы остальных добывающих скважин были оставлены без изменений.

Во втором полуцикле, равном 1,5 мес, остановили нагнетательные скважины N 1, N 3, N 5 с приемистостями соответственно равными 150, 277, 170 м³/сут. Суммарная приемистость этой группы скважин составила 597 м³/сут. Нагнетательные скважины N 2, N 4 пустили в работу. Одновременно было проведено увеличение отборов жидкости из добывающей скважины Б с заменой насоса ЭЦН-160 на насос ЭЦН-200. При этом отборы жидкости были увеличены при снижении обводненности. Режимы работы остальных скважин были оставлены без изменений.

В результате проведенных мероприятий было получено увеличение отборов нефти в целом по залежи, а обводненность снижена. Это говорит о выравнивании фронта закачиваемого агента и подключении в процесс разработки слабодренируемых запасов нефти пласта.

Годовой технологический эффект от применения данного способа разработки составил 15 тыс. т (нефти).

Формула изобретения

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ С ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТЬЮ, включающий циклы и полуциклы воздействия путем изменения объемов закачки вытесняющего агента через нагнетательные скважины и увеличение отбора жидкости через выбранные добывающие скважины при выполнении неравенств
r_н > 0,5 и r_в < 0,5,
где r_н и r_в - коэффициенты ранговой корреляции Спирмена соответственно между дебитами жидкости и нефти, жидкости и воды в данной скважине, определяемые по формуле
r_н= 1- , r_в= 1- ,
где d_iⁿ , d_i^в - разности соответственно рангов дебитов жидкости и нефти, жидкости и воды в данной скважине;
n - число месячных дебитов жидкости, нефти, воды в данной скважине в течение года,
отличающийся тем, что, с целью повышения нефтеотдачи неоднородного пласта, насыщенного высоковязкой нефтью, путем выравнивания фронта закачиваемого агента и подключения в процесс разработки слабодренируемых запасов нефти, выделяют две группы нагнетательных скважин примерно с одинаковой суммарной приемистостью закачиваемого вытесняющего агента, в каждом полуцикле попеременно пускают и останавливают одну из выделенных групп нагнетательных скважин и увеличивают отбор жидкости в одной из выбранных добывающих скважин, при этом отбор жидкости увеличивают сменой насоса на насос ближайшего типоразмера по производительности, а время T_1/2 полуцикла закачки вытесняющего агента определяют по формуле
T_1/2= , мec,
где l - расстояние между нагнетательными и добывающими скважинами, м;
0,5 - параметр Фурье;
- средняя пьезопроводность незаводненного объема пласта, м кв/с.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2