Спосіб розробки покладів нафти у неоднорідних за проникністю колекторах

Винахід відноситься до способів розробки нафтових покладів у неоднорідних за проникністю колекторах і може бути використаний у нафтовидобувній промисловості. Відомі способи розробки нафтови х покладів базуються на витісненні нафти водою, яка закачується у нагнітальні свердловини, І відборі продукції з видобувних свердловин [1.2,3]. Відсутність у відомих способах технологічних заходів, спрямованих на більш повне охоплення неоднорідних колекторі заводненням не забезпечує достатнього рівня кінцевого нафтовилучення. Найбільш близьким до заявлюваного є спосіб розробки покладів нафти у неоднорідних за проникністю колекторах [4], який передбачує періодичну закачку води у нагнітальні свердловини і відбір продукції через видобувні з утворенням у пластах вільної газової фази за рахунок розгазування нафти в процесі падіння пластового тиску нижче тиску насичення або шляхом періодичної закачки газу у нагнітальні свердловини. Згідно цим способом виділення газу з нафти при зниженні пластового тиску нижче тиску насичення у процесі відбору продукції до початку заводнення покладу супроводжується збільшенням газового фактора (кількості газу на одиницю об'єму добового видобутку нафти) і веде до значного зменшення продуктивності свердловин внаслідок погіршення фазової проникності для нафти у присутності вільної газової фази При цьому найбільш значне падіння продуктивності наступає після збільшення газонасиченості колекторів вище зрівноваженого (критичного) значення. Крім того, ріст газонасичення пластів у зонах розташування видобувних свердловин обумовлює зростання видобутку газу і зменшення видобутку нафти на одиницю падіння пластового тиску,, що засвідчує неефективність використання запасу пластової енергії. В основу винаходу покладено завдання створити такий спосіб розробки покладів нафти у неоднорідних за проникністю колекторах, в якому передбачено нові умови здійснення технологічних операцій, що дозволяють досягти попередження значного падіння продуктивності свердловин по нафті під час створення газонасиченості пластів і за рахунок цього підвищити ефективність використання запасу пластової енергії. Одним з можливих шляхів створення умов для випереджувального зростання газонасиченості пластів у зонах розташування нагнітальних свердловин, до початку закачки в них води, є регулювання величин вибійних тисків під час відбору продукції. Таке регулювання повинно здійснюватися відносно величини тиску зрівноваженого газонасичення колекторів, фізична сутність якого полягає у тому, що при зменшенні тиску у зоні фільтрації нижче тиску насичення нафти газом проходить нагромадження у порах колекторів газової фази, яка при цьому виділяється з нафти. Лабораторними І промисловими дослідами установлено зменшення газовмісту у продукції свердловин на початковій стадії зниження пластового тиску нижче тиску насичення. Це є свідченням того, що частина виділеного з нафти газу залишається деякий час нерухомою, збільшуючи газонасиченість колекторів, і тільки після досягнення граничного (зрівноваженого) рівня газонасичення наступає рух газової фази, який фіксується зростанням газового фактора. Виходячи з цього, є можливість досягнення випереджуючого зростання газонасичення продуктивних пластів у зонах розташування нагнітальних свердловин перед закачкою води шляхом відбору продукції при вибійних тисках нижчих тиску зрівноваженого газонасичення для тих свердловин, які підлягають переведенню у нагнітальні, і не нижчих зрівноваженого - для решти свердловин. В промислових умовах границі тиску зрівноваженого газонасичення пластів визначають для „свердловини або групи свердловин на основі залежності між величиною газового фактора І вибійним тиском, яку одержують при дослідженні свердловин на усталених режимах фільтрації. При наявності такої залежності тиску зрівноваженого газонасичення буде відповідати мінімальне значення вибійного тиску, при якому газовий фактор знаходиться в межах середнього значення для покладу. Суттєвими відмінними ознаками способу є; - створення умов для випереджуючого росту газонасиченості пластів у зонах розташування тих свердловин, які підлягають переводу у нагнітальні; - до початку закачки у пласти води проводять відбір продукції з нагнітальних свердловин при вибійних тисках нижчих за тиск зрівноваженого газонасичення, а з видобувних свердловин - при тисках не нижчих його значення; - тиск зрівноваженого газонасичення визначають на основі результатів дослідження свердловин на усталених режимах фільтрації, ви ходячи з мінімального значення вибійного тиску за умови збереження газового фактору в межах початкового газовмісту пластової нафти. Впровадження способу передбачує таку послідовність технологічних операцій. Етап розбурювання покладу. Використовуючи результати дослідження І пробної експлуатації розвідувальних свердловин та враховуючи величину запасів нафти і режими роботи покладу, обґрунтовують доцільність І необхідність розробки його з підтримкою пластового тиску шляхом закачки води. Така необхідність обгрунтована, в першу чергу, для розробки гідродинамічно замкнутих покладів, у яких відсутні активні водонапірні системи (типу покладів нафтових родовищ Передкарпаття). Якщо необхідність і доцільність розробки з підтриманням пластового тиску доведена, то складають технологічну схему розробки з розбурюеанням покладу. Етап відбору продукції до початку закачки води. На основі вивчення і співставлений розрізів свердловин визначають першочергові з них, які підлягають переводу у нагнітальні. З метою створення умов для випереджувального створення газової фази у зонах розташування майбутніх нагнітальних свердловин відбір продукції до початку заводнення здійснюю ι ь шляхом регулювання вибійних тисків відносно тиску зрівноваженого газонасичєння 3 цією метою використовуючи результати дослідження свердловин на усталених режимах фільтрації визначають тиск зрівноваженого газонасичєння колекторів, який відповідає мінімальну значенню вибійного тиску при умові збереження газового фактора у межах початкового газовмісту пластової нафти. Згідно з величиною тиску зрівноваженого газонасичєння встановлюють відповідні режими роботи свердловин шляхом регулювання вибійних тисків (нижче зрівноваженого - для підлягаючих переводу у нагнітальні і не нижче зрівноваженого - для видобувних). Дослідження свердловин з метою визначення оптимальних режимів відбору продукції періодично повторюють. На етапі відбору продукції з заводненням - шляхом моделювання процесу витіснений газованої нафти водою обґрунтовують границю можливого зниження пластового тиску відносно тиску насичення нафти газом, за якого нафтовилучення до покладу буде максимальним; - при зниженні пластового тиску до заданого рівня почергово освоюють під закачку води ті свердловини, які підлягають переводу у нагнітальні; - після освоєння закачки води у нагнітальні свердловини встановлюють режими роботи видобувних свердловин згідно їх продуктивності при збереженні балансу між об'ємом закачки і відбору. Винахід реалізують таким шляхом. На основі результатів буріння розвідувальних свердловин виявлено пов'язаний з менілітовими відкладами антиклінальної складки нафтовий поклад Початковий пластовий тиск на глибині водонафтового контакту - 35 МПа, початковий тиск насичення нафти - 30МПа, газовміст нафти - 250 м 2/м. У процесі відбору продукції" з розвідувальних і випереджувальних видобувних свердловин установлена відсутність активної водонапірної системи у законтурній частині покладу, що підтверджується падінням пластового тиску При вивченні колекторських властивостей пластів 1 фільтраційних параметрів колектпсів виявлена їх неоднорідність по площі і розрізу при зміні проникності від одиниць до десятків мкм 2 –10-3. Техніко-економічним дослідженням розрахункових варіантів розробки, виконаним згідно методичних і регламентуючих документів з урахуванням результатів моделювання процесу витіснення газованої нафти водою, доказано, що оптимальним є варіант заводнення по площі з п'ятиточковою схемою розташування свердловин (нагнітальна в центрі і 4 видобувних в кута х квадрату стороною 400 м) із зниженням пластового тиску перед початком закачки води до 0,8 від тиску насичення нафти газом (0,8 30 24 МПа), при тиску на лінії нагнітання -35 МПа. У відповідності з прийнятою схемою розробки розбурювания покладу здійснювалося у два етапи: на першому - буріння за розрідженою сіткою 800 х 800 м, на другому - буріння додаткових свердловин для ущільнення сітки до 400 х400 м. Тиск зрівноваженого газонасичєння колекторів визначався шляхом дослідження свердловин на усталених режимах відбору продукції. На основі замірів дебіту нафти, газового фактора і вибійного тиску визначали тиск зрівноваженого газонасичєння, який відповідає мінімальному значенню вибійного тиску за умови збереження газового фактора у границях початкового га-зовмісту пластової нафти. В даному випадку величина тиску зрівноваженого газонасичєння складала 16-17 МПа. На основі результатів дослідження свердловин на усталених режимах фільтрації" для кожної з них встановлювали режим відбору продукції регулюючи величини вибійних тисків за таким принципом: - для свердловин, які підлягають переводу у нагнітальні, - при вибійних тисках нижчих тиску зрівноваженого газонасичєння (12-15 МПа); - для видобувни х свердловин - при вибійних тисках, рівних і вищи х тиску зрівноваженого газонасичєння. Періодично для всіх свердловин проводили повторне дослідження на усталених режимах фільтрації із замірами поточних пластових тисків. Внаслідок випереджуючого відбору продукції з нагнітальних свердловин при вибійних тисках нижчих зрівноваженої величини були створені умови для випереджувального росту газонасиченості у зонах розташування цих свердловин, що підтверджується інтенсивним ростом газового фактора. Після зниження пластового тиску до 0,8 від початкового тиску насичення нафти (0,8 х 30 = 24 МПа) здійснено послідовне переведення під закачку води усіх проектних нагнітальних свердловин. Для кожної з них режим закачки визначається виходячи з необхідності річної компенсації відборів з оточуючих видобувних свердловин. Згідно прийнятого в проекті розробки принципу циклічності подача води у нагнітальні свердловини припинялась після підвищення пластового тиску вище початкового тиску насичення нафти з подальшим відновленням закачки при падінні пластового тиску до 0,8 від початкового тиску насичення Режим роботи видобувних свердловин встановлювався виходячи з необхідності досягнення проектних об'ємів відбору продукції за мінімальних значень газового фактора 3 цією метою для кожної свердловини встановлювали оптимальний режим роботи на основі результатів дослідження із замірами дебіту на фти, газового фактора і вибійного тиску на декількох усталених режимах відбору. В результаті здійснення способу стабілізується об'єм видобутку нафти у процесі утворення газонасиченості пластів перед закачкою води; підвищується ефективність використання пластової енергії (збільшення об'єму відбору нафти на одиницю падіння пластового тиску) за рахунок скорочення поточного відбору вільного газу, при збереженні кінцевого газовилучення, а також зменшується об'єм закачки води при одному і тому ж рівні нафтовилучення за рахунок раціонального використання енергії розчиненого у нафті газу.