Способ разработки нефтяной залежи с трещиновато-пористыми коллекторами

изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности, к установлению оптимального режима .дренирования эксплуатационной скважнной нефтяного пласта, представленного трещиновато-по-ристым коллектором на поздней стадии разработки-месторождения в условиях водонапорного режима фильтрации.Цель изобретения - увеличение нефтеотдачи за счет вовлечения в раэра ботку слабопроницаемой поровой части пласта.Известен способ определения козф- 15 фициента обмена жидкостью в системе трещин и пор на основе интерпретации кривой восстановления забойного дав 1 ления полученной при остановкесква жиньь,Физический смысл коэффициентаобмена явствует из соотношениямассажидкостивытекающей из плотной поровой части в трепшну в единицу време д (Р 1 Р 1)ни на единицу обмена породыплотность И вязкость фильтрующейся жидкости давления жидкости соответственно В трещине и порах-а 1 беамерны коэффициент обмена, численно равный д 1 тому количеству жидкос 1 тн, которое перетекает из матрицы в трещину в единицу времени на единицу объема породы при. паде давлений. Величина ай карактеризует интенсивность обмена жидкостью между поровой и.трещиноватой средами н зависит от свойств коллектора.(проницаемостии удельной поверхности трещии 3)Из теории фильтрации жидкости вчто обменные процессы на практике проявляются в виде эффекта запаздывания процесса восстановления.давления на забое скважины после ее оста 30новки по сравнению с таким же процессом в чисто трещиноватой среде. Чио ленно этот эффект выражается характерным временем запаздыванин связанного с коэффициентом обмена следующей зависимостью-из лабораторных исследований пористость блоков,полученная поданным анализа керна. Таким образом, для определения коэффициента обмена Ы необходимо найтихарактерное времязапаздыва ния Ф. Методика определения т подробно изложена в работеъ В данном способе разработкиф 0 Рмирование отборапроиэводят до полут чения максимального коэффициента обменакоторые поддерживают периодическими.остановками и пускам скважин, причем продолжительность остановки равна времени восстановления давления, а продолжительность работы скважины во время каждого периода определяется точкой пересечесиня кривой фактического падения дебита по нефти во времени с графиком функции, аппроксимируемой уравнениемЬ Од Од ЕЕ где Од минимально допустимый дебит по нефти, т/сут он текущий дебит по нефтиУстанавливают режим дренирования скважины, характеризующийся минимальной депрессией на пласт. Останавливают скважину и снимают кривую восстановления забойного давления (КВД). Определяют коэффициенты обмена. Изменяя режиы дренирования в сторону увеличения депрессии на пласт, ПРО-водят на каждом режиме идентичныеисследования и определяют коэффициенты обмена до тех пор, пока его значение не начнет уменьшаться. Переводят скважину на оптимальный режимэксплуатации, соответствующий максн- 5 мальному значению коэффициента обмена. После прекращения эффекта обмена,что наблюдается по росту обводненности до начального уровня И вьше, 1 оскважину останавливают на период, соответствующи времени восстановления забойного давлениязатем снова пускают в работу на прежнем оптими знрованном режиме. Импульсацию сква- 15 И дебитпо нефти составил бы 340/100живы по указанному принципу производят в течение всего срока ее эксплуатации.0 пытнонсследовательские работы бьши проведены по залежи нефтяного месторождения, которая характеризуетРн явно выраженным трещиновато-пористы коллектором. На равны установившихся режимов дренирования,каждому из которьш соответствует определенная депрессия (АР), дебит по жидкости (01) И нефти (Он) были сняты КВД И по известной методикеП р И м е.р 1. На скважине при. УСТЗНОВИВЩЕМСЯ ПЕРВОМ РЕЖИМЕ дренированин с минимальной депрессией на пласт дР 1 4,2 МПа И отборами Од 5120 т/сут, (2 т 21,6 т/сут скважина . была остановлена для снятия кВД по результатам интерпретации которой был вычислен коэффициент-обмена(а 11 0,155-10-д). Затем скважина была переведена на второй режим дренирования с большей депрессией дР, 8,1 Ма. При этом отбор по жидкости составипОд,- 340 т/СУТ а по нефти Ц, 78,2 т/СУТ 30Коэффициент обмена, вычисленны по результатам интерпретации КВД на этом режиме, увеличился до а- 0,З 271 О. При дальнейшем увели чении депрессии на пласт на третьем режиме (АЗ, 13,4 Ма О дь 50 500.т/сут,-О 5 80 т/сут) коэффициент обменасниэился до ад(максимального) значения коэффициента обмена, которому соответствует строго определенная величина депрессии на пласт. При сравнении первого и второго режимов дренирования заме 145чаем, что получен прирост дебита по нефти- 21,6 т/сут 56,6 тЙсут Этот прирост получен как за счет форсирования отбора, так и за счет увеличения коэффициента обмена. ОчеВИДНО, что на втором режиме при неН 5 МеНН 0 М коэффициенте обмена обводненность сохранилась бы на уровне 822118 61,2 т/сут. К Разность между фактическим деби ТОМ ПО НЕФТИ на ВТОРОМ РЕЖНМ И5 17,0 т/сут дает прирост дебита за счет усиления эффекта обмена Остальная часть при ращения дебита по нефти39,6 т/сут полученав результате формирования отбора.Аналогично на третьем режиме при сохранении первоначального значения обводненности (822) дебид по нефти составил бы 991100 Тогда.разность между истинным деби том (80 т/сут) и прогнозным составитОтрицательное значение этого при роста свидетельствует о значительном снижении обмена по сравнению с его значением на первом режиме. Остальная часть прироста дебита по нефти ь55 получена за счет форсирования отбора.П р и м е р 2. При минимальной депрессии на пласт ЕДЕ, 3,2 МПа скважина (первы режим дренирования с отборамш О д 1 д 0 т/сут и Ош,снятия КВД при обработке которойбыл получен коэффициент обмена ц, 0,148 10 . Затем скважина била переведена на второй режим дренирования с депрессией -АР 7,6 ма. При этом отбор по жидкости составил 0 авычисленный по результатам интерпретации КВД на этом режиме, увеличился до а 0 З 50 ъ 10.При дальнейшем увеличении депрес сии на пласт на третьем-режиме(ЦР,-1511,4 МПа, о 500 т/сут, еще 90 т/сут) коэффициент обмена-сни вился до ад 024510 т. Это свиде тельствует осуществованиидмаксимапь-. ного-коэффициента обмена, которому 20СООТВВТСТУЕТ определенная ВЕЛИЧИНН депрессии на пласт. При сравнении ПЕРВОГО И ВТОРОГО режимов дренирова 5Аналогично на третьем режиме при сохранении первоначального значения обводненности (832) дебит по нефтиТогда разность между фактическим де.Отрицательное значение этого приРОСТ Свидетельствует о значительном снижении обмена по сравнению с его значением на.лервом режиме. Остальная часть прироста дебита по нефтиполучена за счет форсирования отбора.Данные приведены в таблице. Заметим, что в обоих примерах при форсировании отбора жидкости дебит по нефти также возрастает, однако источфником такого возрастания на втором режиме дренирования является какфор-30 сирование, так и усиление обмена, а на третьем режиме незначительный прирост дебита по нефти получен только за счет форсирования отбора. Это объясняется.тем что при большихния замечаем, что получен прирост дебита по нефти 25вод Цьч 0-щ 88,2 т/сут 23,8 т/сут 64,4 т/сут. Этот прирост получен за счет фор сирования отбора, так и за счет упи пения обмена между трещинами Н порами.Очевидно, на второмрежиме принеизменном коэффициенте обмена обвод-35 депрессиях на пласт происходит уменьненность сохранилась бы на уровне 83 И дебит по нефти составилбышение поверхностной плотности трещин(за счет деградации мелких трещин) и рост линейных размеров блоков, что ведет к уменьшению коэффициентаоб дд мена, т.е падению той составляющей прироста дебита нефти, которая определяется эффектом обмена. Эти процессы наглядно-отражаютсяРазность между фактическим дебиа том по нефти на втором режиме ипрогнозным у и на.динамике изменения обводненнос 33,2 Т/сут 71 д-Т/сут- 45 ти продукции при форсировании отборе. - Если на первом режиме обводненность а 16,8 Т/сут скважины составляла 822,то на второмона снизилась до 772, что объясняет дает приростдебнта.3 асчет усиденидт ся усилением фильтрации в областиэффекта обменд т 50 плотной поровой части пласта. Даль Остальная частЬ.прироста дебита Нейшее Увеличение отбора на третьем по нефти РЕЖИМЕ привело, однако, к интенсив ному росту обводненности до Эдд за счет уменьшения объема иромвочной ЧЕСТИ пласта И ПРОРЫВЗ ВОДЫ ПО ОС новным высокопроницаемым трещинам. Поэтому хотя н получен незначительный прирост дебита нефти на тре тьем режиме дренирования но эксплу 544 т/сут 16,8 т/сутатация скважины на этом режиме не целесообразна из-за снижения коэффициента обмена, т.е. уменьшения охвата промывкой плотной поровой части пласта и, как следствие - снижение нефтеотдачи. Такие же процессы наблюдались на опытной скважине.Таким образом,.реэультаты проведенным исследований позволяют утверждать, ЧТО ДЛЯ трещиновато-пористого коллектора существует реальный перепад давления, при котором охват процессом дренирования максимальнй. Величина этого перепада устанавливается опытны путем.-обмена до тех пор, пока дебит ее по нефти не уменьшится до уровня, соответствующего тенденции его падения в период, предшествующи эксперименту. Затем скважину останавливают до восстановления давления, после чего вновь пускают на прежнем оптимизнро-С ванном режиме.-Момент остановки скваживы определяется с помощью экстрапо 1 пяции кривой падения дебита впериод, предшествующий внедрению указанной. - Ь ЧИН до п чо - мнимально допустнмй дебитпо нефти, т/сут он текущий дебит.по нефти,т/СУТ с - времш, сут Ь и с - эмпирические коэффици енты П р и м е р 3. На чертеже показава динамика естественного падения дебита скважины во времени за период, предшествующий эксперименту (участок АВ) Падающая ветвь зтойкривойСкважина была пущена в эксплуатацию наоптимальном режиме с деспрессией равной 8,1 МШа. В течение последующего периода (14 сут) происхоДИПО ЗЗКОНОМЕРНО И МОНОТОННОЕ СНИжение дебита скважины по нефти за счет затухания эффекта обмена (участок 1-1 ) с 78 т/сут до 43 т/сут. Скважина ыла остановлена в момент времени, оответствующий точке ПНа ЧЕРГЕЖ д КОТОРЗН ЯВЛЯЕТСЯ ТОЧкО-й пересечен я кривой фактического падениядебита (участок 1-1) скривой естественного падения 0, аппроксимшрованнои для-усилий, предшествующих эксперименту.После этого скважина была остановлена для полного восстановления давления (14 ч), а эатем пущена на оптимальном режиме. Теперь дебит по нефти оказался ниже, чем во время первого цикла и составил 68 тсут(точка 2). После аналогичного снижения дебита (участок 2-2)до 37 т/сут вновь остановлена(точка 2) и время работы составило уже 12 сутд В течение межремонтного(периода было проведено 7 таких цик ловвключающих остановку и пуск эксплуатационнойскважины. Формула изобретения Способ разработки нефтяной залежи. с.трещиновато-пористьшпдколлекторам,включающи фороированньй отбор жидкости череэ добывающую скважину,0 т л И.Ч а.ю щ и й с я тем, что,с целью увеличении нефтеотдачи за счет вовлечения в разработку слабопроницаемой породой части пласта,форсированны отбор жидкости осуществляют до получения максимального коэффициента обмена с последующимм остановками и пусками скважин,причем скважину останавливают-на период, соответствующий времени восстановления давления, а продолжительность работы скважины определяют точкой пересечения кривой фактического падения дебита по нефти во времени с графиком функции, ап 50 проксимируемой уравнениемЬ оо ч -где Ц, - минимально допустима дебит по нефтит/СУТ 3 0 д- - текущи дебит по нефти,т/сут Е - время, сут Ь и с - эмпирические коэффици 6 НТЫс 1