способ разработки месторождения углеводородов

Формула изобретения

Способ разработки месторождения углеводородов, где совместно эксплуатируют несколько пластов или пропластков с различной проницаемостью, включающий определение плотности перфорационных отверстий, закачку рабочего агента в пласты или пропластки через нагнетательные скважины и отбор нефти из пластов или пропластков через добывающие скважины, отличающийся тем, что выделяют базовый пласт или пропласток, имеющий наименьшую подвижность нефти, для которого определяют плотность перфорационных отверстий по формуле

где - плотность перфорационных отверстий в базовом пласте или пропластке;

- мощность пласта или пропластка, м;

- радиус перфорационного канала, м;

- радиус контура питания, м;

- длина перфорационного канала, м;

- радиус забоя скважин, м,

а в остальных пластах или пропластках плотность перфорационных отверстий определяют по формуле

где - плотность перфорационных отверстий в определяемом пласте или пропластке;

- плотность перфорационных отверстий в базовом пласте или пропластке;

- подвижность нефти базового пласта или пропластка;

_i - подвижность нефти определяемого пласта или пропластка,

при этом перфорацию как в базовом пласте или пропластке, так и в остальных пластах или пропластках, осуществляют одним типом перфоратора.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений, и может найти применение при разработке нефтяного месторождения, где совместно эксплуатируют несколько пластов или пропластков с различной проницаемостью.

Известен способ разработки нефтяного месторождения, где совместно эксплуатируют несколько пластов или пропластков с различной проницаемостью, включающий закачку рабочего агента в пласты или пропластки через нагнетательные скважины и отбор нефти из пластов или пропластков через добывающие скважины [1].

Известный способ позволяет добывать нефть одновременно из нескольких пластов или пропластков с различной проницаемостью, однако вследствие быстрого прорыва рабочего агента (например: воды) по более проницаемым пластам или пропласткам нефтеотдача за безводный период работы добывающих скважин снижается.

Как показывает промысловый опыт разработки месторождений, где совместно эксплуатируют несколько пластов или пропластков с различной проницаемостью, для уменьшения обводненности продукции из работы выключаются наиболее обводнившиеся пласты или пропластки, а это требует дополнительных финансовых затрат на водоотделительные устройства.

Известен способ определения плотности перфорации нефтяных скважин [2], согласно которому плотность перфорационных отверстий определяется по следующей формуле:

где n - плотность перфорационных отверстий;

h - мощность пласта или пропластка в м;

r_ПК - радиус перфорационного канала в м;

R_К - радиус контура питания в м;

l_ПК - длина перфорационного канала в м;

r_C - радиус забоя скважины в м.

Недостатком известного способа является то, что в формуле не учитывается подвижность нефти данного пласта или пропластка ( , где k - проницаемость пласта, - вязкость нефти). Если в разработке имеется более одного пласта или пропластка с различной проницаемостью, но с одинаковой мощностью и вязкостью нефти, плотность перфорационных отверстий везде будет одинаковой, что приведет к быстрому прорыву рабочего агента (например, воды) по более проницаемому пласту или пропластку и это потребует дополнительных финансовых затрат на водоотделительные сооружения.

Задачей изобретения является создание способа разработки месторождения, где совместно эксплуатируют несколько пластов или пропластков с различной проницаемостью. Технический результат - увеличение нефтеотдачи за безводный период работы добывающих скважин путем определения такой плотности перфорационных отверстий, которая создаст условие для равномерного дренирования подвижных запасов нефти, что в свою очередь приведет к уменьшению финансовых затрат на водоотделительные сооружения.

Указанный технический результат достигается тем, что в способе разработки месторождения углеводородов, где совместно эксплуатируют несколько пластов или пропластков с различной проницаемостью, включающем определение плотности перфорационных отверстий, закачку рабочего агента в пласты или пропластки через нагнетательные скважины и отбор нефти из пластов или пропластков через добывающие скважины, особенностью является то, что выделяют базовый пласт или пропласток, имеющий наименьшую подвижность нефти, для которого определяют плотность перфорационных отверстий по формуле (1), а в остальных пластах или пропластках плотность перфорационных отверстий определяют по формуле

где n_i - плотность перфорационных отверстий в определяемом пласте или пропластке;

n - плотность перфорационных отверстий в базовом пласте или пропластке (определяется по формуле (1));

- подвижность нефти базового пласта или пропластка;

_i - подвижность нефти определяемого пласта или пропластка.

Для обеспечения одинаковых размеров перфорационных отверстий известными методами эти пласты или пропластки перфорируются одним типом перфоратора и закачку рабочего агента производят с применением обычных способов.

Такой подход к определению объекта для определения максимального количества перфорационных отверстий связан с тем, что наиболее трудноизвлекаемые запасы нефти содержатся именно в пластах или пропластках, имеющих наименьшую подвижность нефти, это подтверждается математическими расчетами с использованием формулы Дюпюи для определения дебита совершенной скважины [3].

Предлагаемый способ определения плотности перфорационных отверстий приводит все пласты или пропластки к одинаковому удельному дебиту (Q_УД) по нефти в добывающих и одинаковому удельному расходу рабочего агента в нагнетательных скважинах:

где Q - потенциальный дебит или расход скважины;

h - мощность пласта или пропластка;

где k - проницаемость пласта;

Р - депрессия в добывающей скважине или репрессия в нагнетательной скважине;

- вязкость нефти.

Приведение в нагнетательных скважинах всех пластов или пропластков к одинаковому удельному расходу рабочего агента, а в добывающих скважинах всех пластов или пропластков к одинаковому удельному дебиту по нефти позволит одновременно дренировать подвижные запасы нефти за счет равномерного продвижения фронта вытеснения от нагнетательных скважин к добывающим. Это в свою очередь приведет к большему отбору нефти из менее проницаемого пласта или пропластка, за счет чего и будет увеличена нефтеотдача за безводный период работы добывающих скважин.

Способ реализуется следующим образом. На Песчаном месторождении в одном объекте разработки находятся два пласта: ЮК₂ и ЮК₃ , имеющие одинаковую мощность (4 м), вязкость нефти (1.2 мПа*с), пористость (0.17 д.ед.), но различную проницаемость (для ЮК ₂ - 25 мД, для ЮК₃ -41 мД). Подвижность нефти для пласта ЮК₂ () составляет 20.8 Д/(Па*·с), для пласта ЮК₃ ( _i) - 34.2 Д/(Па*с).

В качестве базового пласта выделен пласт ЮК₂, имеющий наименьшую подвижность нефти, для него, по известному способу [2], определяется максимальная плотность перфорационных отверстий, которая составляет 10 (десять) отверстий на 1 метр мощности пласта. Для пласта ЮК₃ плотность перфорационных отверстий определяется по формуле , где n_i - плотность перфорационных отверстий в определяемом пласте или пропластке; n - плотность перфорационных отверстий в базовом пласте или пропластке (определяется по формуле (1)); - подвижность нефти базового пласта или пропластка; _i - подвижность нефти определяемого пласта или пропластка, и по расчетам составила 6 (шесть) отверстий на один метр мощности пласта.

Объект разрабатывается по обращенной пятиточечной системе, компенсация отборов закачкой на уровне 100%. Радиус контура питания (R_К) равен 250 м, депрессия 50 атм. Максимальная нефтеотдача () в модели принята 35%. Во всех пластах проводят перфорацию одним типом перфоратора, например кумулятивным, который позволит создать радиус перфорационного канала 0.005 м и длину перфорационного канала 0.1 м. Скин-фактор после перфорации отсутствует.

Результаты математических расчетов приведены в таблице.

Таблица
Способ	Пласт	Плотн.перф.отв.	Дебит, м 3/сут	Время подхода фронта воды, сут	Нефтеотдача за безводный период, %
					Пласт	В целом
Известный	ЮК2	10	72.9	986	54	77
	ЮК3	10			100
Предлагаемый	ЮК2	10	51.0	1829	100	100
	ЮК3	6			100

Время подхода фронта воды определялось по следующей формуле:

где V_ИЗВЛ - объем извлекаемой нефти, рассчитывается по следующей формуле:

где m - коэффициент пористости;

Q - потенциальный дебит скважины, рассчитывается по формуле:

Из таблицы видно, что для известного способа время подхода фронта воды составило 986 суток, для предлагаемого способа - 1829 суток.

Нефтеотдача за время подхода фронта воды для известного способа составила 77%, для предлагаемого - 100%.

Математическое моделирование показало, что за счет большего отбора нефти из менее проницаемого пласта применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу за безводный период на 23%.

Источники информации

1. Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений. - М.: Недра, 2001. - С.9-17.

2. Юрчук А.М. Расчеты в добыче нефти. - М.: Недра, 1974. - С.9-11.

3. Щелкачев В.Н., Лапук Б.Б. Подземная гидравлика. - Москва-Ижевск, 2001. - С.156-158.