способ разработки нефтяного месторождения

Формула изобретения

Способ разработки нефтяного месторождения, включающий выбор участков размещения уплотняющего фонда скважин по картам распределения запасов углеводородного сырья, оценку рентабельности бурения каждой скважины и бурение дополнительных добывающих и нагнетательных скважин, отличающийся тем, что последовательно строят карты начальных извлекаемых запасов, активных извлекаемых запасов, недренируемых запасов нефти и текущих нефтенасыщенных толщин, оконтуривают на последней карте участки размещения уплотняющего фонда скважин, ограничиваемые величиной текущей нефтенасыщенной толщины, не меньшей величины предельной рентабельной толщины разбуривания, и дополнительные скважины бурят в точках оконтуренных участков, где величина недренируемых запасов обеспечивает рентабельную эксплуатацию скважины.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам разработки нефтяных месторождений с бурением дополнительных скважин.

Известен способ разработки нефтяных месторождений, основанный на статистической обработке данных о состоянии и эксплуатации скважин, с использованием аналитической зависимости оптимальной плотности сетки скважин от ряда технологических и экономических факторов [1] Недостатком способа является отсутствие учета остаточных извлекаемых запасов нефти (ОИЗН) по каждой скважине, а также запасов нефти, не вовлеченных в разработку.

Известен способ разработки нефтяных месторождений с увеличением плотности сетки скважин и уменьшением соотношения количества добывающих и нагнетательных скважин [2] недостатком которого является отсутствие учета недренируемых и слабодренируемых участков.

Наиболее близок к предлагаемому способ разработки нефтяных месторождений [3] включающий построение карт распределения запасов нефти и бурение дополнительных добывающих скважин на участках с максимальными остаточными запасами нефти или дополнительных нагнетательных скважин на участках, слабоохваченных процессами вытеснения нефти водой. Недостатком прототипа является невысокая эффективность из-за того, что принимаются во внимание по существу лишь активные извлекаемые запасы, т.к. определение запасов углеводородного сырья осуществляют с помощью характеристик вытеснения, которые не дают представления о величине остаточных балансовых запасов нефти в недренируемых и слабодренируемых зонах.

Решаемая предлагаемым изобретением задача и технический результат заключаются в повышении эффективности разработки нефтяного месторождения и сокращении затрат на поздней стадии разработки, за счет исключения бурения нерентабельных скважин, а также повышении нефтеотдачи путем вовлечения в разработку запасов, недренируемых существующей сеткой скважин.

Поставленная задача решается тем, что последовательно строят карты начальных извлекаемых запасов, активных извлекаемых запасов, недренируемых запасов нефти и текущих нефтенасыщенных толщин, оконтуривают на последней карте участки размещения уплотняющего фонда скважин, ограничиваемые величиной текущей нефтенасыщенной толщины, не меньшей величины предельной рентабельной толщины разбуривания, и дополнительные скважины бурят в точках оконтуренных участков, где величина недренируемых запасов обеспечивает рентабельную эксплуатацию скважины.

Сопоставительный анализ существенных признаков предлагаемого изобретения и прототипа позволяет сделать вывод о соответствии предлагаемого технического решения критерию "новизна".

Изобретательский уровень заявляемого технического решения подтверждается новизной его отличительных признаков: авторами впервые предложено построение карт недренируемых запасов нефти и их совокупный с картами текущих нефтенасыщенных толщин анализ для выбора участков и точек бурения дополнительных скважин.

Способ осуществляется следующей последовательностью операций.

1. Для построения карт начальных извлекаемых запасов предварительно строят следующие карты:

триангуляционной сети по скважинам рассматриваемого участка пласта;

областей Вороного;

удельных зон дренирования добывающих скважин;

начальных балансовых запасов нефти по зонам дренирования.

Карты начальных извлекаемых запасов строят по зонам дренирования с использованием величины среднего проектного коэффициента нефтеизвлечения для данного участка залежи.

2. Строят карты активных (дренируемых) запасов нефти по добывающим скважинам с использованием характеристик вытеснения.

3. Строят карты недренируемых запасов нефти, причем значения недренируемых запасов в каждой добывающей скважине определяются как разность между начальным извлекаемым запасом и активным (дренируемым) запасом по данной скважине.

4. Для построения карт текущих нефтенасыщенных толщин предварительно строят карту текущих балансовых запасов нефти по зонам дренирования скважин, причем значения текущих балансовых запасов по каждой скважине определяют как разность между начальными балансовыми запасами и накопленным отбором нефти по данной скважине.

Значения текущих нефтенасыщенных толщин по каждой скважине определяются делением величины текущих балансовых запасов на площадь зоны дренирования скважины, начальную нефтенасыщенную толщину, среднюю по зоне дренирования пористость и среднюю начальную нефтенасыщенность.

5. Определяют предельную рентабельную толщину разбуривания залежи с использованием существующих экономических нормативов.

6. На картах текущих нефтенасыщенных толщин оконтуривают участки, ограничиваемые величиной толщины, не меньшей предельной рентабельной толщины разбуривания. На оконтуренных участках размещают уплотняющие скважины в зонах со значениями недренируемых запасов нефти, обеспечивающими рентабельность эксплуатации этих скважин.

Пример. Рассматривается участок нефтяной залежи пласта БС₆ Тепловского нефтяного месторождения, разрабатываемой по площадной обращенной 7-точечной системе заводнения.

Для рассматриваемого участка последовательно построены следующие карты:

триангуляционной сети (фиг. 1), полученная путем разбиения сетки скважин на треугольники методом триангуляции Делоне;

областей Вороного (фиг. 2), т.е. областей, точки которых наиболее близко расположены к данной скважине;

областей (удельных зон) дренирования добывающих скважин (фиг. 3), получаемые путем распределения областей Вороного для нагнетательных скважин по ближайшим добывающим скважинам;

начальных балансовых запасов нефти (тыс.т) по зонам дренирования добывающих скважин (фиг. 4), рассчитанных объемным методом по формуле

Q_{бал.нач}= Sh_нms_н10^-3/b,

где S площадь зоны дренирования, м²,

h_н средняя по зоне дренирования начальная нефтенасыщенная толщина, м,

m средняя по зоне дренирования пористость, д. ед.

s_н средняя начальная нефтенасыщенность нефтенасыщенных прослоев, д. ед.

плотность пластовой нефти, т/м³,

b объемный коэффициент пластовой нефти, д. ед.

начальных извлекаемых запасов нефти (тыс.т) (фиг. 5), рассчитываемых из выражения

Q_извл. Q_{бал.нач}K_но,

где K_но средний проектный коэффициент нефтеотдачи для рассматриваемого участка залежи, равный 0,447;

активных (дренируемых) запасов нефти Q_акт (тыс.т) (фиг. 6), рассчитываемых по каждой из добывающих скважин по характеристикам вытеснения;

недренируемых запасов нефти (тыс.т) (фиг. 7), определяемых из выражения

Q_недр Q_извл Q_акт,

текущих балансовых запасов нефти (тыс.т) по зонам дренирования скважин (фиг. 8), которые рассчитываются по формуле

Q_{бал.тек}= Q_{бал.нач}-Q_н,

где Q_н накопленный отбор нефти по данной скважине, тыс.т;

текущих нефтенасыщенных толщин (м) (фиг. 9), определяемых из выражения

h_н.тек= Q_{бал.тек}b/(Sms_н).

На перечисленных картах обозначены номера скважин и величины параметров. На картах 4, 5, 6 и 8 увеличение степени затенения соответствует увеличению обозначаемого параметра. Существующие скважины обозначены затененными кружками (добывающие) и крестиками (нагнетательные).

На основании данных гидродинамических расчетов показателей разработки для характерного элемента системы разработки пласта БС₆ при различных предельных толщинах разбуривания, с использованием принятых экономических нормативов, получено, что минимальная нефтенасыщенная толщина разбуривания данного участка залежи составляет 3,1 м.

С учетом полученной величины на карте текущих нефтенасыщенных толщин (фиг. 9) оконтурены зоны, где значения текущих нефтенасыщенных толщин превышают 3,1 м (эти зоны на картах 7 и 9 показаны штриховкой) (отрицательные значения толщин по некоторым из скважин говорят о том, что они дренировали запасы соседних скважин). Однако анализ карт недренируемых запасов нефти (фиг. 7) показал, что основная часть остаточных запасов нефти в этих зонах (с толщинами более 3,1 м) охвачена активной разработкой существующей сеткой скважин (наиболее активно вырабатывается центральная зона рассматриваемого участка) и бурение дополнительных скважин на этих участках не целесообразно (участки скважин 228, 240, 244б, 261 и др.). В то же время в пределах зон с повышенными текущими нефтенасыщенными толщинами выделяются недренируемые и слабодренируемые участки (фиг. 7) с высокими значениями неохваченных разработкой запасов (скв. 227, 229, 239, 257 и др.), которые можно вовлечь в активную разработку путем бурения дополнительных скважин.

Совместный анализ карт текущих нефтенасыщенных толщин (фиг. 9) и карт недренируемых запасов нефти (фиг. 7) позволил наметить для бурения 6 дополнительных скважин, которые показаны на фиг. 7 и 9 незатененными кружками с номерами 1-6. Среди них два дублера (скв. 1 и 6) ликвидированных скважин 227 и 257, не отобравших запасы из своих зон дренирования, и четыре скважины, размещенные на линиях стягивания запасов нефти. Величины извлекаемых запасов нефти, приходящихся на новые скважины, составляют по скважинам 1-6 соответственно 37,9; 34,5; 8,6; 13,7; 15,7; 29,4 тыс.т, причем по скважинам-дублерам значения извлекаемых запасов брались непосредственно по значениям недренируемых запасов ликвидированных скважин (фиг. 7), а по скважинам, размещенным на линиях стягивания как среднее значение недренируемых запасов по двум ближайшим добывающим скважинам, поскольку новая скважина будет дренировать только часть области дренажа близлежащих скважин (в среднем половину). Например, извлекаемые запасы по скважине 4 (13,7 тыс.т) определены как среднее между недренируемыми запасами по скважинам 246 (6,1 тыс.т) и 284 (21,3 тыс.т).

Для того чтобы пробуренная скважина была рентабельной, необходимо, чтобы извлекаемые запасы, приходящиеся на нее, превышали минимальную величину, достаточную для того, чтобы окупить затраты на ее бурение и эксплуатацию. Для условий пласта БС₆ Тепловского месторождения минимальный рентабельный извлекаемый запас нефти на одну скважину составляет 25,6 тыс.т. Следовательно, бурение скважин 1, 2 и 6 будет экономически оправданным и они рекомендуются к бурению. Скважины 3, 4 и 5 бурить нецелесообразно.

Способ промышленно применим и рекомендован к внедрению проектом разработки Тепловского месторождения.