способ разработки нефтяной залежи с уточняемыми границами

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи с уточняемыми границами, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины с доразведкой залежи и определением ее границ, отличающийся тем, что перед уточнением границ снижают пластовое давление ниже давления насыщения, определяют текущее значение пьезопроводности и гидропроводности, уточнение границ производят при постоянном темпе изменения давления на участке с предполагаемой границей залежи, в скважине, ближайшей к предполагаемой границе, замеряют давление под уровнем жидкости при открытом устье в скважине, соседней с ближайшей к предполагаемой границе и расположенной в глубине залежи, осуществляют скачкообразное изменение давления, по результатам изменения давления в скважине, ближайшей к предполагаемой границе с учетом текущего значения пьезопроводности и гидропроводности, определяют новую границу, на новом участке залежи размещают скважины и включают его в разработку.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с уточняемыми границами.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины (1).

Известный способ применим, в основном, на ранней стадии и не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с высокой нефтеотдачей.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи с уточняемыми границами, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины с последующей доразведкой залежи и определением ее границ (2).

Известный способ позволяет отбирать основные запасы и запасы залежи из доразведанных зон, однако при это определение границ, проводится с невысокой точностью, что снижает нефтеотдачу залежи.

В изобретении решается задача увеличения нефтеотдачи залежи за счет более точного определения границ и вовлечения в разработку ранее невовлеченных запасов.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи с уточняемыми границами, включающем отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины с последующей доразведкой залежи и определением ее границ, согласно изобретению, перед уточнением границ снижают пластовое давление ниже давления насыщения, определяют текущее значение пьезопроводности и гидропроводности, уточнение границ, производят при постоянном темпе изменения давления на участке с предполагаемой границей залежи, в скважине, ближайшей к предполагаемой границе, замеряют давление под уровнем жидкости при открытом устье, в скважине, соседней с ближайшей к предполагаемой границе и расположенной в глубине залежи, осуществляют скачкообразное изменение давления, по результатам изменения давления в скважине, ближайшей к предполагаемой границе, с учетом текущего значения пьезопроводности и гидропроводности определяют новую границу, на новом участке залежи размещают скважины и включают его в разработку.

Существенными признаками изобретения являются:

1. отбор нефти через добывающие скважины;

2. закачка рабочего агента через нагнетательные скважины;

3. доразведка залежи и определение ее границ;

4. снижение пластового давления ниже давления насыщения;

5. определение текущего значения пьезопроводности и гидропроводности;

6. уточнение границ при постоянном темпе изменения давления на участке с предполагаемой границей залежи;

7. в скважине, ближайшей к предполагаемой границе, замер давления под уровнем жидкости при открытом устье;

8. в скважине, соседней с ближайшей к предполагаемой границе и расположенной в глубине залежи, осуществление скачкообразного изменения давления;

9. по результатам изменения давления в скважине, ближайшей к предполагаемой границе, с учетом текущего значения пьезопроводности и гидропроводности определение новой границы залежи;

10. на новом участке залежи размещение скважин и включение его в разработку.

Признаки 1-3 являются общими с прототипом, признаки 4-10 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Как правило, при разработке нефтяных месторождений уточнение границ и запасов происходит при разбуривании залежи. Однако при безсистемном разбуривании возникают большие расходы на бурение скважин в краевых зонах, когда скважины не попадают в продуктивные зоны. В предложенном изобретении решается задача более точного прогнозирования продуктивных зон залежи и за счет этого сокращение затрат на нерациональное бурение, уточнение границ залежи и ее запасов, а следовательно, увеличение нефтеотдачи залежи.

Задача решается следующей совокупностью операций.

Снижают пластовое давление ниже давления насыщения. Это позволяет замерять давление в скважинах под уровнем жидкости при открытом устье, чем обеспечивается необходимая точность определений. Для определений выбирают момент времени, когда на участке разработки с предполагаемой границей залежи имеет место постоянный темп изменения давления, что также способствует повышению точности определений. Расчет местоположения новой границы залежи ведут следующим образом. Выбирают скважину N1, ближайшую к предполагаемой границе залежи, расположенную на предполагаемом по данным сейсморазведки расстоянии от предполагаемой границы. Выбирают скважину N2, соседнюю со скважиной N1 и расположенную в глубине залежи на расстоянии R от скважины N1. Останавливают скважину N1 (если она не была остановлена ранее) и замеряют в ней давление. После того, как темп изменения давления становится монотонным, характерным для данного участка залежи, останавливают или запускают скважину N2. При этом происходит скачкообразное изменение давления в скважине N2 и ее призабойной зоне. Импульс давления от скважины N2 распространяется по залежи. В скважину N1 опускают глубинный манометр под уровень жидкости и при открытом устье замеряют изменение давления в скважине. Определяют текущее значение пьезопроводности и гидропроводности. Строят фактическую кривую изменения давления по времени в скважине N1 и совмещают ее с теоретической кривой изменения давления по времени с учетом текущих значений пьезопроводности и гидропроводности и возможных расстояний до границы залежи, добиваясь наилучшего совмещения фактической и теоретической кривых изменения давления. При вычислении теоретической кривой изменения давления предполагают взаимно перпендикулярное расположение трех непроницаемых прямолинейных границ относительно скважины N1. Теоретический график изменения давления в скважине строят в соответствии с формулой (1)



где Q дебит скважины, с которым она была запущена, см³/с;

гидропроводность, дарси. см/сП или дарси. см/МПас;

k пьезопроводность, см²/с;

R расстояние между скважинами, см;

R_i расстояние от скважины N1 до зеркально отображенных скважин N2¹ в плоскостях, образованных взаимно перпендикулярным прямолинейным расположением предполагаемых границ, см;

t время, отсчитываемое от момента изменения режима работы скважины, с;

e_i интегральная экспоненциальная табулированная функция (3, 4);

n число отображенных возмущающих скважин;

i порядковый номер отображенной скважины.

В формуле (1) первое слагаемое описывает изменение давления в произвольной точке бесконечной залежи, второе слагаемое описывает изменение давления в скважине 1, отстоящей на расстояниях R_i от зеркально отображенных относительно линий предполагаемых границ скважин N2¹ в однородном неограниченном пласте. Наличие границы приводит к ускорению темпа изменения давления, которое соответствует изменению давления от условных скважин, находящихся на расстоянии R_i от скважины N2, т.е. зеркально отображенных относительно границы скважины N2¹. По формуле (2) определяют местоположение границы залежи



где a расстояние от скважины N1 до предполагаемой границы залежи, см;

R расстояние между скважинами N1 и N2, см;

R_i расстояние от скважины N1 до условной зеркально отображенной относительно прямолинейной границы скважины N2¹, см.

Таким образом определяют, на какую величину граница залежи отстоит от ранее предполагаемой границы.

Аналогично определяют границу залежи в других направлениях.

На новых участках залежи размещают одну или несколько скважин и включают его в разработку.

Пример. Разрабатывают нефтяную залежь Белокаменного месторождения со следующими характеристиками: средняя глубина 3500 м, средняя нефтенасыщенная толщина 70,2 м, начальное пластовое давление 40,2 МПа, пластовая температура 87,3^oC, пористость 8% проницаемость 34 мкм², вязкость нефти в пластовых условиях 1,273 мПа. с, плотность нефти в пластовых условиях 721 кг/см³, давление насыщения 30,8 МПа, газосодержание нефти 218,5 м³/т, тип залежи массивный, коллектор карбонатный. Нефтяную залежь разрабатывают, отбирая нефть на естественном режиме через 19 добывающих скважин. При этом пластовое давление в залежи снижается. Пои достижении текущего пластового давления 28-29 МПа стабилизируют отборы нефти на уровне 45-50 тыс. т/мес. и дальнейшую разработку проводят в режиме поддержания текущего пластового давления. Проводят закачку рабочего агента под начальное положение водонефтяного контакта через 3 нагнетательные скважины, т. е. под отметку 3550 м. Выбирают добывающую скважину N1, ближайшую к предполагаемой границе залежи, расположенную по данным сейсморазведки на расстоянии 200 м от предполагаемой границы. Выбирают добывающую скважину N2, соседнюю со скважиной N1 и расположенную в глубине залежи на расстоянии 700 м от скважины N1. Останавливают скважину N1 и замеряют в ней давление. Через 5 сут. отмечают, что темп изменения давления становится монотонным, характерным для данного участка залежи, т.е. темп снижения давления составляет 0,00315 МПа/сут. Запускают в работу добывающую скважину N2. При этом происходит скачкообразное изменение давления в скважине N2 и ее призабойной зоне. Импульс давления от скважины N2 распространяется по залежи. В скважину N1 опускают глубинный электронный манометр марки СТД "Геосервис" под уровень жидкости на глубину 350 м и при открытом устье замеряют изменение давления в скважине в течение 9 сут. Определяют текущее значение пьезопроводности и гидропроводности, которое соответственно составляет 7700 см²/с и 1260 дарси.см/сП. Строят фактическую кривую изменения давления по времени в скважине N1 и совмещают ее с теоретической кривой изменения давления по времени с учетом текущих значений пьезопроводности и гидропроводности и возможных расстояний до границы залежи, добиваясь наилучшего совмещения фактической и теоретической кривых изменения давления. При вычислении теоретической кривой изменения давления предполагают взаимно перпендикулярное расположение трех непроницаемых прямолинейных границ относительно скважины N1. В данном случае наилучшее совмещение кривых получено при следующих параметрах вычисления теоретической кривой: гидропроводность () 1260 д.см./сП, пьезопроводность (k) 7700 см²/с, расстояние между скважинами N1 и N2 (R) 700 м, расстояние от скважины N1 до зеркально отображенной относительно предполагаемой прямолинейной границы скважины N2¹, расположенной на линии, соединяющей скважины N1 и N2, причем предполагаемая прямолинейная граница перпендикулярна линии, соединяющей скважины N1 и N2, (R_i) 2100 м. Так через 124 ч (446400 с) после запуска скважины N2 в работу в скважине N1 замерена депрессия Dp=0,975 МПа. Расчетная (теоретическая) величина депрессии, вычисленная по формуле (1), с учетом определенных параметров гидропроводности e= 1260 д.см/сП и пьезопроводности k=7700 см²/с на этот же момент времени t= 446400 с, расстоянии между скважины N1 и N2 R=70000 см и расстоянии R₁=210000 см от скважины N1 до отображенной скважины N2¹ составляет D p=0,974 МПа.

Без учета влияния границы пласта, определяемой вторым слагаемым в формуле (1), т.е. теоретическая депрессия, вычисленная для бесконечного пласта на этот же момент времени, равна



Таким образом, наилучшее совмещение фактической и теоретической величины депрессии получено, когда учтено наличие границы залежи

P_факт.=0,975 МПа

DP_теор. с границей пласта=0,974 МПа

DP_теор с беск пл.= 0,959 МПа

Теоретический график изменения давления в скважине строят в соответствии с формулой (1)



где Q дебит скважины, с которым она была запущена, см³/с;

гидропроводность, дарси.см/сП;

k пьезопроводность, см²/с;

R расстояние межу скважинами, см;

R₁ расстояние от скважины N1 до зеркально отображенной относительно прямолинейной границы скважины N2¹, см;

t время, отсчитываемое от момента изменения режима работы скважины, с;

e_i интегральная экспоненциальная табулированная функция.

По формуле (2) определяют местоположение границы залежи



где a расстояние от скважины N1 до предполагаемой границы залежи, см;

R расстояние между скважинами N1 и N2, см;

R₁ расстояние от скважины N1 до условной зеркально отображенной относительно прямолинейной границы скважины N2¹, см.

По данным сейсморазведки от скважины N1 до границы залежи было определено 200 м, после проведения вышеизложенных работ определено расстояние от скважины N1 до границы залежи 700 м.

Таким образом граница залежи лежит за пределами ранее предполагаемой границы на 500 м.

Аналогично определяют границу залежи в других направлениях.

На новом участке залежи размещают одну добывающую скважину и отбирают нефть на естественном режиме.

Разработка залежи подтвердила наличие границы, определенной в соответствии с предложенным изобретением.

Применение предложенного способа позволит увеличить нефтеотдачу залежи за счет уточнения ее границ и вовлечения в разработку ранее невовлеченных запасов.