способ разработки многопластовых месторождений

Формула изобретения

Способ разработки многопластовых месторождений, включающий выделение эксплуатационных объектов, бурение добывающих и нагнетательных скважин на выделенные эксплуатационные объекты, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин, отличающийся тем, что определяют общее увеличение начального амплитудного дебита нефти проектных скважин, а выделение эксплуатационных объектов производят в соответствии со следующими критериями рационального объединения

n > e^+z,

где



где n - число нефтяных пластов, объединяемых в один общий эксплуатационный объект;

- относительное уменьшение суммарного амплитудного дебита нефти нефтяных пластов, возможное при объединении нескольких нефтяных пластов по причине ограничения максимального забойного давления нагнетательных скважин давлением гидроразрыва одного из пластов и минимального забойного давления добывающих скважин давлением насыщения нефти газом одного из пластов;

Z - комплексный параметр, интегрально учитывающий увеличение неравномерности вытеснения нефти агентом, увеличение суммарного отбора жидкости при фиксированном суммарном отборе нефти и уменьшение доли нефти в суммарном отборе жидкости в зависимости от числа объединяемых нефтяных пластов;

_i - средний коэффициент продуктивности по отдельному i-му нефтяному пласту;

P_снi и P_сэi - забойные давления нагнетательных и добывающих скважин при совместной разработке нефтяных пластов;

P_cнi P_cэi - забойные давления нагнетательных и добывающих скважин при раздельной работе нефтяных пластов;

V_*² - средняя величина расчетной послойной неоднородности нефтяного пласта при обособленной разработке нефтяных пластов;

V₃² - средняя величина зональной неоднородности по проницаемости нефтяного пласта.

V_c² - неоднородность нефтяных пластов по средней проницаемости, которая проявляется при совместной разработке нефтяных пластов.

Описание изобретения к патенту

Предложенный способ применим в нефтедобывающей промышленности при разработке многопластовых нефтяных месторождений.

Многие нефтяные месторождения состоят из нескольких нефтяных пластов, расположенных на разной глубине.

Известен способ разработки многопластовых нефтяных месторождений, по которому каждый обособленный нефтяной пласт разрабатывается своей сеткой добывающих и нагнетательных скважин [1]. Основной недостаток этого способа состоит в многократном увеличении капитальных и текущих экономических затрат на добычу нефти. А в случаях, когда нефтяные пласты оказываются заниженной и низкой продуктивности, применение этого способа приводит к экономической нерентабельности и фактической невозможности разработки таких нефтяных месторождений.

Известен другой, принципиально противоположный способ разработки многопластовых нефтяных месторождений, по которому все нефтяные пласты, расположенные в пределах одной и той же нефтяной площади, объединяются в один общий эксплуатационный объект [2]. Но там же отмечены негативные результаты, полученные при применении этого способа на нефтяных месторождениях России и Казахстана, и указаны геолого-физические условия, благоприятствующие или препятствующие объединению нефтяных пластов в общие эксплуатационные объекты совместной разработки. В соответствии с этими условиями в настоящее время проектируют и осуществляют раздельную разработку нефтяных пластов самостоятельными сетками добывающих и нагнетательных скважин. Указанный способ принят нами за прототип.

Недостатком известного способа разработки многопластового месторождения с объединением нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект является то, что при объединении пластов без учета их нефтяной толщины, их среднего коэффициента продуктивности и удельного коэффициента продуктивности на единицу нефтяной толщины, их зональной и послойной неоднородности по проницаемости в отдельных случаях возможно такое значительное увеличение неравномерности вытеснения нефти закачиваемой водой, что вместо ожидаемого увеличения среднего дебита нефти на скважину происходит его снижение, что приводит к более раннему выключению скважин из эксплуатации и снижению нефтеотдачи пластов.

Задачей изобретения является увеличение дебита добывающих скважин и уменьшение затрат на разработку месторождений.

Для решения указанной задачи в известном способе разработки многопластовых месторождений, включающем выделение эксплуатационных объектов, бурение добывающих и нагнетательных скважин на выделенные эксплуатационные объекты, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин, перед выделением эксплуатационных объектов определяют общее увеличение начального амплитудного дебита нефти проектных скважин, а выделение эксплуатационных объектов производят в соответствии со следующими критериями рационального объединения:

n > e^+z,

где



где n - число нефтяных пластов, объединяемых в один общий эксплуатационный объект; - относительное уменьшение суммарного амплитудного дебита нефти нефтяных пластов, возможное при объединении нескольких нефтяных пластов по причине ограничения максимального забойного давления нагнетательных скважин давлением гидроразрыва одного из пластов и минимального забойного давления добывающих скважин давлением насыщения нефти газом одного из пластов; Z - комплексный параметр, интегрально учитывающий увеличение неравномерности вытеснения нефти агентом, увеличение суммарного отбора жидкости при фиксированном суммарном отборе нефти и уменьшение доли нефти в суммарном отборе жидкости в зависимости от числа объединяемых нефтяных пластов; _i - средний коэффициент продуктивности по отдельному i-му нефтяному пласту; P_снi и P_сэi - забойные давления нагнетательных и добывающих скважин при совместной разработке нефтяных пластов; P_снi и P_сэi - забойные давления нагнетательных и добывающих скважин при раздельной работе нефтяных пластов; V_*² - средняя величина расчетной послойной неоднородности нефтяного пласта при обособленной разработке нефтяных пластов; V₃² - средняя величина зональной неоднородности по проницаемости нефтяного пласта; V_с² - неоднородность нефтяных пластов по средней проницаемости, которая проявляется при совместной разработке нефтяных пластов.

Нам не известны способы разработки многопластовых месторождений, обладающие совокупностью вышеперечисленных признаков, что означает соответствие предложенного технического решения требованиям, предъявляемым к изобретениям.

Приведем пример осуществления предложенного способа разработки многопластового нефтяного месторождения.

В пределах рассматриваемой площади многопластовое месторождение имеет четыре нефтяных пласта, n = 4. По этим пластам были определены средние значения коэффициента продуктивности и нефтяной толщины h и рассчитаны удельные коэффициенты продуктивности /h и показатель неоднородности объединяемых четырех нефтяных пластов по средним значениям проницаемости или удельного коэффициента продуктивности V_с². Эти данные приведены в табл. 1.

При этом среднее значение коэффициента продуктивности отдельного нефтяного пласта равно ,среднее значение удельного коэффициента продуктивности равно и квадрат этой величины равен x² = (0,03913)² = 0,00153, средний квадрат удельного коэффициента продуктивности равен искомый показатель неоднородности равен

Послойная неоднородность отдельного нефтяного пласта равна V_*² = 0,2; зональная неоднородность в пределах отдельного нефтяного пласта равна V₃² = 1,0; относительное ограничение разности забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин = 0,8. С учетом этого получается:



При объединении четырех пластов начальный дебит нефти проектной скважины увеличивается в 3,2 раза, а средний дебит нефти проектной скважины увеличивается в 3,2/2,4186 = 1,323 раза. Поэтому объединение четырех нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект следует считать рациональным.

Таким образом на рассмотренной площади нефтяного месторождения по предложенному способу разработки в один общий эксплуатационный объект объединяют все четыре нефтяных пласта; при этом будет пробурено всего 100 скважин, в том числе 75 добывающих скважин и 25 нагнетательных скважин, начальный максимальный (амплитудный) дебит нефти на одну добывающую скважину составит 6 3,2 = 19,2 т/сут. и на одну проектную скважину 19,2 0,75= 14,4 т/сут. и в целом дебит нефти будет 14,4 т/сут. 100 = 1440 т/сут., а в год 1440 330 = 475200 т/год = 475,2 тыс.т/год. При годовом темпе отбора текущих извлекаемых запасов нефти 10% в год общая добыча нефти за все время промышленной разработки будет 4752 тыс.т = 4,752 млн.т.

При осуществлении разработки рассмотренной площади по известному способу с применением по каждому нефтяному пласту своей сетки скважин 30% нефтяной площади из-за опасения низких дебитов нефти не будет разбурено, средний дебит нефти на одну добывающую скважину составит 6 т/сут. и в год 6 330 = 1980 т/год, средний дебит нефти на одну проектную скважину 1980 0,75= 1485 т/год. Всего будет пробурено 4 70 = 280 скважин. Их общий начальный максимальный (амплитудный) дебит нефти составит 1485 280 = 415800 т/год = 415,8 тыс.т/год.

При известном способе разработки средний дебит нефти одной добывающей скважины будет равен 3 т/сут.; соответственно при предложенном способе разработки средний дебит нефти одной добывающей скважины будет 3 3,2/2,41856 = 3,9692 4 т/сут.

При предложенном способе разработки благодаря более полному разбуриванию нефтяной площади извлекаемые запасы нефти будут больше в 1,25 раза.

Сравнительная характеристика известного и предложенного способа разработки нефтяного месторождения дана в табл. 2.

Таким образом, предложенный способ позволит повысить рентабельность разработки многопластовых месторождений за счет повышения извлекаемых запасов нефти, среднего дебита нефти добывающих скважин и снижения затрат на бурение скважин за счет снижения их количества.

Источники информации

1. Иванова М.М., Дементьев Л.Ф., Чоловский И.П. Нефтепромысловая геология и геологические основы разведки месторождений нефти и газа. - М.: Недра, 1985, стр.232.

2. Там же, стр. 236. (Прототип).