СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Российский патент 1995 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к горному делу, а именно к способу разработки нефтяных месторождений, и может быть использовано в нефтяной промышленности.

Известен способ разработки нефтяного месторождения, включающий бурение сетки скважин для закачки воды и добычи нефти через добывающие скважины. При этом постоянно определяют коэффициент нефтеотдачи, для чего поэтапно кратковременно останавливают часть работающих скважин. Для работающей группы скважин определяют нефтеотдачу для конечной стадии разработки, выбирают из различных вариантов групп скважин максимально необходимую нефтеотдачу и затем определяют сетку для бурения дополнительных скважин [1]
Недостатками этого способа разработки являются большая сложность проведения контроля и большие дополнительные трудозатраты, связанные с необходимостью бурения дополнительных скважин.

Наиболее близким к предлагаемому является способ разработки нефтяного месторождения, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку воды и отбор продукта с изменением его объема, отбираемого из отдельных скважин [2]
Недостатком этого способа разработки является усложненный процесс контроля за обводненностью всех скважин, что cвязано со стремлением снизить количество воды, добываемой попутно с нефтью.

Целью изобретения является оптимизации процесса нефтедобычи по критерию, позволяющему упростить алгоритм управления качеством и количеством добываемого продукта.

Для реализации этой идеи предлагается использовать имеющуюся пластовую энергию для увеличения нефтеотдачи пласта. В результате реализации определенных промысловых мероприятий происходит концентрация пластовой энергии в дренируемых зонах пласта с повышенным нефтесодержанием. Такая концентрация пластовой энергии происходит благодаря тому, что коэффициент объемной упругости нефти β_н, как правило, на порядок выше коэффициента объемной упругости воды β_в, в связи с чем нефть является более емким аккумулятором пластовой энергии, чем вода. Если оценивать эффективность работы добывающих скважин с помощью коэффициента энергетической нефтеотдачи (КЭН), появляется возможность вести постоянный контроль за работой всего месторождения в целом, оптимизируя весь процесс нефтедобычи.

Целью изобретения является оптимизация процесса разработки месторождения и увеличение нефтеотдачи пласта за счет использования пластовой энергии и повышения дренированности застойных зон при отборе продукта из добывающих скважин.

Цель достигается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения, включающем бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку воды и отбор продукта с изменением его объема, отбираемого из отдельных скважин, для каждой скважины и для всего месторождения в целом определяют текущий коэффициент энергетической нефтеотдачи (КЭН) в соответствии с зависимостью:
α_н= 1/[1+n/(1-n) ˙(b_в/b_н) ˙(β_в/β_н)] (1) где α_н коэффициент энергетической нефтеотдачи;
n обводненность добываемой продукции, д.ед.

b_н, b_в объемные коэффициенты соответственно нефти и воды;
β_н, β_в- коэффициенты объемной упругости соответственно нефти и воды, 1/ат.

Затем ограничивают отбор жидкости через по крайней мере одну добывающую скважину с текущим КЭН, пониженным относительно текущего КЭН всего месторождения или отдельного участка, и одновременно увеличивают отбор жидкости по крайней мере через одну из скважин с текущим КЭН, большим величины текущего КЭН всего месторождения.

Предпочтительно при этом осуществлять отбор жидкости при условии сохранения постоянства количества отбираемой жидкости по всему месторождению в целом.

В некоторых случаях целесообразно осуществлять компенсационное изменение объема закачиваемой через нагнетательные скважины воды.

Способ осуществляют следующим образом.

Месторождение разбуривают проектной сеткой скважин, осуществляют его обустройство. Производят закачку воды в нагнетательные и добычу продукта из добывающих скважин.

Для каждой из скважин и по объекту в целом рассчитывается коэффициент энергетической нефтеотдачи КЭН по формуле (1). Оптимизация работы объекта на основании рассчитанных коэффициентов α_н производится по всем рассматриваемым скважинам, а параметром оптимизации служит показатель:
= α_н1·q_ж1+ α_н2·q_ж2+.+ α_нi· q_жi, (2) где текущий интегральный коэффициент энергетической нефтеотдачи объекта;
текущая суммарная (базовая) добыча жидкости по объекту, т/сут;
α_н1; α_н2; α_нi- текущие коэффициенты энергетической нефтеотдачи скважин месторождения;
q_ж1; q_ж2; q_жi текущая добыча продукта по рассматриваемым скважинам месторождения, т/сут.

Критерием оптимизации эффективности работы с точки зрения достижения максимальной энергонефтеотдачи пласта и увеличения уровня добычи нефти является выполнение условия
= max (3)
Достижение наиболее эффективного режима эксплуатации объекта осуществляется за счет одновременной реализации следующих мероприятий: ограничение отбора жидкости из скважин с пониженным коэффициентом энергетической нефтеотдачи; увеличение отборов жидкости из скважин с повышенным коэффициентом энергетической нефтеотдачи; компенсационное изменение объема воды, закачиваемой в пласт.

Если после реализации промысловых мероприятий в соответствии с предлагаемым способом дебит объекта по жидкости изменился на величину Δ Q_ж в скважине с коэффициентом энергетической нефтеотдачи α_н1 и это изменение было компенсировано в целом по объекту таким образом, что добыча жидкости осталась на прежнем уровне Q_ж, то новый интегральный коэффициент энергетической нефтеотдачи объекта составит
= [(- ) + α_н1ΔQ_ж2]/Q_ж= 1/[1+/(1-)(b_в/b_н)(β_в/β_н)] (4) где новое среднее значение обводненности продукции, добываемой рассматриваемыми скважинами объектами, д.ед.

Из уравнения (4) имеем
(1 )/[1 + ((b_в/b_н)(β_в/β_н)-1)] (5)
Технологическая эффективность от реализации способа составляет
= (-) (тонн нефти) где средняя обводненность по объекту в целом до реализации промысловых мероприятий, д.ед;
дебит жидкости объекта после реализации промысловых мероприятий, тонн.

Оптимизация работы фонда скважин должна следовать за изменением энергетического состояния объекта и осуществляться не реже одного раза в полгода.

П р и м е р. В качестве примера рассмотрим применение способа на участке пласта АВ4-5 Самотлорского месторождения в границах НГДУ "Самотлорнефть".

Для этого объекта b_н 1,204; b_в 1,008; β_н= 10^-4 1/ат; β_в 10^-5 1/ат.

Текущие параметры работы скважин рассматриваемого участка пласта приведены в таблице.

Базовые показатели работы рассматриваемого фонда скважин составляют: суммарная добыча жидкости 7275 т/сут; суммарная добыча нефти 836 т/сут; средняя обводненность продукции 0,885.

Параметр b= (b_в/b_н)β_в/β_н) (1,008/1,204)(10^-5/10^-4) 0,0837.

Текущий интегральный коэффициент энергетической эффективности по нефти всей системы равен (1): 0,608
0,608 ˙7275 4423,2
Анализ данных таблицы показывает, что описываемый способ может быть эффективно реализован, в частности, путем ограничения отборов или временной остановки скважины 2565, имеющей наименьший текущий коэффициент энергетической нефтеотдачи. В случае остановки этой скважины изменение дебита жидкости по объекту составит Q_ж 1100 т/сут, что должно быть скомпенсировано мероприятиями 2 и 3 группы. Тогда интегральный коэффициент энергетической нефтеотдачи рассматриваемого фонда скважин после выполнения промысловых мероприятий составит: (4)
= 0,65
Новая средняя обводненность добываемой продукции после реализации промысловых мероприятий будет равна (5):
= 0,865 д.ед.

Технологическая эффективность применения предлагаемого способа при сохранении добычи жидкости на уровне базового варианта Q_ж 7275 т/сут составит:
ΔQ_н 7275 х (0,885-0,865) +145,5 т/сут
Оценивают эффективность отключения скважины 2565 без проведения компенсационных мероприятий. В реальных промысловых условиях здесь возможны два случая.

1. Скважины работают с постоянными технически детерминированными дебитами.

= 0,657
0,667·6175 4056,9
Так как ожидаемый критерий энергетической эффективности меньше текущего, то остановка скважины 2565 без выполнения соответствующих компенсационных мероприятий приведет лишь к потере добычи нефти по объекту.

2. Рассматриваемые скважины имеют потенциальный и технически реализуемый запас производительности.

В этом случае вследствие повышения пластового давления после остановки скважины 2565 и за счет интерференции эти скважины увеличат свою производительность. Для проведения расчетов берут среднюю величину коэффициента интерференции 0,5. Тогда
ΔQ= 550 т/сут
В соответствии с уравнениями (4) и (3) имеем:
= 0,653
0,653·6725 4418
Ожидаемый критерий энергетической эффективности практически не изменился при одновременном сокращении добычи жидкости (главным образом за счет уменьшения добычи воды) на 550 т/сут, что свидетельствует об эффективности данного мероприятия.

И, наконец, оценивают технологическую эффективность скомпенсированного увеличения добычи жидкости по скважине 2565 в два раза, то есть +1100. Тогда в соответствии с формулами (4), (5) и (6) имеем:
= 0,566
= 0,901 д.ед.

= (0,885-0,901)·7275 116 (т/сут нефти)
Последняя цифра показывает, что увеличение добычи жидкости по скважине с низким коэффициентом энергетической нефтеотдачи приведет к снижению добычи нефти по объекту в целом на 116 т/сут.

Изобретение относится к способам разработки нефтяных месторождений и может быть использовано для оптимизации нефтедобычи пласта. Для оптимизации процесса нефтедобычи вводится (КЭН) коэффициент энергетической нефтеотдачи α_н зависящий от обводненности добываемой продукции, а также от объемного коэффициента и коэффициента объемной упругости нефти и воды. В качестве оптимизируемого параметра работы объекта в целом служит произведение текущего интегрального (по объкту в целом) коэффициента энергетической нефтеотдачи на текущую суммарную добычу жидкости (продукта) по объекту. Это позволяет в короткие сроки с достаточной точностью просчитывать различные варианты и выбирать наилучший по максимальной величине оптимизируемого параметра. 2 з. п. ф-лы, 1 табл.

1. СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку воды и отбор продукта с измерением его объема, отбираемого из отдельных скважин, отличающийся тем, что для каждой скважины и для всего месторождения в целом определяют текущий коэффициент энергетической нефтеотдачи (КЭН) в соответствии с зависимостью

где α_н коэффициент энергетической нефтеотдачи;
n обводненность добываемой продукции, д.ед;
B_н объемный коэффициент нефти;
B_в объемный коэффициент воды;
β_н, β_в коэффициент объемной упругости соответственно нефти и воды, 1/ат,
затем ограничивают отбор жидкости через по крайней мере одну добывающую скважину с текущим КЭН, пониженным относительно текущего КЭН всего месторождения, и одновременно увеличивают отбор жидкости по крайней мере через одну из скважин с текущим КЭН, большим величины текущего КЭН всего месторождения. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что отбор жидкости осуществляют при условии сохранения постоянства количества жидкости по всему месторождению в целом. 3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что осуществляют компенсационное изменение объема закачиваемой через нагнетательные скважины воды.