СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 1996 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам разработки нефтяных месторождений.

Целью изобретения является повышение нефтеотдачи пласта за счет увеличения степени избирательности воздействия на слабодренируемые, низкопроницаемые пропластки и подключения их в процесс разработки.

Указанная цель достигается тем, что в известном способе разработки нефтяной залежи, включающем циклы воздействия путем изменения объемов закачки вытесняющего агента через нагнетательные скважины и изменения отборов жидкости через добывающие, в полуцикле закачки останавливают добывающие скважины, выбранные для форсированного отбора жидкости в следующем полуцикле, а при форсированном отборе жидкости из выбранных добывающих скважин останавливают нагнетательные скважины, причем период полуцикла закачки вытесняющего агента определяют по формуле:

где: Т период полуцикла закачки вытесняющего агента в пласт, мес.

Х, Y текущие отборы нефти и воды из залежи, т/сут;
К₁, K₂, K₃, K₄ постоянные коэффициенты, определяемые методом наименьших квадратов по системе уравнений, а выбор добывающих скважин для форсированного отбора жидкости осуществляют при одновременном выполнении неравенств:
r_н > 0,5 и r_b <0,5
где: r_н, r_b коэффициенты ранговой корреляции Стермена соответственно между дебитами жидкости и нефти, дебитами жидкости и воды в данной скважине, определяемые по формуле:

где: dнi

, dвi разности соответственно рангов дебитов жидкости и воды в данной скважине;
n 12 число дебитов жидкости, нефти, воды в данной скважине (по месяцам в течение года).

В полуцикле форсированного отбора жидкости из выбранных добывающих скважин останавливают нагнетательные скважины, причем выбор нагнетательных скважин для остановки осуществляют при выполнении неравенства:

где D_i exp[-exp(-R')] функция желательности;
m количество добывающих скважин, взаимодействующих с исследуемой нагнетательной скважиной;
R' безразмерный параметр, рассчитываемый по формуле:
R' 0,25 7,02 R + 22,54 R²,
где: R коэффициент ранговой корреляции Спирмена между приемистостями исследуемой нагнетательной скважины и дебитами нефти данной добывающей скважины, определяемой по формуле:

где: dзi

разности рангов между приемистостями исследуемой нагнетательной скважины и дебитами нефти данной добывающей скважины;
n 12 число дебитов нефти добывающей скважины и приемистостей нагнетательной скважины (по месяцам в течение года);
Cпособ осуществляется следующим образом.

Сначала выбирают нагнетательные скважины для остановки их в полуцикле форсированного отбора жидкости.

Важным методом изучения взаимодействия зоны отбора залежи с зоной нагнетания является анализ коэффициентов ранговой корреляции, характеризующих степень взаимовлияния нагнетательных и добывающих скважин, определяемые по формуле:

где dзi

разность рангов двух рядов наблюдений приемистости нагнетательных скважин и дебитов нефти добывающих.

Для интегральной оценки взаимосвязи данной нагнетательной скважины с окружающими добывающими используют построение функции "желательности". В его основу положено преобразование исходных показателей в безразмерную шкалу желательности, которая устанавливает степень их соответствия выбранным нормам. Если имеется несколько показателей, желательности которых равны D_i, то желательность всего комплекса показателей D определяется по формуле

где m количество добывающих скважин, с которыми взаимодействует данная нагнетательная скважина.

Ниже приведены выбранные соответствия между числовыми отметками исследуемого параметра и желательностью.

Функцию желательности рассчитывают по формуле

где R' безразмерный параметр, определяемый по формуле:
R' -0,25 7,02 R + 22,54 R²
где: R коэффициент ранговой корреляции между приемистостями исследуемой нагнетательной скважины и дебитами нефти данной добывающей cкважины, определяемый по формуле:

где dзi

разности рангов между приемистостями исследуемой нагнетательной скважины с дебитами нефти данной добывающей скважины.

При D ≥ 0,5 можно констатировать наличие гидродинамической связи данной нагнетательной скважины с соседними добывающими по нефти, т.е. изменение закачки в нагнетательной скважине приводит к увеличению дебитов нефти ближайших добывающих скважин.

Определим D на примере скважины А.

По результатам расчета коэффициентов ранговой корреляции на ЭВМ получены следующие результаты, характеризующие взаимодействие скв. А с ближайшими добывающими Б.В.Г (табл.1.)
1 По формуле: R' -0,25 7,02 R + 22,54 R²
определим безразмерные параметры, соответственно подставляя R, равные 0,49; 0,78; 0,49.

R' (0,49) -0,25 7,02 х 0,49 + 22,54 (0,49)₂ 1,72
R' (0,78) 7,99
Рассчитаем функцию желательности:

Для R' 1,72

Для R' 7,99 D₂ 0,9997
Желательность комплекса показателей

Это дает возможность выбрать нагнетательную скв. А для остановки в полуцикле форсированного отбора.

Потом с помощью формул

осуществляют выбор добывающих скважин для проведения форсированного отбора жидкости.

Затем определяют период полуцикла закачки вытесняющего агента по динамике отборов нефти и воды из залежи по формуле:

где: Т период полуцикла закачки вытесняющего агента в пласт, месяц;

где: Х,Y текущие отборы нефти и воды из залежи, т/сут;
K₁, K₂, K₃, K₄ постоянные коэффициенты, определяемые методом наименьших квадратов.

В полуцикле закачки осуществляют работу всех нагнетательных скважин и остановку добывающих скважин, выбранных для форсирования отборов жидкости в следующем полуцикле.

Остановка высокодебитных по жидкости скважин приведет к изменению фильтрационных потоков. За счет этого будет повышаться нефтесодержание в продукции работающих скважин. К увеличению давления от закачки вытесняющего агента во все нагнетательные скважины будет добавляться повышение давления в пласте от остановки вышеупомянутых добывающих скважин.

В полуцикле форсированного отбора останавливают не все нагнетательные скважины, а лишь те, которые имеют гидродинамическую связь по нефти с ближайшими добывающими скважинами.

Остановка таких скважин приведет к увеличению дебитов нефти соседних добывающих скважин. Одновременная остановка выбранных нагнетательных скважин и форсирование отборов жидкости из выбранных добывающих скважин даст возможность увеличить отборы жидкости и нефти из участков залежи, обладающие высокими значениями нефтенасыщенности. К снижению давления от остановки выбранных нагнетательных скважин добавится уменьшение давления от форсированного отбора жидкости из выбранных добывающих скважин.

За время полного цикла будет получен значительный прирост добычи нефти за счет увеличения амплитуды колебания пластового давления именно тех участков залежи, которые обладают высокими значениями нефтенасыщенности (слабодренируемые, низкопроницаемые).

Данный способ разработки был опробован на залежи пласта В₁, имеющий следующие параметры и показатели разработки:
Нефтенасыщенная толщина 10,5 м
Проницаемость 0,191 мкм²
Вязкость нефти в пластовых условиях 12,3 мПа•c
Пластовое давление:
текущее 16,9 МПа
начальное 17,1 МПа
Фонд скважин:
добывающих 11 ед.

нагнетательных 5 ед.

По данным фактической эксплуатации залежи были рассчитаны коэффициенты методом наименьших квадратов.

C помощью расчетов получено: K₁ 2,4075 K₂ 0,0754 K₃ 0,1731 K₄ 0,1283

Ниже приведены исходные данные для расчета периода воздействия Т (табл. 3).

В полуцикле закачки, равном 5 месяцам, производили закачку вытесняющего агента во все нагнетательные скважины и одновременно остановили 5 добывающих скважин из 11, которые были выбраны для участия в форсированном отборе жидкости в следующем полуцикле. В результате этого пластовое давление в зоне остановки скважин увеличилось с 16,9 до 17,6 МПа. Кроме этого за счет остановки высокодебитных скважин произошло изменение направления и кинематики фильтрационных потоков, что привело к уменьшению обводненности.

В полуцикле форсированного отбора произвели остановку 3-х нагнетательных скважин из 5, имеющих гидродинамическую связь по нефти с ближайшими добывающими скважинами. Одновременно производилось форсирование отборов жидкости из 5 скважин, выбранных для этой цели. Дебиты жидкости этих скважин были увеличены со 109 до 153,5 т/сут. В результате этого пластовое давление в зоне форсированного отбора уменьшилось до 15,8 МПа, а обводненность по этим скважинам снизилась.

За время полного цикла произошло существенное увеличение амплитуды давления на участке пласта, имеющего высокую нефтенасыщенность и неохваченность процессом вытеснения. Это привело к значительному увеличению отборов нефти.

Сущность изобретения: производят закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины с одновременной остановкой добывающих скважин, выбранных для форсирования отборов жидкости в следующем полуцикле, а в период полуцикла снижения давления в пласте останавливают выбранные нагнетательные скважины одновременно с форсированием отборов жидкости из выбранных для этой цели добывающих скважин, при этом выбор скважин для форсированного отбора осуществляют при одновременном выполнении неравенств: r_н > 0,5 и r_в <0,5, где r_н, r_в - коэффициенты ранговой корреляции Спирмена соответственно между дебитами жидкости и нефти, дебитами жидкости и воды в данной скважине. В полуцикле увеличения давления в пласте осуществляют закачку вытесняющего агента во все нагнетательные скважины и остановку добывающих скважин, выбранных для форсирования отборов жидкости в следующем полуцикле. В полуцикле снижения давления в пласте останавливают не все нагнетательные скважины, а лишь те, которые имеют гидродинамическую связь по нефти с ближайшими добывающими скважинами. Остановка таких скважин приведет к увеличению нефтесодержания в соседних добывающих скважинах. Одновременная остановка выбранных нагнетательных скважин и форсирование отборов жидкости из выбранных добывающих скважин даст возможность увеличить отборы жидкости и нефти из участков залежи, обладающих высокими значениями нефтенасыщенности. К снижению давления от остановки выбранных нагнетательных скважин добавляется уменьшение давления от форсированного отбора жидкости из выбранных добывающих скважин. 3 табл.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий циклы воздействия путем изменения объемов закачки вытесняющего агента через нагнетательные скважины и изменения отбора жидкости через добывающие скважины, причем период полуцикла закачки вытесняющего агента определяют по формуле

где Т период полуцикла закачки вытесняющего агента в пласт, мес.

где X,Y текущие отборы нефти и воды из залежи, т/сут;
К₁, К₂, К₃, К₄ постоянные коэффициенты, определяемые методом наименьших квадратов по системе уравнений,
а выбор добывающих скважин для форсированного отбора жидкости осуществляют при одновременном выполнении неравенств
r_н > 0,5 и r_в < 0,5,
где r_н, r_в коэффициенты ранговой корреляции Спирмена соответственно между дебитами жидкости и нефти, дебитами жидкости и воды в данной скважине,
определяемые по формулам


где dнi

, dвi разности соответственно рангов дебитов жидкости и воды в данной скважине;
n 12 число дебитов жидкости, нефти, воды данной скважины (по месяцам в течение года),
отличающийся тем, что, с целью повышения нефтеотдачи за счет увеличения степени избирательности воздействия на слабодренируемые низкопроницаемые пропластки и подключения их в процессе разработки, в полуцикле закачки останавливают добывающие скважины, выбранные для форсированного отбора жидкости в следующем полуцикле, а при форсированном отборе из выбранных добывающих скважин останавливают нагнетательные скважины, причем выбор нагнетательных скважин для остановки осуществляют при выполнении неравенства

где D_i=exp[-exp(-R¹)] функция желательности;
m количество добывающий скважин, взаимодействующих с исследуемой нагнетательной скважиной;
R¹ безразмерный параметр, рассчитываемый по формуле
R¹ 0,25 7,02R + 22,54 • R²,
где R коэффициент ранговой корреляции Спирмена между приемистостями исследуемой нагнетательной скважины и дебитами нефти данной добывающей скважины, определяемой по формуле

где d3i разности рангов между приемистостями исследуемой нагнетательной скважины и дебитами нефти данной добывающей скважины;
n 12 число дебитов нефти добывающей скважины и приемистостей нагнетательной скважины (по месяцам в течение года).