СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Российский патент 1997 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений.

Известен способ разработки нефтяных месторождений, при котором закачка воды в продуктивные пласты производится при забойном давлении, обеспечивающем раскрытие существующих или образование новых трещин в радиусе в пределах 10% от расстояния между добывающей и нагнетательной скважинами. При этом способе резко снижается вероятность преждевременного обводнения продукции добывающих скважин. Однако способ требует больших трудозатрат на проведение комплекса промыслово-исследовательских работ по определению допустимых пластовых давлений.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки нефтяных месторождений, при котором допустимое пластовое давление, исключающее формирование трещин в пласте - каналов преждевременного обводнения скважин, устанавливается в зависимости от коллекторских свойств продуктивного пласта. Однако неучет степени разгрузки пласта в процессе бурения и нагружения неразгруженной части продуктивного пласта приводит к существенным ошибкам при определении допустимого пластового давления и, как следствие, к преждевременному обводнению добывающих скважин.

Целью предполагаемого изобретения является снижение обводненности добывающих скважин за счет учета степени разгрузки пласта в процессе бурения.

Поставленная цель достигается тем, что в способе разработки нефтяных месторождений, включающем закачку рабочих агентов через нагнетательные скважины, установление допустимого пластового давления с учетом коллекторских свойств вмещающей нефть породы, при котором предотвращается формирование трещин в продуктивном пласте, приводящих к преждевременному обводнению добывающих скважин согласно изобретению на опытных добывающих скважинах, ближайших к нагнетательным скважинам, определяют степень разгрузки пласта в процессе бурения и по результатам промысловых исследований определяют зависимость обводненности продукции добывающих скважин от текущего пластового давления, коэффициента гидропроводности и степени разгрузки пласта в процессе бурения, а залежь разрабатывают при пластовых давлениях, исключающих преждевременное обводнение скважин, ближайших к нагнетательным скважинам; при этом пластовое давление в зоне добывающих скважин определяют по установленной зависимости при значении обводненности продукции, фильтруемой в пористой среде при отсутствии трещин.

Сущность изобретения состоит в следующем. В соответствии с теорией разгрузки пласта от горного давления (Желтов Ю.П. Христианович С.А.) уменьшение горного давления вблизи скважины объясняется пластическим течением глинистых пород, контактирующих с продуктивным пластом. При этом степень разгрузки пласта от горного давления зависит от пластичности глинистых пород. Большая степень разгрузки пласта соответствует более пластичным глинам.

В то же время в соответствии с теорией опорного давления разгрузка пласта вблизи скважины приводит к нагружению целика (под целиком в данном случае понимается неразгруженная часть пласта). При этом большая степень разгрузки пласта вблизи скважины вызывает большее нагружение целика (удаленной от скважины зоны). Именно в нагружаемой части пласта при совместном действии пластового давления, горного давления и сил дополнительного нагружения за счет разгрузки пласта вблизи скважины формируются трещины каналы преждевременного обводнения. Поэтому чем больше степень разгрузки пласта вблизи скважины, тем больше будет нагружение на удаленную зону и, следовательно, меньше будет обводненность скважины при одном и том же пластовом давлении. Таким образом, изобретение основано на теоретически объясняемом экспериментальном факте, что скважины с высокой степенью разгрузки пласта в процессе бурения имеют меньшую обводненность (при прочих равных условиях), чем скважины с низкой степенью разгрузки пласта.

Предлагаемый способ осуществляют следующим образом. На опытных добывающих скважинах, находящихся вблизи от нагнетательных скважин (в первом ряду), определяют степень разгрузки пласта в процессе бурения по показаниям удельного электрического сопротивления глинистой породы, контактирующей с продуктивным пластом. При этом большим значениям удельного электрического сопротивления соответствует низкая степень разгрузки пласта. Это объясняется тем, что более пластичные глинистые породы имеют в своем составе больше воды и меньшее значение удельного электрического сопротивления.

На опытных добывающих скважинах проводят гидродинамические исследования. При этом определяют пластовое давление, коэффициент гидропроводности удаленной зоны, обводненность продукции скважины. По результатам проведенных исследований определяют зависимость обводненности (или текущего водонефтяного фактора) от пластового давления, коэффициента гидропроводности удаленной зоны и степени разгрузки пласта вблизи скважины.

По полученной зависимости определяют допустимое пластовое давление, при котором предотвращается формирование трещин в продуктивном пласте каналов преждевременного обводнения для всех скважин данной залежи. При расчетах допустимое пластовое давление определяют при обводненности продукции скважины, фильтруемой в пористой среде при отсутствии трещин.

Пример. На месторождении нефтяная залежь вскрыта наклонными скважинами. Интервалы перфорации находятся в пределах 2200 2410 м. В процессе разработки залежи производится закачка воды через нагнетательные скважины.

На 24 опытных добывающих скважинах, находящихся в первом ряду, была определена степень разгрузки пласта в процессе бурения по показаниям удельного электрического сопротивления глинистой породы, контактирующей с коллектором.

На опытных добывающих скважинах проведены гидродинамические исследования, в результате которых определены пластовое давление, коэффициент гидропроводности удаленной зоны и текущий водонефтяной фактор. Результаты исследований представлены в таблице 1, в каждой клетке которой приведено среднее значение водонефтяного фактора для всех объектов, попавших в эту клетку согласно указанных диапазонов влияющих признаков. Чтобы привести пластовое давление к соответствующей глубине, используется коэффициент аномальности, который рассчитывается по формуле

где Р_пл текущее пластовое давлением, МПа;
Al альтитуда устья скважины, м;
H_cp абсолютная отметка середины интервала перфорации, м.

Зависимость текущего водонефтяного фактора от коэффициента гидропроводности Х₁, коэффициента аномальности X₂ и степени разгрузки пласта X₃, построенная на основе полного факторного эксперимента 2³, представлена в виде
ВНФ 9,475+4,550 X₁+3,000X₂+6,750X₃+1,125X₁X₂ + 3,425 X₁X₃+1,825X₂X₃ + 0,450 X₁X₂X₃;

где X_i кодированное значение фактора;
натуральное значение фактора;
натуральное значение основного уровня;
I₁ интервал варьирования;
i номер фактора.

В таблице 2 представлены уровни факторов и интервалы варьирования. Как видно из таблиц 1 и 2, наименьшее значение водонефтяного фактора имеет место при низких значениях коэффициента аномальности (X₂ -1) и высокой степени разгрузки пласта (X₃= -1). Этому случаю соответствует фильтрация продукции в пористой среде при отсутствии трещин. Во всех остальных случаях имеют место повышенные значения водонефтяного фактора, обусловленные формированием трещин в пористой среде.

Разработка залежи была проведена при пластовых давлениях в зоне отбора, опpеделенных по установленной зависимости пpи значениях текущего водонефтяного фактоpа, соответствующего фильтрации продукции при отсутствии трещин.

Чтобы определить по установленной зависимости допустимое пластовое давление необходимо в левую часть зависимости поставить значение водонефтяного фактора, соответствующее коэффициенту гидропроводности при условии фильтрации продукции в пористой среде при отсутствии трещин, а в правую часть значения коэффициента гидропроводности и степени загрузки пласта для скважины, для которой определяется коэффициент аномальности. Например, для скважины имеющей следующие исходные данные
Al 45 м; Н_cp 2035 м. При этом X₁ +1; X₃ + 1 и тогда
2,000= 9,475+4,550+3,000X₂+6,750+1,125X₂ + 3,425+1,825X₂+0,450X₂; X₂ -3,469;

Допустимое пластовое давление определяется по формуле

При разработке залежи по данной технологии темп роста текущего водонефтяного фактора уменьшился вдвое, улучшились характеристики вытеснения нефти водой, себестоимость добычи нефти уменьшилась на 10%

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений.

Снижение обводненности добывающий скважин за счет учета степени разгрузки пласта в процессе бурения достигается тем, что на добывающих скважинах ближайших к нагнетательным скважинам определяют степень разгрузки пласта в процессе бурения, и по результатам промысловых исследований определяют зависимость обводненности продукции добывающих скважин от текущего пластового давления, коэффициента гидропроводности и степени разгрузки пласта в процессе бурения, а залежь разрабатывают при пластовом давлении, исключающем преждевременное обводнение скважин, при этом пластовое давление в зоне дренирования добывающих скважин, ближайших к нагнетательным скважинам, определяют по установленной зависимости. 2 табл.

1 Способ разработки нефтяных месторождений, включающий закачку рабочих агентов через нагнетательные скважины, установление в них допустимого пластового давления с учетом коллекторских свойств, предотвращающего формирование трещин в продуктивном пласте, приводящих к преждевременному обводнению добывающих скважин, отличающийся тем, что дополнительно на добывающих скважинах, ближайших к нагнетательным, определяют степень разгрузки пласта в процессе бурения и по результатам гидродинамических исследований определяют зависимость обводненности продукции скважин от текущего пластового давления, коэффициента гидропроводности, степени разгрузки пласта в процессе бурения, а разработку залежи ведут при пластовых давлениях в зоне дренирования добывающих скважин, ближайших к нагнетательным, определенных по установленной зависимости при значениях обводненности продукции, фильтруемой по пористой среде при отсутствии трещин.