СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ СИСТЕМОЙ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН Российский патент 1997 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам разработки многопластовых нефтяных месторождений системой горизонтальных скважин.

Известны различные способы разработки многопластовых нефтяных месторождений с предварительным определением протяженности горизонтального ствола скважины в каждом пропластке соответственно характеру пластов, например, прямо-пропорционально их эффективной толщине или проводимости [1] Недостатками известных способов разработки нефтяных месторождений является значительно различающиеся сроки выработки и темпы отбора по разным пропласткам и увеличенный отбор жидкости по месторождению в целом.

Наиболее близок к предлагаемому по технической сущности и достигаемому эффекту способ разработки многопластового нефтяного месторождения системой горизонтальных скважин с предварительным определением протяженности горизонтального ствола скважины в каждом пропластке с учетом его гидропроводности и неоднородности по проницаемости [2]
Недостатками прототипа также являются различные сроки выработки и темпы отбора по разным пропласткам и увеличенный отбор жидкости по месторождению в целом.

Решаемая предлагаемым изобретением задача и технический результат заключаются в достижении единых сроков разработки в целом по месторождению (или эксплуатационному объекту) и по отдельным пластам с различной проницаемостью и толщиной, отделенным друг от друга непроницаемыми пропластками, за счет проводки в каждом пласте различающихся по своей протяженности горизонтальных стволов одной или нескольких горизонтальных скважин. Также одновременно по разным пластам достигается заданная предельная обводненность продукции при примерно одинаковых темпах отбора и исключается непроизводительный отбор жидкости по пропласткам с высокой проницаемостью.

Поставленная задача достигается тем, что дополнительно проводят промысловые и лабораторные исследования с определением по каждому пропластку и подвижных запасов нефти и коэффициента вытеснения, а проводку горизонтального ствола скважины через коллектор осуществляют с распределением его протяженности по пропласткам по формуле:

где L_общ.гс общая эффективная длина горизонтальной скважины, м;
α_j,i отнисительные темпы отбора из пропластка, определяют по формуле:

где n число пропластков (пластов) многопластового нефтяного месторождения;
i,j индекс конкретного пропластка;
τ среднее число дней эксплуатации скважины в году, сут;
дебит вертикальной скважины, приходящийся на единицу проводимости ( ) i-го пласта, т/сут;
коэффициент проницаемости i-го пласта, мкм²;
эффективная нефтенасыщенная мощность i-го пласта, м;
подвижные запасы нефти i-го пласта, приходящиеся на 1 скважину и на 1 м эффективной нефтенасыщенной толщины его( ); определяют по формуле:

где Q1Б

A_i расчетная предельная обводненность продукции скважин в i-м пласте, определяемая с учетом физико-химических свойств нефти и вытесняющего агента, гидродинамических характеристик и коэффициента вытеснения нефти закачиваемым агентом, д.ед.

расчетная средняя обводненность продукции скважин в конце разработки; в момент достижения A_i по каждому пропластку, д.ед.

коэффициент заводнения, д.ед.

F_i накопленный отбор жидкости в пластовых условиях в долях от подвижных запасов нефти, определяемый в зависимости от неоднородности пласта по проницаемости и A_i, д.ед. коэффициент при экспонентке (0,012) имеет размерность: 1/м.

Длина горизонтального ствола скважины в каждом пласте определяется в зависимости от его средней проницаемости, толщины, неоднородности, нефтенасыщенности и пр. таким образом, чтобы время разработки всех пластов и каждого в отдельности до достижения предельной обводненности было одним и тем же:

Время разработки i-го пласта может быть определено по преобразованной относительно (3) формуле:

где Q_пi подвижные запасы нефти i-го пласта, приходящиеся на одну скважину, равные произведению балансовых запасов нефти на коэффициент сетки скважин и коэффициент вытеснения;
амплитудный дебит нефти на одну скважину i-го пласта.

С учетом (4) получена приближенная зависимость дебита горизонтальной скважины длиной L_гс, м, в пласте с мощностью h_эф,м, от дебита вертикальной скважины q_вс:

при
Решая систему уравнений (3), (4) и (5), получают выражение (1) для определения протяженности горизонтального ствола скважины в j-м пропластке.

С учетом полученного выражения (1) время разработки каждого пласта (3) может быть записано в виде:

Максимальный годовой темп отбора от начальных извлекаемых запасов нефти определяется по формуле (д.ед.):

где q_вс дебит вертикальной скважины, т/сут;
Q1П

Эксплуатационный объект состоит из трех пластов с различной проницаемостью и толщиной. Исходные данные для расчета приведены в табл. 1. Общая эффективная длина горизонтального ствола в сумме по всем пластам составляет 1000 м.

Результаты расчетов, приведенные в табл. 2, показывают, что эффективная длина ствола горизонтальной скважины в пласте 1БС₄ составляет 330 м, пласте 2БС₄ 191 м и в пласте БС₅ 479 м при общей эффективной длине горизонтальной скважины, равной 1000 м. При этом срок разработки всех пластов одинаков и равен 75 годам.

Любое другое распределение общей эффективной длины горизонтальной скважины между пластами приводит к увеличению сроков разработки отдельных пластов, а значит и всего эксплуатационного объекта в целом, к завышению объемов отбора и закачки воды при достижении такого же коэффициента нефтеотдачи, как и в случае оптимального распределения L_общ.гс..

В табл. 3 приведены результаты расчетов по определению некоторых показателей, характеризующих процесс выработки запасов нефти в отдельный пластах при различных способах выбора распределения эффективных стволов горизонтальных скважин в пластах.

Первый способ предлагаемый.

Второй способ прямо пропорционально эффективной толщине пластов, т.е.

Третий способ обратно пропорционально проницаемости пластов:

Четвертый способ обратно пропорционально гидропроводности пластов:

где μ_i вязкость нефти в i-м пласте (мПа•с).

Пятый способ прямо-пропорционально проводимости пластов:

Таким образом, предлагаемый способ разработки многопластового нефтяного месторождения системой горизонтальных скважин с предлагаемым распределением протяженности стволов горизонтальных скважин по пропласткам позволяет за меньший общий срок разработки эксплуатационного объекта отобрать все извлекаемые запасы нефти при меньшем накопленном отборе жидкости и достичь более высокие коэффициенты нефтеизвлечения при примерно одинаковых максимальных годовых темпах отбора нефти от начальных извлекаемых запасов.

Способ промышленно применим, так как используется доступное промысловое и лабораторное оборудование.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам разработки многопластовых нефтяных месторождений системой горизонтальных скважин. Задача и технический результат заключаются в достижении единых сроков разработки в целом по месторождению и по отдельным пластам с различной проницаемостью и толщиной, отдельным друг от друга непроницаемыми пропластками. Способ включает предварительное определение протяженности горизонтального ствола скважины в каждом пропластке с учетом его гидропроводности, проводят промысловые и лабораторные исследования скважин, неоднородности по проницаемости и начальной нефтенасыщенности, а также балансовых и подвижных запасов нефти и коэффициент вытеснения и проводку горизонтального ствола скважины через коллектор осуществяют с распределением его протяженности по пропласткам по формуле. 3 табл.

Способ разработки многопластового нефтяного месторождения системой горизонтальных скважин с предварительным определением протяженности горизонтального ствола скважины в каждом пропластке с учетом его гидропроводности и неоднородности по проницаемости, отличающийся тем, что дополнительно проводят промысловые и лабораторные исследования с определением по каждому пропластку дебитов вертикальных скважин, начальной нефтенасыщенности, балансовых и подвижных запасов нефти и коэффициента вытеснения, а проводку горизонтального ствола скважины через коллектор осуществляют с распределением его протяженности по пропласткам по формуле

где L_общ.г.с общая эффективная длина горизонтальной скважины, м;
α_j,i - относительные темпы отбора из пропластка, определяют по формуле, безразмерная величина,

где n число пропластков (пластов) многопластового нефтяного месторождения;
i, j индекс конкретного пропластка;
τ - среднее число дней эксплуатации скважины в году, сут;
дебит вертикальной скважины, приходящийся на единицу проводимости i-го пласта, т/сут;
коэффициент проницаемости i-го пласта, мкм²;
эффективная нефтенасыщенная мощность i-го пласта, м;
подвижные запасы нефти i-го пласта, приходящиеся на 1 скважину и на 1 м эффективной нефтенасыщенной толщины его определяют по формуле

балансовые запасы нефти i-го пласта, приходящиеся на 1 скважину и на 1 м эффективной нефтенасыщенной толщины i-го пласта, т;
К коэффициент сетки скважин, д.ед.

К_в ы т коэффициент нефти вытеснения, д.ед.

A_i расчетная предельная обводненность продукции скважин в i-ом пласте, определяемая с учетом физико-химических свойств нефти и вытесняющего агента, гидродинамических характеристик и коэффициента вытеснения нефти закачиваемым агентом, д.ед.

расчетная средняя обводненность продукции скважин в конце разработки в момент достижения A_i по каждому пропластку, д.ед.

коэффициент заводнения, д.ед.

F_i накопленный отбор жидкости в пластовых условиях в долях от подвижных запасов нефти, определяемый в зависимости от неоднородности пласта по проницаемости и A_i, д.ед. коэффициент при экспоненте (0,012) имеет размерность, 1/м.