СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Российский патент 1998 года по МПК E21B43/20 E21B43/14 

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

Известен способ разработки многопластового нефтяного месторождения, заключающийся в объединении пластов в общий объект разработки: все вскрытые пласты объединяются одним фильтром и эксплуатируются совместно [1].

Недостатком известного способа является невозможность объединения пластов разнотипных по сорту нефти, в частности пластов с высоковязкой и низковязкой нефтями.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности и получаемому результату является способ разработки многопластового нефтяного месторождения, заключающийся в одновременной эксплуатации всех пластов самостоятельными сетками скважин [2].

Недостатком известного способа является невысокий темп разработки многопластового месторождения, если один из пластов насыщен высоковязкой нефтью.

Цель изобретения - повышение эффективности способа за счет интенсификации разработки пласта, содержащего высоковязкую нефть.

Цель достигается тем, что в известном способе разработки многопластового нефтяного месторождения, включающем разбуривание самостоятельными сетками скважин расположенные друг под другом двух разных по сорту нефти пластов со вскрытием нижнего пласта, отбор жидкости из каждого пласта собственным фондом добывающих скважин, в добывающих скважинах, эксплуатирующих верхний пласт, насыщенный высоковязкой нефтью, перфорируют часть, нижнего пласта, насыщенного низковязкой нефтью и ведут отборы смеси нефтей из этих же добывающих скважин, при этом перфорируемую толщину нижнего пласта определяют по формуле

где h - перфорируемая толщина нижнего пласта, насыщенного низковязкой нефтью, м;
Q_o - дебит нефти верхнего пласта, насыщенного высоковязкой нефтью, м³/с;
μ - вязкость нефти в пластовых условиях нижнего пласта, Па•с;
R_k - радиус контроля питания, м;
r_c - радиус скважины, м;
С - параметр, учитывающий несовершенство скважины по характеру вскрытия нижележащего пласта, д.е.;
К - проницаемость пласта, м²;
ΔP - депрессия на нижний пласт, Па.

Способ осуществляют следующим образом.

Вначале разбуривают самостоятельными сетками скважин расположенные друг под другом два разных по сорту нефти пласта: верхний пласт, насыщенный высоковязкой нефтью, и нижний пласт, насыщенный низковязкой нефтью. При этом оба пласта разбуриваются со вскрытием нижнего пласта.

В добывающих скважинах, эксплуатирующих верхний пласт с высоковязкой нефтью перфорируют часть нижнего пласта, насыщенного низковязкой нефтью, потом ведут отборы смеси нефтей из этих же скважин.

Перфорируемую мощность определяют по формуле (1).

Разработка пластов, содержащих высоковязкую нефть, осложняется рядом факторов, связанных с отбором жидкости:
"зависанием" штанг скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами;
трудностью запуска скважин, оборудованных электроцентробежными насосами.

В лабораторных условиях были проведены опыты по измерению вязкости смеси высоковязкой и низковязкой нефтей одного и того же месторождения при их различных объемных соотношениях с помощью ротационного вискозиметра при 20^oC. Результаты опытов представлены в табл. 1.

Из этой таблицы видно, что с увеличением объема низковязкой нефти общая вязкость смеси уменьшается.

С помощью промысловых экспериментов установлено, что для нормальной работы системы пласт-скважина-насос достаточно, чтобы объемы низковязкой и высоковязкой нефти в смеси относились как 1:2.

Если объем низковязкой нефти еще больше увеличивать, то это может привести к обводнению близлежащих скважин, пробуренных на нижний пласт, поэтому перфорируют только часть толщины нижнего пласта, чтобы соотношение притоков из нижнего и верхнего пластов было 1:2.

Выведем формулу (1).

Известно, что дебит скважины определяется формулой [3]
.

Пусть Q - дебит нижнего пласта, насыщенного низковязкой нефтью, м³/с;
h - перфорируемая толщина, м;
К - проницаемость, м²;
P_k-P_c - депрессия на пласт, Па;
P_k, P_c - соответственно давление на контуре и забойное давление;
μ - вязкость нефти в пластовых условиях, мПа•с;
R_k - радиус контура питания, м;
r_c - радиус скважины, м;
С - параметр учитывающий, несовершенство скважины, д.е.

Обозначим через Q_о дебит скважины из верхнего пласта, насыщенного высоковязкой нефтью.

Из условия Q : Q_o = 1:2 и (2) определим h
.

Данный способ разработки был опробован на добывающей скважине А, эксплуатирующий верхний пласт Б₂, пробуренный со вскрытием нижнего пласта T₁. Залежи имеют геолого-физические характеристики, представленные в табл. 2.

Пласт Б₂, насыщенный высоковязкой нефтью, разрабатывается самостоятельной сеткой скважин, с расстоянием между скважинами 500 м. В свое время эти скважины были пробурены со вскрытием пласта T₁.

Пласт T₁, насыщенный низковязкой нефтью, разрабатывается своей сеткой с расстоянием между скважинами 400 м.

Сначала по формуле (1) определим перфорируемую мощность пласта T₁ в скважине А при следующих параметрах:
μ = 1мПa,c = 1×10^-3м
Q_o = 8,6 м³/сут = 10^-ч м³/C
K = 4,1 x 10^-14 м²
ΔP = 2×10⁶Па
R_k = 200 м
r_c = 0,1 м
C = 5

Затем перфоратором ПК-103 простреляли 1,3 м пласта T₁ с плотностью 5 отверстий на 1 м толщины.

Затем спустили насос штанговый НГН-32 в скважину. После этого в скважине установился устойчивый дебит равный 19,3 м³/сут.

Таким образом, простаивающая скважина была запущена в эксплуатацию благодаря прострелу части нижнего пласта - донора.

Ожидаемый годовой эффект от пуска всех простаивающих скважин пласта Б₂ по данному способу составит около 17 тыс. т. дополнительной нефти.

Новизной предлагаемого технического решения является прострел части нижнего пласта, насыщенного низковязкой нефтью, в скважинах эксплуатирующих верхний пласт с высоковязкой нефтью для естественного смешения нефтей и поддержания устойчивых отборов жидкости из верхнего пласта, а следовательно для создания условий для интенсификации разработки пласта, содержащего высоковязкую нефть.

Источники информации
1. Максимов М. И. Геологические основы разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1975, с. 340 - 341.

2. Максимов М. И. Геологические основы разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1975, с. 338 - 340.

3. Басниев К. С. и др. Подземная гидравлика. М.: Недра, 1986, с. 98.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки многопластового нефтяного месторождения. Задача изобретения - повышение эффективности способа за счет интенсификации разработки пласта, насыщенного высоковязкой нефтью. Вначале разбуривают самостоятельными сетками скважин расположенные друг под другом два разных по сорту нефти пласта: верхний пласт, насыщенный высоковязкой нефтью и нижний пласт, насыщенный низковязкой нефтью. Оба пласта разбуривают со вскрытием нижнего пласта. В добывающих скважинах, эксплуатирующих верхний пласт с высоковязкой нефтью, перфорируют часть нижнего пласта, насыщенного низковязкой нефтью. После этого ведут отборы смеси нефтей в этих же скважинах. Перфорируемая толщина нижнего пласта определяется по формуле. 2 табл.

Способ разработки многопластового нефтяного месторождения, включающий разбуривание самостоятельными сетками скважин, расположенных друг под другом двух разных по сорту нефти пластов со вскрытием нижнего пласта, отбор жидкости из каждого пласта собственным фондом добывающих скважин, отличающийся тем, что в добывающих скважинах, эксплуатирующих верхний пласт, насыщенный высоковязкой нефтью, перфорируют часть нижнего пласта, насыщенного низковязкой нефтью, и ведут отборы жидкости, представляющие смеси этих нефтей, в тех же добывающих скважинах, при этом перфорируемую толщину нижнего пласта определяют по формуле

где h перфорируемая толщина нижнего пласта, насыщенного низковязкой нефтью, м;
Q_o дебит нефти верхнего пласта, насыщенного высоковязкой нефтью, м³/с;
μ - вязкость нефти в пластовых условиях нижнего пласта, Па • с;
R_к радиус контура питания, м;
C параметр, учитывающий несовершенство по характеру вскрытия нижнего пласта, д.е.

K проницаемость нижнего пласта, м²;
ΔP - депрессия на нижний пласт, Па;
r_с радиус скважины, м.