СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 1999 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам разработки нефтяных залежей.

Известен способ разработки неоднородной нефтяной залежи /1/ с выделением на залежи высокопродуктивных и низкопродуктивных зон, осуществляемый размещением добывающих скважин в зонах с высокой нефтенасыщенностью, а нагнетательных скважин в зонах с низкой нефтенасыщенностью.

Недостатком известного технического решения является его низкая эффективность при разработке из-за учета начальной нефтенасыщенности только по площади залежи, а не по ее объему, что приводит к вводу в эксплуатации в разрезах добывающих скважин всех пластов, различающихся значениями начальной нефтенасыщенности и соответственно начальной обводненности продукции скважин, и в результате к отбору значительных объемов попутно-добываемой с нефтью воды.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является способ разработки нефтяной залежи /2/, включающий расстановку добывающих и нагнетательных скважин, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. При этом разработку залежи ведут в два этапа: на первом этапе вскрывают прикровельную часть пласта на величину b = 0,5 h, где b - величина интервала вскрытия, м; h - толщина пласта, м. После достижения подошвенными водами добывающих скважин переходят к осуществлению второго этапа, при этом добывающие скважины вскрывают пласт на полную толщину поочередно.

Недостатком прототипа является его недостаточная эффективность для разработки неоднородных пластов, т.к. вскрываемая на первом этапе верхняя часть пласта может оказаться с низкой начальной нефтенасыщенностью коллектора и соответственно с высокой начальной обводненностью продукции скважин, а нижняя часть пласта, наоборот, будет иметь высокую начальную нефтенасыщенность и низкую обводненность в начальный момент эксплуатации, и вскрытие интервалов (пропластков) пласта без учета их начальной нефтенасыщенности приводит к неоправданно завышенным отборам попутно-добываемой воды.

Решаемая предлагаемая изобретением задача и ожидаемый технический результат заключается в повышении эффективности способа разработки неоднородной нефтяной залежи за счет снижения объемов попутно-добываемой воды.

Поставленная задача решается тем, что дополнительно определяют значения начальной нефтенасыщенности каждого из пластов, слагающих залежь, прогнозируют значения начальной обводненности продукции скважин, эксплуатирующих каждый из пластов, по зависимости величины начальной обводненности продукции от начальной нефтенасыщенности пласта и осуществляют перфорацию и эксплуатацию пластов в порядке убывания их начальной нефтенасыщенности, эксплуатацию первого пласта осуществляют до момента достижения величины текущей обводненности продукции скважин порядка величины начальной обводненности следующего по порядку эксплуатации пласта, после чего перфорируют последний и осуществляют совместную эксплуатацию его с предыдущим пластом и так далее до перехода на совместную эксплуатацию всех пластов залежи. Зависимость величины начальной обводненности продукции от начальной нефтенасыщенности пласта устанавливают на основе данных эксплуатации залежей-аналогов или по лабораторным исследованиям, моделирующим условия разрабатываемой залежи, или при опробовании пластов в данной скважине.

Авторы впервые для контроля за разработкой неоднородного месторождения предлагают использовать показатель прогнозной (предполагаемой) начальной обводненности продукции нефтяных пластов, однозначно связанный с величиной их начальной нефтенасыщенности, причем определяют его на основе данных разработки залежей-аналогов или по лабораторным исследованиям, моделирующим условия разрабатываемой залежи, или при опробовании пластов в данной скважине.

Способ осуществляется следующей последовательностью операций.

1. В новых скважинах проводят комплекс ГИС (геофизических исследований скважин) и по данным их обработки определяют значения начальной нефтенасыщенности каждого пласта, входящего в данный эксплуатационный объект.

2. На основе данных эксплуатации залежей-аналогов или по данным лабораторных исследований, моделирующих условия разрабатываемой залежи, или при опробовании пластов в данной скважине находят зависимость величины начальной обводненности добываемой жидкости от значений начальной нефтенасыщенности пластов.

3. Далее с использованием этой зависимости прогнозируют начальную обводненность (предполагаемую) добываемой жидкости для каждого пласта по данной скважине.

4. Затем разделяют пласты на группы с примерно одинаковой величиной начальной нефтенасыщенности и, соответственно, предполагаемой начальной обводненности продукции.

5. Осуществляют перфорацию в нагнетательных и добывающих скважинах и закачку воды и эксплуатацию 1-й группы пластов с наиболее низкими значениями начальной обводненности продукции, затем при достижении обводненности по 1-й группе пластов значений начальной (предполагаемой) обводненности по 2-й группе пластов осуществляют перфорацию 2-й группы пластов и начинают совместную эксплуатацию пластов 1-й и 2-й групп и так далее, пока все пласты не будут введены в эксплуатацию.

Пример конкретного осуществления способа.

1. Добывающая скважина в процессе бурения вскрыла нефтенасыщенную часть залежи, состоящую из четырех пропластков с различными значениями начальной нефтенасыщенности пористой среды. В таблице 1 приведена геолого-физическая характеристика этих четырех пропластков. В данном примере величина начальной обводненности добываемой продукции каждого пропластка определялась по зависимости, приведенной на фиг. 1 и построенной по фактическим данным для одной из залежей Мамонтовского месторождения.

Балансовые запасы нефти, приходящиеся на одну скважину по каждому пропластку, рассчитывались, исходя из плотности сетки скважин 15 га/скв и начальной нефтенасыщенности пропластков.

Расчет технологической эффективности предлагаемого технического решения основывается на сопоставлении двух расчетных вариантов с одновременным и поочередным вводом в эксплуатацию нефтенасыщенных пропластков (варианты 1 и 2)
В варианте 1 все четыре пропластка одновременно перфорируются и вводятся в эксплуатацию. Технологические показатели эксплуатации скважин по годам разработки приведены в таблице 2. Как правило, такой вариант одновременного ввода в эксплуатацию всех пропластков без учета их начальной нефтенасыщенности чаще всего реализуется на практике.

В варианте 2 сначала перфорируется и вводится в эксплуатацию пропласток N 1, имеющий самое высокое значение начальной нефтенасыщенности (0,72 д.ед. ), и из которого в скважину поступает безводная нефть. Затем по мере увеличения обводненности добываемой жидкости из этого пропласта N 1 до величины начальной обводненности продукции по пропласту N 2, т.е. до обводненности 25%, осуществляют перфорацию и ввод в эксплуатацию пропласта N 2. Далее при достижении обводненности совместно добываемой жидкости из этих двух пропластков величины 50% перфорируют и вводят в эксплуатацию пропласток N 3, у которого величина начальной обводненности жидкости в первый момент эксплуатации составляет 50%. В последующем, когда совместно добываемая из этих трех пропластков продукция будет иметь величину обводненности, равную начальной обводненности жидкости пропластка N 4, его также перфорируют и вводят в эксплуатацию. Технологические показатели эксплуатации скважины по этому варианту 2 приведены в таблице 3.

Сопоставление технологических показателей эксплуатации скважины по двум расчетным вариантам приведены в таблице 4. За 40-летний период эксплуатации скважины по варианту 2 по сравнению с вариантом 1 отбирается на 1,142 тыс.т нефти меньше, чем составляет 1,1% от общей накопленной добычи нефти по 1 варианту, и на 90 тыс. т меньше жидкости, что составляет 11,25% от общего накопленного отбора жидкости по варианту 1. Таким образом, в варианте 2 отбирается меньше воды на 88,858 тыс.ч., чем в варианте 1.

В случае остановки эксплуатации скважины при достижении предельной обводненности 95% или 98% (см. табл. 2 и 3), накопленный отбор нефти одинаков, а отбор попутно-добываемой воды во 2-ом варианте сокращается на 30 тыс.т. по сравнению с 1-ым вариантом.

Таким образом, предлагаемый способ действительно эффективнее, так как снижает объемы попутно-добываемой воды.

Аналогично перфорацию пропластков и ввод их в эксплуатацию осуществляют по вышеуказанному принципу не в отдельной скважине, а сразу по всей залежи, т. е. сначала во всех скважинах вскрывают пропластки, которые предположительно должны дать безводную нефть, затем по мере возрастания обводненности добываемой жидкости до уровня предполагаемой (расчетной) начальной обводненности по еще неперфорированным прослоям, их перфорируют и вводят в эксплуатацию во всех скважинах, где таковые имеются, и т.д.

Способ промышленно применим для разработки неоднородных нефтяных залежей, имеющих пропластки с различными значениями начальной нефтенасыщенности.

Источники информации.

1. Патент РФ N 2055164, E 21 B 43/20, оп. БИ N 6, 1996.

2. Авторское свидетельство СССР N 1811244, E 21 B 43/20, оп. БИ, N 10, 1996.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам разработки нефтяных залежей. По способу определяют значение начальной нефтенасыщенности каждого пласта. Прогнозируют значение начальной обводненности, осуществляют эксплуатацию пластов в порядке убывания начальной нефтенасыщенности. Эксплуатацию первого пласта осуществляют до достижения обводненности порядка величины прогнозной начальной обводненности следующего пласта. Постепенно переходят на эксплуатацию всех пластов. Техническим результатом является повышение эффективности способа разработки нефтяной залежи за счет снижения объемов попутно добываемой воды. 1 з.п.ф-лы, 1 ил., 4 табл.

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий поэтапную перфорацию и эксплуатацию пласта с учетом результатов геологопромысловых исследований скважин и величины текущей обводненности продукции скважин, с постепенным переходом на эксплуатацию всей залежи, отличающийся тем, что дополнительно определяют значения начальной нефтенасыщенности каждого из пластов, слагающих залежь, прогнозируют значения начальной обводненности продукции скважин, эксплуатирующих каждый из пластов, по зависимости величины начальной обводненности продукции от начальной нефтенасыщенности пласта и осуществляют перфорацию и эксплуатацию пластов в порядке убывания их начальной нефтенасыщенности, эксплуатацию первого пласта осуществляют до момента достижения величины текущей обводненности продукции скважин порядка величины прогнозной начальной обводненности следующего по порядку эксплуатации пласта, после чего перфорируют последний и осуществляют совместную эксплуатацию его с предыдущим пластом и так далее до перехода на совместную эксплуатацию всех пластов залежи. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что зависимость величины начальной обводненности продукции от начальной нефтенасыщенности пласта устанавливают на основе данных эксплуатации залежей-аналогов или по лабораторным исследованиям, моделирующим условия разрабатываемой залежи, или при опробовании пластов в данной скважине.