СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ВОДОПЛАВАЮЩЕЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 2000 года по МПК E21B43/16 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений, представляющих собой водоплавающую залежь.

Известен способ разработки нефтяного месторождения с пластовой водой, при котором посредством установления пакера между водяной и нефтяной зонами пласта производят независимый отбор воды и нефти на забое [1].

Недостатком способа является, во-первых, то, что на удалении от скважины переток жидкости через водонефтяной контакт не регулируется, что не исключает возможности перетока жидкости через водонефтяной контакт на удалении от забоя, и во-вторых - ограничение добычи нефти из-за работы клапана и предотвращения образования водяного конуса.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки водоплавающей нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти из нефтяной зоны и воды из водяной зоны через добывающие скважины [2]. Способ предусматривает независимый отбор воды и нефти на скважине посредством установки непроницаемого экрана, разделяющего нефтяную и водяную зоны пласта.

Недостатком способа является возможность перетока через водонефтяной контакт за пределами непроницаемого экрана и обводнение нефти.

В изобретении решается задача продления безводного периода добычи нефти и увеличения нефтеотдачи залежи.

Решение задачи достигается тем, что в способе разработки водоплавающей нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти из нефтяной зоны и воды из водяной зоны через добывающие скважины, согласно изобретению отбор нефти и воды ведут через разные добывающие горизонтальные скважины, в пласте водоплавающей нефтяной залежи определяют положение водонефтяного контакта и толщины водяной и нефтяной зон пласта, в зоне пласта, имеющей меньшую толщину, проводят первую горизонтальную скважину параллельно поверхности водонефтяного контакта, проводят вторую горизонтальную скважину в зоне большей толщины параллельно первой скважине с длиной, равной длине первой скважины, с осью скважины, расположенной на одной вертикали с осью первой скважины, с началом и концом горизонтального участка, расположенными на одних вертикалях с началом и концом горизонтального участка первой скважины, определяют положение границы раздела областей питания двух горизонтальных скважин, при прохождении границы раздела областей питания по нефтяной зоне, разработку залежи ведут в два этапа, причем на первом этапе разработку ведут отбором жидкостей из первой и второй скважин с дебитами, определенными из условия сохранения положения границы раздела областей питания скважин, до истощения части нефтяной зоны, относящейся к области питания нефтяной скважины, затем на втором этапе разработку ведут продолжением отбора из нефтяной скважины и переводом водяной скважины на меньший дебит, и/или отключением водяной скважины, и/или переводом водяной скважины под нагнетание, причем положение границы раздела областей питания скважин определяют из уравнения

где h_гр - относительное расстояние границы раздела областей питания горизонтальных скважин от непроницаемой границы пласта, расположенной со стороны первой скважины, равное отношению
h_гр=H_гр/H, (2)
где H_гр - положение границы раздела областей питания двух горизонтальных скважин, м, H - толщина пласта, м; S₁ - относительное расстояние оси первой горизонтальной скважины от границы пласта, равное отношению S₁ =L₁/H, где L₁ - расстояние первой скважины от границы пласта, м; S₂ - относительное расстояние второй скважины от границы пласта, равное отношению S₂=L₂/H, где L₂ - расстояние второй скважины от границы пласта, м.

Признаками изобретения являются.

1. Закачка рабочего агента через нагнетательные скважины.

2. Отбор нефти из нефтяной зоны и воды из водяной зоны через добывающие скважины.

3. Отбор нефти и воды ведут через разные добывающие горизонтальные скважины.

4. В пласте водоплавающей залежи определяют положение водонефтяного контакта и толщины водяной и нефтяной зон пласта.

5. В зоне пласта, имеющей меньшую толщину, проводят первую горизонтальную скважину параллельно поверхности водонефтяного контакта.

6. Проводят вторую горизонтальную скважину в зоне большей толщины параллельно первой скважине с длиной, равной длине первой скважины, с осью скважины, расположенной на одной вертикали с осью первой скважины, с началом и концом горизонтального участка, расположенными на одних вертикалях с началом и концом горизонтального участка первой скважины.

7. Определяют положение границы раздела областей питания двух горизонтальных скважин.

8. При прохождении границы раздела областей питания скважин по нефтяной зоне, разработку залежи ведут в два этапа.

9. На первом этапе разработку залежи ведут одновременным отбором жидкостей из первой и второй скважин с дебитами, определенными из условия сохранения положения границы раздела областей питания скважин, до истощения части нефтяной зоны, относящейся к области питания нефтяной скважины.

10. На втором этапе разработку ведут продолжением отбора из нефтяной скважины и переводом водяной скважины на меньший дебит, и/или отключением водяной скважины, и/или переводом водяной скважины под нагнетание.

11. Положение границы раздела областей питания скважин определяют из уравнения

где h_гр - относительное расстояние границы раздела областей питания горизонтальных скважин от непроницаемой границы пласта, расположенной со стороны первой скважины, равное отношению h_гр=H_гр/H, где H_гр - положение границы раздела областей питания двух горизонтальных скважин, м, H - толщина пласта, м; S₁ - относительное расстояние оси первой горизонтальной скважины от границы пласта, равное отношению S₁=L₁/H,
где L₁ - расстояние первой скважины от границы пласта, м; S₂ - относительное расстояние второй скважины от границы пласта, равное отношению S₂= L₂/H, где L₂ - расстояние второй скважины от границы пласта, м.

Признаки 1 и 2 являются общими с прототипом, признаки 3-11 являются существенными отличительными призаками изобретения.

Сущность изобретения
Проблемой нефтяной промышленности является получение безводной нефти.

В изобретении решается задача продления безводного периода добычи нефти и как следствие увеличения нефтеотдачи залежи.

Для разработки водоплавающей залежи нефти по предлагаемому способу выбирают сетку добывающих нефтяных и водяных горизонтальных скважин.

По вертикальному разрезу пласта определяют положение водонефтяного контакта в пласте, например по результатам геофизических исследований. Исходя из этого определяют размеры толщин нефтяной и водяной зон пласта, сравнивая которые выделяют зоны с меньшей и большей толщинами.

По предлагаемому способу из условий разработки водоплавающей залежи задают положения горизонтальных стволов двух скважин, одна из которых нефтяная, а другая - водяная.

Для удобства обсчета первый номер присваивают скважине, пробуренной в зоне меньшей толщины, вне зависимости от того, является она нефтяной или водяной, а второй номер - скважине в зоне большей толщины.

Обе скважины одной пары параллельны между собой и имеют одинаковую длину. Оси их горизонтальных участков расположены на одной вертикали, начала и концы участков также расположены на одних вертикалях.

Гидродинамическим обоснованием предлагаемого способа является то, что при одинаковом отборе жидкостей двумя горизонтальными скважинами: нефти из нефтяной зоны пласта и воды из водяной зоны пласта, фильтрационные потоки внутри пласта формируются таким образом, что создаются области питания двух скважин с независимым отбором жидкостей и прямолинейной границей раздела, расположенной между двумя скважинами. При этом положение границы раздела областей питания скважин с течением времени не меняется и она как бы является неподвижным непроницаемым экраном, поскольку градиент поля давления на ней равен нулю и переток жидкости через нее не происходит. Вместе с тем, посредством применения горизонтальных скважин, обеспечивают добычу жидкости при меньшей депрессии на пласт в сравнении с вертикальными скважинами и тем самым большую продолжительность его работы на естественном режиме.

Положение границы раздела областей питания скважин определяют из уравнения:

где h_гр - относительное расстояние границы раздела областей питания горизонтальных скважин от непроницаемой границы пласта, расположенной со стороны первой скважины, равное отношению h_гр=H_гр/H, (2)
где H_гр - положение границы раздела областей питания двух горизонтальных скважин, м; H - толщина пласта, м; S₁ - относительное расстояние оси первой горизонтальной скважины, равное отношению S₁=L₁/H, (3), где L₁ - расстояние первой скважины от границы пласта, м; S₂ - относительное расстояние второй скважины, равное отношению S₂=L₂/H, (4), где L₂ - расстояние второй скважины от границы пласта, м.

Непосредственное определение h_гр из уравнения (1) связано с полиномом 7-го порядка. Поскольку общее решение такого уравнения не существует, то необходимо применять косвенные методы. Один из таких методов связан с решением обратной задачи, в которой за неизвестную величину, вместо h_гр принимают S₂, а величиной h_гр задаются случайным образом. Для определения S₂ исходное уравнение (1) преобразуют следующим образом. Вводят обозначения коэффициентов a, b, c в уравнении (1) при искомом параметре S₂:

Тогда вместо уравнения (1) получают в компактном виде биквадратное уравнение (8) относительно S₂:
aS₂ ⁴+bS₂ ²+c=0, (8), решение которого имеет вид (9)

Определение величины S₂ при заданных параметрах S₁ и h_гр не составляет затруднений, однако получаемый результат при случайном выборе h_гр имеет расхождение с фактическим значением S₂. Для получения решения h_гр подбирают методом итерации до совпадения определяемой величины S₂ с заданным его значением. Проверяют искомое значение h_гр подстановкой в уравнение (1) обращением его в тождество. Найденное таким образом значение h_гр и является решением уравнения (1).

При прохождении границы раздела областей питания скважин по нефтяной зоне области питания скважин представляют следующее. Область питания нефтяной скважины целиком состоит из нефти, а область питания водяной скважины состоит частично из воды и частично из нефти, примыкающей к границе раздела.

Разработку залежи ведут в два этапа. На первом этапе обе скважины эксплуатируют залежь с одинаковым дебитом. При этом нефтяная скважина дает чистую нефть.

Разработку ведут до истощения области питания нефтяной скважины. За это время часть нефтяной зоны, попавшая в область отбора водяной скважины и отсеченная границей раздела, находится в малоподвижном состоянии. Если нефть все-таки достигает забоя, то возможен ее отбор водяной скважиной.

После окончания первого периода разработки переходят ко второму периоду, связанному с переброской части нефти, относящейся на первом этапе к области питания водяной скважины, в нефтяную скважину. С этой целью устраняют прежнюю границу раздела областей питания скважин и вытесняют оставшуюся за границей нефть к нефтяной скважине посредством перевода водяной скважины либо на меньший дебит, либо ее отключением, либо переводом ее под нагнетание. В результате изменения режима работы водяной скважины прежняя граница раздела преобразуется в поверхность перетока нефти в направлении нефтяной скважины, где ее добывают.

Разработку на втором этапе ведут до полной выработки залежи.

Добываемую воду используют для закачки в пласт через нагнетательные скважины. Весьма эффективно при этом использование замкнутой системы, состоящей из горизонтальной водяной и нагнетательной скважин, из-за высоких пластовых давления и температуры добываемой пластовой воды, а также благоприятного для вытеснения нефти ее химического состава.

Возможность продления безводного периода работы скважины, обеспечиваемого предлагаемым способом, практически до полного истощения пласта, способствует увеличению извлекаемых запасов на 20-30%, благодаря чему повышается нефтеотдача пласта.

Пример осуществления способа.

Способ применяют для разработки водоплавающей нефтяной залежи, для которой задают пятиточечную сетку скважин и кроме того пару горизонтальных скважин, одна из которых нефтяная, другая - водяная.

Пласт общей толщиной H = 6,4 м, в верхней части насыщенный нефтью и в нижней - водой, разделен на зоны поверхностью водонефтяного контакта, положение которой определяют геофизическими методами. Расстояние водонефтяного контакта от кровли пласта составило H_ВНК = 3,52 м, откуда следует, что водяная зона пласта имеет меньшую толщину, равную H - H_ВНК = 6,4 - 3,52 = 2,88 м, в сравнении с нефтяной. Поэтому водяной скважине присваивают первый номер, а нефтяной - второй номер.

Скважины пробуривают из условий разработки на расстоянии от подошвы пласта L₁ = 1,6 м в водяной зоне и на расстоянии от кровли пласта L₂ = 1,6 м в нефтяной зоне. Горизонтальные участки скважин имеют одинаковую длину 870 м, параллельны между собой и поверхности водонефтяного контакта, и их начала и концы расположены на одних вертикальных линиях.

Определяют относительные расстояния скважин от кровли и подошвы пласта по формулам (3) и (4). Для водяной скважины
S₁ = L₁/H = 1,6/6,4 = 0,25,
и для нефтяной скважины
S₂ = L₂/H = 1,6/6,4 = 0,25,
и относительное положение водонефтяного контакта - h_ВНК
h_ВНК = Н_ВНК/H = 3,52/6,4 = 0,55
Неизвестной величиной является граница раздела областей питания скважин h_гр и она подлежит определению.

Непосредственное определение h_гр из уравнения (1) связано с полиномом 7-го порядка, общее решение которого не существует. Вместо этого определение h_гр связывают с решением обратной задачи, в которой неизвестной величиной является S₂, a h_гр подбирают известным методом итерации до совпадения определяемой величины S₂ с заданным его значением, равным 0,25.

В данном случае процесс итерации опускают, как хорошо известный. Методом итерации определено значение h_гр, равное 0,5.

Проверяют искомое значение h_гр подстановкой в формулы (5) - (9).

Тогда получают по формулам (5) - (7):
a=(1-0,5)0,25²+(1-0,5)(2•0,5-1/4)=0,40625;
b= -0,5•0,25⁴+[0,5(9/2-4•0,5)-2(1-0,5) (1+0,5²)] 0,25²-0,5(17/16-0,5)-2(1-0,5)(1+0,5²) (2•0,5-1/4)=-1,20703;
c= -0,5(1-0,5²)0,25⁴+(1-0,5²) [0,5(9/2-4•0,5)+(1-0,5)(1-0,5²)] 0,25²- (1-0,5²)[0,5(17/16-0,5)(2•0,5-1/4)=0,0747.

После этого по формуле (9) определяют величину S₂

что соответствует заданному значению S₂. Тем самым подтверждают правильность определения границы раздела областей питания нефтяной и водяной скважин h_гр = 0,5.

В данном примере при h_гр = 0,5 и H_ВНК = 0,55 граница раздела областей питания скважин прошла по нефтяной зоне пласта.

В соответствии с описанием способа, по которому реализуют два возможных случая разработки, связанные с прохождением границы раздела областей питания скважин по водяной или нефтяной зонам, результат определения h_гр соответствует второму случаю, когда граница раздела проходит по нефтяной зоне. Согласно этому случаю разработку залежи ведут в два этапа.

На первом этапе разработку залежи ведут при одинаковых отборах жидкости каждой скважиной. При этом плоскость, параллельная водонефтяному контакту h_гр = 0,5, играет роль твердой стенки, рассекающей пласт на две независимые области питания скважин. Из них на нефтяную скважину приходится часть чисто нефтяной зоны, рассекаемая h_гр.

Оставшаяся часть нефтяной зоны, расположенная ниже h_гр до водонефтяного контакта, равная h_ВНК - h_гр=0,55 - 0,5 = 0,05, вместе со всей водяной зоной, составляет область питания водяной скважины.

Разрабатывают пласт при одинаковых дебитах нефтяной и водяной скважин, равных вначале 36 м³/сут, а затем одинаково меняющихся и равных дебитах, до тех пор, пока будет извлечено 95% запасов нефти, находящихся в зоне отбора нефтяной скважины и ограниченной границей раздела h_гр. Причиной окончания первого периода является падение дебита нефтяной скважины, вследствие истощения пласта, до минимального экономически оправданного значения. После этого переходят ко второму этапу разработки месторождения.

На втором этапе разработки осуществляют вытесняющее воздействие на ту часть нефти, которая относилась к водяной скважине, ее переводом в направлении нефтяной скважины и отбором ее этой скважиной. Оставшуюся нефть вытесняют через границу раздела в зону отбора нефтяной скважины посредством остановки водяной скважины и переводом ее под нагнетание с приемистостью 200 м³/сут, под воздействием которого нефть перетекает в направлении нефтяной скважины, которой она затем отбирается.

Разработку пласта ведут до предельного истощения нефтяной зоны.

В результате применения способа увеличивают время безводного периода работы скважины в 2,5 раза и нефтеотдачу на 28%.

Применение предложенного способа позволит продлить безводный период эксплуатации нефтяных скважин в 5-10 раз и увеличить нефтеотдачу залежи на 20-30%.

Информационные источники, принятые во внимание
1. Авторское свидетельство СССР N 1687771, кл E 21 B 43/00, 30.01.91 г.

2. Авторское свидетельство СССР N 1627673, кл E 21 B 43/00, 15.02.91 г. - Прототип.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений, представляющих собой водоплавающую залежь. Обеспечивает продление безводного периода добычи нефти и увеличение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: по способу отбор нефти и воды ведут через разные добывающие горизонтальные скважины. В пласте водоплавающей нефтяной залежи определяют положение водонефтяного контакта и толщины водяной и нефтяной зон пласта. В зоне пласта, имеющей меньшую толщину, проводят первую горизонтальную скважину параллельно поверхности водонефтяного контакта. Проводят вторую горизонтальную скважину в зоне большей толщины параллельно первой скважине. Ее длина равна длине первой скважины. Ось скважины расположена на одной вертикали с осью первой скважины. Начало и конец горизонтального участка расположены на одних вертикалях с началом и концом горизонтального участка первой скважины. Определяют положение границы раздела областей питания двух горизонтальных скважин. При прохождении границы раздела областей питания по нефтяной зоне разработку залежи ведут в два этапа. На первом этапе разработку ведут отбором жидкостей из первой и второй скважин. Их дебиты определены из условия сохранения положения границы раздела областей питания скважин до истощения части нефтяной зоны, относящейся к области питания нефтяной скважины. Затем на втором этапе разработку ведут продолжением отбора из нефтяной скважины и переводом водяной скважины на меньший дебит, и/или отключением водяной скважины, и/или переводом водяной скважины под нагнетание. Положение границы раздела областей питания скважин определяют из уравнения.

Способ разработки водоплавающей нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти из нефтяной зоны и воды из водяной зоны через добывающие скважины, отличающийся тем, что отбор нефти и воды ведут через разные добывающие горизонтальные скважины, в пласте водоплавающей нефтяной залежи определяют положение водонефтяного контакта и толщины водяной и нефтяной зон пласта, в зоне пласта, имеющей меньшую толщину, проводят первую горизонтальную скважину параллельно поверхности водонефтяного контакта, проводят вторую горизонтальную скважину в зоне большей толщины параллельно первой скважине длиной, равной длине первой скважины, с осью скважины, расположенной на одной вертикали с осью первой скважины, с началом и концом горизонтального участка, расположенными на одних вертикалях с началом и концом горизонтального участка первой скважины, определяют положение границы раздела областей питания двух горизонтальных скважин, при прохождении границы раздела областей питания по нефтяной зоне разработку залежи ведут в два этапа, причем на первом этапе разработку ведут отбором жидкостей из первой и второй скважин с дебитами, определенными на условия сохранения положения границы раздела областей питания скважин до истощения части нефтяной зоны, относящейся к области питания нефтяной скважины, затем на втором этапе разработку ведут продолжением отбора из нефтяной скважины и переводом водяной скважины на меньший дебит, и/или отключением водяной скважины, и/или переводом водяной скважины под нагнетание, причем положение границы раздела областей питания скважин определяют из уравнения

где h_гр - относительное расстояние границы раздела областей питания горизонтальных скважин от непроницаемой границы пласта, расположенной со сторон первой скважины, равное отношению h_гр = H_гр/H, где H_гр - положение границы раздела областей питания двух горизонтальных скважин, м; H - толщина пласта, м;
S₁ - относительное расстояние оси первой горизонтальной скважины от границы пласта, равное отношению S₁ = L₁/H, где L₁ - расстояние первой скважины от границы пласта, м;
S₂ - относительное расстояние второй скважины от границы пласта, равное отношению S₂ = L₂/H, где L₂ - расстояние второй скважины от границы пласта, м.