Способ разработки нефтяного месторождения Российский патент 2004 года по МПК E21B43/20 E21B47/00 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для оптимизации нефтедобычи месторождения, в частности для разработки месторождения путем программирования закачки для направленного вытеснения нефти.

Наиболее близким способом разработки нефтяного месторождения к предложенному является способ, описанный в патенте RU 2044870 от 27.09.1995.

Данный способ разработки месторождения включает бурение добывающих и нагнетательных скважин, контроль за энергетическим состоянием залежи и каждой скважины путем определения текущего коэффициента энергетической нефтеотдачи (КЭН), закачку воды и отбор нефти, при этом ограничивают отбор жидкости через, по крайней мере, одну добывающую скважину и одновременно увеличивают отбор жидкости, по крайней мере, через одну из скважин с текущим КЭН, большим величины КЭН всего месторождения.

Указанный способ позволяет оптимизировать процесс разработки месторождения и увеличение нефтеотдачи пласта за счет использования пластовой энергии и повышения дренированности застойных зон при отборе продукта из добывающих скважин.

К недостаткам способа можно отнести то, что остается открытым вопрос, какие скважины могут быть использованы как нагнетательные, а какие - как добывающие, поскольку при разработке месторождения чрезвычайно важно сразу решить: куда качать и сколько качать воды в пласт.

Задачей изобретения является устранение приведенных недостатков, а также осуществление контроля за энергетическим состоянием залежи без измерений пластовых давлений расчетным путем на основе метода материального баланса со 100%-ным охватом расчетов по добывающим и нагнетательным скважинам.

Поставленная задача решается тем, что в способе разработки месторождения, включающем бурение скважин, контроль за энергетическим состоянием залежи и каждой скважины, закачку воды в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин, контроль за энергетическим состоянием осуществляют путем расчета текущего пластового давления по залежи в целом в соответствии с зависимостью

P_тек=[ln(V_тек-V_н-V_в+V_зак)/In(V_тек)]P_г.ст.з

и по каждой скважине в соответствии с зависимостью

P_{скв.тек}=[ln(Q_тек-Q_н-Q_в+Q_зак)/In(Q_тек)]P_{г.ст.скв},

где V_н - накопленная добыча нефти в целом по залежи, м³;

V_в - накопленная добыча воды в целом по залежи, м³;

V_тек - подвижные запасы нефти по залежи, м³;

V_зак - накопленная закачка воды в целом по залежи, м³;

Q_тек - подвижные запасы нефти по скважине, м³;

Q_н - накопленная добыча нефти по скважине, м³;

Q_в - накопленная добыча воды по скважине, м³;

Q_зак - доля закачиваемой воды, приходящаяся на каждую добывающую скважину, м³;

P_г.ст.з - среднее гидростатическое давление на залежи, МПа;

P_{г.ст.скв} - гидростатическое давление по скважине, МПа,

затем в соответствии с указанными формулами строят графики Р_тек=f(In(V_тек)) и Р_{тек.скв} =f(In(Q_тек)), по графикам находят угловые коэффициенты для залежи и для каждой скважины соответственно:

;

,

где Р_{тек.прог} - пластовое давление по залежи, восстановившееся до величины, близкой к Р_г.ст.з.;

Р_{скв.прог} - пластовое давление по скважине, восстановившееся до величины, близкой к Р_{г.ст.скв},

вычисляют отношение i/I, и скважины с i/I > 1 используют как нагнетательные, а скважины с i/I ≤ l используют как добывающие.

Причем предпочтительно нагнетательные скважины последовательно разрабатывать, начиная со скважин с максимальными значениями i/I и заканчивая скважинами с значениями минимальной больше 1 величины i/I.

Сущность способа состоит в том, что для оптимального регулирования процесса разработки нефтяной залежи с целью повышения нефтеотдачи необходим постоянный контроль за ее энергетическим состоянием, которое оценивается путем измерения пластовых давлений в скважине. Прямые измерения пластовых давлений в скважинах с помощью глубинных приборов возможны только в скважинах, эксплуатирующихся фонтанным способом. В скважинах, эксплуатирующихся механизированным способом (с помощью глубинного насоса), прямые измерения невозможны из-за наличия в стволе скважины глубинного насоса. В этих скважинах пластовые давления определяются расчетным путем по глубине статического уровня. Этот способ имеет большие погрешности.

Фонд механизированных скважин, например, на месторождениях Западной Сибири составляет более 80% от всего фонда добывающих скважин. В этих условиях контроль за энергетическим состоянием залежи достаточно серьезно осложнен.

Предлагаемый метод позволяет решить задачи контроля за энергетическим состоянием залежи без измерений пластовых давлений расчетным путем на основе метода материального баланса со 100%-ным охватом расчетов по добывающим и нагнетательным скважинам.

Для расчета необходимы следующие исходные данные:

1. Измеряются известными методами:

V_н - накопленная добыча нефти в целом по залежи;

V_в - накопленная добыча воды в целом по залежи;

V_зак - накопленная закачка воды в целом по залежи;

Q_н - накопленная добыча нефти по скважине;

Q_в - накопленная добыча воды по скважине.

2. Известные величины:

V_нач - начальные геологические запасы нефти по залежи;

Р_нач - начальное пластовое давление до вскрытия залежи (как правило, равное среднему гидростатическому давлению по залежи Р_г.ст.з);

Р_{г.ст.скв} - гидростатическое давление по скважине.

В результате воздействия на залежь путем отбора нефти и закачки воды в ней образуется текущее пластовое давление Р_тек:

где

V_нач - начальные геологические запасы нефти по залежи, м³.

Текущее пластовое давление для каждой добывающей скважины определяется по формуле:

где

где

Q_зак - доля закачиваемой воды, приходящаяся на каждую добывающую скважину.

Моделирование процесса разработки

Для решения задачи направленного воздействия закачкой воды для вытеснения нефти из слабовырабатываемых зон процесс разработки залежи моделируется следующим образом.

Меняем V_тек в числителе формулы (1) и строим зависимость (кривую восстановления давления - КВД) давления Р от подвижных запасов нефти V_тек как в целом по залежи, так и по каждой скважине одновременно.

Моделируя процесс в целом по залежи, одновременно за счет изменения параметров в формулах (3) и (4) моделируется процесс по каждой скважине.

Имея угловые коэффициенты по каждой скважине

и в целом по залежи

сравниваем их с помощью отношения i/I, что позволяет нам определить приоритет для деления скважин на нагнетательные и добывающие.

Критерием является:

i/I > 1-скважины - кандидаты в нагнетательные;

i/I ≤ l-скважины - кандидаты в добывающие.

Для получения быстрого эффекта выбирают следующую последовательность перевода скважин под нагнетание: от максимальной величины отношения i/I до минимальной больше 1 величины i/I, в зависимости от выработки запасов. Контроль за последовательностью перевода осуществляется путем построения профиля выработки и построения карты текущей нефтенасыщенности.

Для удобства работы по выбору скважины под нагнетание строится карта отношения угловых коэффициентов.

Определение дополнительной добычи нефти по скважинам и объема закачиваемой воды в пласт

Дополнительная добыча нефти (накопленная) ΔQ_н по скважинам определяется разностью между прогнозируемыми подвижными запасами нефти по скважинам после повышения пластового давления в результате перевода добывающих скважин под нагнетательные Q_{тех.прог} и подвижными запасами нефти по скважинам О_тек при текущем пластовом:

Объем закачиваемой воды в пласт ΣQ_зак определяется суммой прогнозируемых долей закачиваемой воды Q_{зак.прог}, приходящихся на каждую скважину после повышения пластового давления в результате перевода добывающих скважин под нагнетание:

Пример

В качестве примера рассмотрим применение способа на участке пласта А 1-3 Самотлорского месторождения в границах ОАО “ТНК-Нижневартовск”.

Для этого объекта:

V_нач = 250392085 м³

V_н = 125061065 м³

V_в = 106196616 м³

V_зак = 146081072 м³

 ^{Р_г.ст.з=17,6 МПа}

Накопленная добыча нефти, воды и гидростатическое давление по скважине приведены в таблице:

Расчет остаточных геологических запасов нефти по залежи

V_нач - V_н -250392085-125061065 = 125331020 м³.

Расчет текущего пластового давления по залежи Р_тек (1)

Расчет прогнозируемого пластового давления по залежи Р_{тек.прог}, восстановившегося до величины, близкой к среднему гидростатическому давлению по залежи (в соответствии с кривой восстановления давления - КВД по залежи).

Для того чтобы текущее давление Р_тек восстановилось до величины, близкой к среднему гидростатическому давлению по залежи Р_г.ст.з=17,7 МПа (в соответствии с КВД), подвижные запасы V_тек должны быть равны:

V_{тек.прог} - прогнозируемые подвижные запасы нефти по залежи после повышения пластового давления в результате перевода добывающих скважин под нагнетательные.

В соответствии с формулой (1)

где V_н.прог - накопленная добыча нефти при давлении Р_{тех.прог}.

Тогда:

Расчет прогнозируемого пластового давления Р_{тек.прог}:

Расчет углового коэффициента для залежи:

Скважина 16033

Расчет текущего пластового давления Р_{скв.тек} по скважине 16033 (2):

Расчет прогнозируемого пластового давления по скважине 16033 Р_{скв.прог}, восстановившегося до величины, близкой к гидростатическому давлению (в соответствии с кривой восстановления - КВД по скважине):

где Q_{тек.прог} - прогнозируемые подвижные запасы нефти по скважине при пластовом давлении Р_{скв.прог};

Q_{зак.прог} - прогнозируемая доля закачиваемой воды, приходящаяся на скважину при пластовом давлении Р_{скв.прог}

Расчет углового коэффициента i по скважине 16033:

Вычисляем отношение i/I для скважины 16033:

Величина i/I меньше 1, следовательно, скважину 16033 следует эксплуатировать как добывающую.

Скважина 16036

Расчет текущего пластового давления Р_{скв.тек} по скважине 16086 (2):

Расчет прогнозируемого пластового давления по скважине 16086 Р_скв._прог, восстановившегося до величины, близкой к гидростатическому давлению (в соответствии с кривой восстановления - КВД по скважине):

Расчет углового коэффициента i/I по скважине 16086:

Вычисляем отношение i/I для скважины 16033:

Величина i/I меньше 1, следовательно, скважину 16086 следует эксплуатировать как добывающую.

Скважина 18311

Расчет текущего пластового давления Р_{скв.тек} по скважине 18311 (2):

Расчет прогнозируемого пластового давления по скважине 18311 Р_{скв.прог}, восстановившегося до величины, близкой к гидростатическому давлению (в соответствии с кривой восстановления - КВД по скважине):

Расчет углового коэффициента i по скважине 18311:

Вычисляем отношение i/I для скважины 18311:

Величина i/I больше 1, следовательно, скважину 18311 следует перевести из добывающих в нагнетательные.

Расчет дополнительной добычи нефти (накопленной) ΔQ_н по скважинам (5):

Скв. 16033 ΔQ_н1 = 723578-232218 = 491360 м³;

Скв. 16086 ΔQ_н2= 233091-74806 = 158285 м³;

Скв. 18311 ΔQ_н3= 403995-129654=274341 м³.

Итого дополнительная добыча нефти на участке пласта А1-3 Самотлорского месторождения за счет увеличения пластового давления после перевода скважины 18311 в нагнетательные составит:

Объем закачки на указанном участке пласта А1-3 определяется в соответствии с формулой (6) следующим образом:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для оптимизации нефтедобычи месторождения, в частности для разработки месторождения путем программирования закачки для направленного вытеснения нефти. Техническим результатом изобретения является оптимизация нефтедобычи месторождения за счет осуществления контроля за энергетическим состоянием залежи без измерений пластовых давлений. Способ включает бурение скважин, расчет текущего пластового давления Р_тек по залежи в целом и по каждой скважине Р_{скв.тек} в соответствии с приведенными зависимостями. Затем в соответствии с приведенными математическими формулами строят графики Р_тек=f(ln(V_тек) и Р_{скв.тек}=f(ln(Q_тек). По графикам находят угловые коэффициенты для залежи I и для каждой скважины i. Вычисляют отношение i/I, и скважины с i/I>l используют как нагнетательные, а скважины с i/I≤l используют как добывающие. При этом нагнетательные скважины последовательно разрабатывают, начиная со скважин с максимальными значениями i/I и заканчивая скважинами с значениями минимальной больше 1 величины i/I. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.

1. Способ разработки месторождения, включающий бурение скважин, контроль за энергетическим состоянием залежи и каждой скважины, закачку воды в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин, отличающийся тем, что контроль за энергетическим состоянием осуществляют путем расчета текущего пластового давления по залежи в целом в соответствии с зависимостью

P_тек=[In(V_тек-V_н-V_в+V_зак)/In(V_тек)]P_г.ст.з

и по каждой скважине в соответствии с зависимостью

P _{скв. тек}=[ln(Q_тек-Q_н-Q_в+Q_зак)/In(Q_тек)]P_{г.ст.скв} ,

где V_н - накопленная добыча нефти в целом по залежи, м³;

V_в - накопленная добыча воды в целом по залежи, м³;

V_тек - подвижные запасы нефти по залежи, м³;

V_зак - накопленная закачка воды в целом по залежи, м³;

Q_тек - подвижные запасы нефти по скважине, м³;

Q_н - накопленная добыча нефти по скважине, м³;

Q_в - накопленная добыча воды по скважине, м³;

Q_зак - доля закачиваемой воды, приходящаяся на каждую добывающую скважину, м³;

P_г.ст.з - среднее гидростатическое давление на залежи, МПа;

P_{г.ст.скв} - гидростатическое давление по скважине, МПа,

затем в соответствии с указанными формулами строят графики Р_тек=f(In(V_тек)) и Р_{скв.тек}=f(In(Q_тек)), по графикам находят угловые коэффициенты

для залежи и

для каждой скважины,

где Р_{тек.прог} - пластовое давление по залежи, восстановившееся до величины, близкой к Р_г.ст.з;

Р_{скв.прог} - пластовое давление по скважине, восстановившееся до величины, близкой к Р_{г.ст.скв},

вычисляют отношение i/I, и скважины с i/I>1 используют как нагнетательные, а скважины с i/I ≤ l используют как добывающие.