СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 2009 года по МПК E21B43/16 E21B43/02 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий раздельную закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины и совместный отбор продукции через добывающие скважины. Перед эксплуатацией определяют фильтрационно-емкостные характеристики каждого пласта в отдельности. Затем строят графические зависимости от их величины забойного давления нагнетания и пластового давления. По полученным зависимостям определяют интервалы оптимальных давлений нагнетания и пластовых давлений для каждого из пластов. При эксплуатации производят раздельную закачку и совместный отбор продукции на режимах фильтрации, соответствующих оптимальным значениям давления нагнетания и пластовых давлений между зонами закачки и отбора. Способ позволяет сократить эксплуатационные затраты за счет снижения непроизводительной закачки из-за предотвращения прорывов закачиваемой воды к забою добывающих скважин, увеличить текущие отборы за счет повышения дебитов скважин, повысить коэффициент нефтеизвлечения (патент РФ №2072031, кл. Е21В 43/20, опублик. 1997.01.20).

Недостатком известного способа является трудная осуществимость оптимальных забойных и пластовых давлений, а следовательно, и недостаточно высокая нефтеотдача залежи.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий определение фильтрационно-емкостных характеристик продуктивного пласта, установление зависимости величины забойного давления нагнетания и пластового давления от фильтрационно-емкостных характеристик, определение интервалов оптимальных давлений нагнетания и пластовых давлений, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины на режимах фильтрации, соответствующих оптимальным значениям давления нагнетания, и пластовых давлений между зонами закачки и отбора. Каждую нагнетательную и добывающую скважину снабжают датчиками забойного давления, не реже одного раза в сутки замеряют забойные давления во всех скважинах и вычисляют пластовое давление вблизи скважин. Остановкой закачки и отбора и/или изменением режимов работы скважин поддерживают в пласте оптимальное с точки зрения максимальной нефтеотдачи пластовое давление. При этом планируют остановки скважин для ремонта и одновременно проводят мероприятия по поддержанию пластового давления на участке разработки вне зависимости от его изменения в процессе ремонта скважины (патент РФ №2336413, опублик. 2008.10.20 - прототип).

Известный способ воспроизводим на небольшой площади и непродолжительное время вследствие больших материальных затрат на забойные датчики с телеметрией на поверхность и больших трудностей организационного характера, вызванных каждодневным съемом и обработкой информации с датчиков, пока еще не автоматизированным и не компьютеризированным способом.

В предложенном изобретении решается задача упрощения анализа разработки и сокращение материальных затрат и трудозатрат на анализ разработки нефтяной залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем снабжение каждой нагнетательной и добывающей скважин датчиками забойного давления, не реже одного раза в сутки замер забойного давления во всех скважинах, вычисление пластового давления вблизи скважин, определение фильтрационно-емкостных характеристик, установление зависимости величины забойного давления нагнетания и пластового давления от фильтрационно-емкостных характеристик, определение интервалов оптимальных давлений нагнетания и пластовых давлений, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины на режимах фильтрации, соответствующих оптимальным значениям давления нагнетания, и пластовых давлений между зонами закачки и отбора, остановкой закачки и отбора и/или изменением режимов работы скважин поддержание в пласте оптимального с точки зрения максимальной нефтеотдачи пластового давления, согласно изобретению вышеуказанные мероприятия проводятся на участке разработки в течение времени, достаточном для выявления зависимостей влияния свойств участка и параметров разработки на достижение максимальной нефтеотдачи, подбирают на залежи аналогичный по свойствам участок разработки и переносят полученные зависимости по объемам закачки и отбора на разработку аналогичного участка, контроль за параметрами разработки осуществляют по нагнетательным скважинам не реже двух раз в месяц через устьевое давление и расход рабочего агента, по добывающим скважинам - через заданные забойные давления не реже одного раза в три дня, при совпадении отборов и давлений на аналогичном участке разработки с характерным участком разрабатывают на режимах, приближенных к условиям разработки характерного участка разработки.

Аналогичные участки могут быть объединены, и регулирование разработки объединенного участка проводят либо при помощи регулирования каждой отдельной нефтяной залежи, либо общим регулированием.

Признаками изобретения являются:

1) снабжение каждой нагнетательной и добывающей скважин датчиками забойного давления;

2) не реже одного раза в сутки замер забойного давления во всех скважинах;

3) вычисление пластового давления вблизи скважин;

4) определение фильтрационно-емкостных характеристик;

5) установление зависимости величины забойного давления нагнетания и пластового давления от фильтрационно-емкостных характеристик;

6) определение интервалов оптимальных давлений нагнетания и пластовых давлений;

7) закачка рабочего агента через нагнетательные скважины;

8) отбор продукции через добывающие скважины на режимах фильтрации, соответствующих оптимальным значениям давления нагнетания и пластовых давлений между зонами закачки и отбора (и/или при заданных забойных давлениях);

9) остановкой закачки и отбора и/или изменением режимов работы скважин поддержание в пласте оптимального с точки зрения максимальной нефтеотдачи пластового давления;

10) проведение вышеуказанных мероприятий на характерном для данной залежи участке разработки в течение времени, достаточном для выявления зависимостей влияния свойств участка и параметров разработки на достижение максимальной нефтеотдачи;

11) подбор на залежи аналогичного по свойствам участка разработки;

12) перенесение полученных зависимостей по объектам закачки и отбора на разработку аналогичного участка;

13) контроль за параметрами разработки по нагнетательным скважинам не реже двух раз в месяц через устьевое давление и расход рабочего агента;

14) контроль за параметрами разработки по добывающим скважинам через заданные забойные давления не реже одного раза в три дня;

15) при совпадении отборов и давлений на аналогичном участке разработки с характерным участком разрабатывают аналогичный участок на режимах, приближенных к условиям разработки характерного участка разработки;

16) объединение аналогичных участков;

17) регулирование разработки объединенного участка при помощи регулирования каждого отдельного участка или общим регулированием.

Признаки 1-9 являются общими с прототипом, признаки 10 -15 являются существенными отличительными признаками изобретения, признаки 16, 17 являются частными признаками изобретения.

Сущность изобретения

Разработка нефтяной залежи с контролем разработки преимущественно по пластовым давлениям приводит к достижению повышенной нефтеотдачи. Однако известные способы воспроизводимы на небольшой площади и непродолжительное время вследствие больших материальных затрат на забойные датчики с телеметрией на поверхность и больших трудностей организационного характера, вызванных каждодневным съемом и обработкой информации с датчиков, пока еще не автоматизированным и не компьютеризированным способом. В предложенном изобретении решается задача упрощения анализа разработки и сокращения материальных затрат и трудозатрат на анализ разработки нефтяной залежи.

Задача решается следующим образом.

При разработке нефтяной залежи проводят снабжение каждой нагнетательной и добывающей скважин датчиками забойного давления. Не реже одного раза в сутки проводят замер забойного давления во всех скважинах, вычисление пластового давления вблизи скважин, определение фильтрационно-емкостных характеристик, установление зависимости величины забойного давления нагнетания и пластового давления от фильтрационно-емкостных характеристик, определение интервалов оптимальных давлений нагнетания и пластовых давлений, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины на режимах фильтрации, соответствующих оптимальным значениям давления нагнетания, и пластовых давлений между зонами закачки и отбора. Остановкой закачки и отбора и/или изменением режимов работы скважин осуществляют поддержание в пласте оптимального с точки зрения максимальной нефтеотдачи пластового давления. Вышеуказанные мероприятия проводят на характерном для данной залежи участке разработки в течение времени, достаточном для выявления зависимостей влияния свойств участка и параметров разработки на достижение максимальной нефтеотдачи. Как правило, это время составляет от 10 до 30 сут. Характерный участок разработки должен иметь наиболее часто встречающиеся характеристики залежи. Так, например, если пористость по залежи колеблется в пределах от 16 до 25%, а более половины площадей имеют пористость 21%, то характерный участок должен быть выбран в зоне с пористостью порядка 20-22%. Далее подбирают на залежи аналогичный по свойствам участок разработки, который должен иметь характеристики максимально приближающиеся к характеристикам характерного участка. На нем проводят пробные работы, аналогичные работам на характерном участке разработки. Т. е. разбуривают участок по в последовательности и по аналогии с характерным участком и назначают режимы работы нагнетательных и добывающих скважин, как на характерном участке. Переносят полученные зависимости по объектам закачки и отбора на разработку аналогичного участка. Так, если на характерном участке было установлено, что в центре залежи целесообразно иметь повышенное пластовое давление, то этому принципу следуют и на аналогичном участке. Контроль за параметрами разработки осуществляют по нагнетательным скважинам не реже двух раз в месяц через устьевое давление и расход рабочего агента, по добывающим скважинам - через заданные забойные давления не реже одного раза в три дня. Такой контроль позволяет получать достоверную картину разработки залежи и минимизировать материальные затраты и трудозатраты. При совпадении отборов и давлений на аналогичном участке разработки с характерным участком разрабатывают аналогичный участок на режимах, приближенных к условиям разработки характерного участка разработки. При наличии нескольких аналогичных участков их объединяют, а регулирование разработки объединенного участка проводят при помощи регулирования каждого отдельного участка или общим регулированием.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: пористость - в пределах от 15 до 22 при средней 18,4%, проницаемость - в пределах от 0,09 до 100 при средней 0,12 мкм², нефтенасыщенность - 71,1%, абсолютная отметка водонефтяного контакта - 1485 м, средняя нефтенасыщенная толщина - в пределах от 1 до 15 м при средней 4 м, начальное пластовое давление - 17 МПа, пластовая температура - 31°С, параметры пластовой нефти: плотность - 865 кг/м³, вязкость - 16 мПа·с, давление насыщения - 5 МПа, газосодержание - 47,5 м³/т, содержание серы - 1,64%.

Выбирают наиболее характерный участок разработки со средними характеристиками. На характерном участке ведут отбор нефти через 24 добывающие скважины и закачку рабочего агента через 7 нагнетательных скважин. В качестве рабочего агента при заводнении залежи применяют пластовую воду. На характерном участке разработки снабжают каждую нагнетательную и добывающую скважину датчиками забойного давления. Не реже одного раза в сутки проводят замер забойного давления во всех скважинах. Забойные давления добывающих скважин составляют 7-9 МПа, нагнетательных скважин - 20,9 МПа. Вычисляют пластовые давления вблизи скважин. Пластовые давления составляют 1,3-1,5 МПа. Определяют фильтрационно-емкостные характеристики участка, которые имеют следующие показатели: пористость 19%, проницаемость 0,200 мкм², глинистость 1,9%. Экспериментально устанавливают зависимости величины забойного давления нагнетания и пластового давления от фильтрационно-емкостных характеристик. Например, при указанных параметрах коллектора скорость фильтрации составляет около 100 м/год. Определяют интервалы оптимальных давлений нагнетания и пластовых давлений, которые равны 19,0-15,0 МПа. Проводят закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины на режимах фильтрации, соответствующих установленным оптимальным значениям давления нагнетания, и пластовых давлений между зонами закачки и отбора. Остановкой закачки и отбора осуществляют поддержание на участке разработки оптимального с точки зрения максимальной нефтеотдачи пластового давления.

Вышеуказанные мероприятия проводят на характерном для данной залежи участке разработки в течение 20 сут, т.е. в течение времени, достаточного для выявления зависимостей влияния свойств участка и параметров разработки на достижение максимальной нефтеотдачи. Из скважин извлекают датчики забойного давления. Дальнейшую разработку характерного участка разработки проводят по выявленным зависимостям влияния свойств участка и параметров разработки на достижение максимальной нефтеотдачи.

Подбирают на залежи аналогичный по свойствам участок разработки и переносят на него полученные зависимости по объемам закачки и отбора характерного участка. Аналогичный участок, как и характерный, имеет средние характеристики. Контроль за параметрами разработки осуществляют по нагнетательным скважинам два раза в месяц через устьевое давление и расход рабочего агента, по добывающим скважинам - через заданные забойные давления один раз в три дня. Устанавливают, что имеет место совпадение отборов и давлений на аналогичном участке разработки с характерным участком. Разрабатывают аналогичный участок на режимах, приближенных к условиям разработки характерного участка разработки, т.е. объем закачки 70 м³/сут, отбор жидкости 50 м³/сут.

Аналогичные работы проводят на следующих участках. Несколько аналогичных участков объединяют в один участок разработки, а регулирование разработки объединенного участка проводят общим регулированием.

В результате удается упростить анализ разработки и сократить материальные затраты и трудозатраты на анализ разработки нефтяной залежи.

Применение предложенного способа позволит упростить анализ разработки и сократить материальные затраты и трудозатраты на анализ разработки нефтяной залежи.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет возможности анализа разработки и сокращение материальных затрат и трудозатрат на анализ разработки нефтяной залежи. Сущность изобретения: способ включает контроль в каждой нагнетательной и добывающей скважинах забойного давления, вычисление пластового давления вблизи скважин, определение фильтрационно-емкостных характеристик, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, остановкой закачки и отбора и/или изменением режимов работы скважин поддержание в пласте оптимального с точки зрения максимальной нефтеотдачи пластового давления. Согласно изобретению вышеуказанные мероприятия проводят на характерном для данной залежи участке разработки в течение времени, достаточного для выявления зависимостей влияния свойств участка и параметров разработки на достижение максимальной нефтеотдачи. Подбирают на залежи аналогичный по свойствам участок разработки и переносят полученные зависимости по объемам закачки и отбора на разработку аналогичного участка. Контроль за параметрами разработки осуществляют по нагнетательным скважинам не реже двух раз в месяц через устьевое давление и расход рабочего агента, по добывающим скважинам - через заданные забойные давления не реже одного раза в три дня. При совпадении отборов и давлений на аналогичном участке разработки с характерным участком разрабатывают аналогичный участок на режимах, приближенных к условиям разработки характерного участка разработки. 1 з.п. ф-лы.

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий контроль в каждой нагнетательной и добывающей скважинах забойного давления, вычисление пластового давления вблизи скважин, определение фильтрационно-емкостных характеристик, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, остановкой закачки и отбора и/или изменением режимов работы скважин поддержание в пласте оптимального с точки зрения максимальной нефтеотдачи пластового давления, отличающийся тем, что вышеуказанные мероприятия проводят на характерном для данной залежи участке разработки в течение времени, достаточного для выявления зависимостей влияния свойств участка и параметров разработки на достижение максимальной нефтеотдачи, подбирают на залежи аналогичный по свойствам участок разработки и переносят полученные зависимости по объемам закачки и отбора на разработку аналогичного участка, контроль за параметрами разработки осуществляют по нагнетательным скважинам не реже двух раз в месяц через устьевое давление и расход рабочего агента, по добывающим скважинам - через заданные забойные давления не реже одного раза в три дня, при совпадении отборов и давлений на аналогичном участке разработки с характерным участком разрабатывают аналогичный участок на режимах, приближенных к условиям разработки характерного участка разработки.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что аналогичные участки объединяют, а регулирование разработки объединенного участка проводят при помощи регулирования каждого отдельного участка или общим регулированием.