СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Российский патент 2010 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для оптимизации нефтедобычи месторождения с применением заводнения.

Обычно прямые измерения пластовых давлений в скважинах с помощью глубинных манометров в большинстве случаев значительно осложнены из-за того, что для замера пластового давления скважину необходимо остановить на сутки и более, а если скважина механизированная, ее нужно остановить и поднять на поверхность глубинный насос. При этом из-за остановки добывающей скважины предприятие теряет добычу нефти, а подъем и спуск глубинного насоса - очень дорогостоящая операция и проводится в редких случаях. Потому в механизированных скважинах замерить пластовое давление практически невозможно. А такие скважины, например, в Западной Сибири составляют более 80% от всего фонда добывающих скважин. Расчет пластового давления в скважинах механизированного фонда по глубине статического уровня имеет большие погрешности и также требует остановки скважины на длительное время. Поэтому предпочтительнее определять пластовое давление расчетным путем по предлагаемой зависимости, позволяющей определять пластовое давление по всему фонду добывающих скважин.

Наиболее близким способом разработки нефтяного месторождения к предложенному является способ, описанный в патенте RU 2224100 от 10.07.2002.

Данный способ разработки включает бурение скважин, расчет текущего пластового давления Ртек по залежи в целом и по каждой скважине Рскв.тек в соответствии с приведенными зависимостями. Затем в соответствии с приведенными математическими формулами строят графики зависимости Ртек от логарифма подвижных запасов нефти по залежи и Рскв.тек от логарифма подвижных запасов нефти по скважине. По графикам находят угловые коэффициенты для залежи I и для каждой скважины i. Вычисляют отношение i/I и скважины с i/I>1 используют как нагнетательные, а скважины с i/I≤1 используют как добывающие. При этом нагнетательные скважины последовательно разрабатывают, начиная со скважин с максимальными значениями i/I и заканчивая скважинами со значениями минимальной больше 1 величины i/I.

Указанный способ позволяет оптимизировать процесс разработки месторождения путем программирования закачки для направленного вытеснения нефти.

Указанный способ не позволяет определять объемы закачки воды в нагнетательные скважины для получения планируемого отбора нефти. Кроме того, в формулах расчета пластового давления используется величина запасов нефти, которая часто рассчитывается неточно.

Задачей изобретения является обеспечение определения объемов закачки воды в нагнетательные скважины залежи для получения планируемого отбора нефти, и, кроме того, осуществление контроля энергетического состояния залежи путем расчета пластовых давлений в скважинах без использования в расчетных формулах величины запасов нефти.

Поставленная задача решается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения, включающем бурение скважин, контроль энергетического состояния каждой скважины, закачку воды в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин, в соответствии с изобретением рассчитывают значение пластового давления по каждой добывающей скважине, соответствующее планируемому отбору нефти по данной скважине, в соответствии с зависимостью

где Рпл - пластовое давление в скважине, МПа;

Qн.пл - требуемый объем отбора нефти по скважине, м³;

Qв - накопленный объем воды при отборе нефти по скважине, м³;

Qзак - накопленный объем воды для закачки в нагнетательную скважину, приходящийся на рассчитываемую добывающую скважину, м³;

Рг.ст - гидростатическое давление в скважине, МПа, затем определяют эффективный объем закачки воды, обеспечивающий вытеснение жидкости из рассчитываемой добывающей скважины в соответствии с зависимостью

Qзак.эфф.ж=(Qн.пл+Qв)^{(Рпл/Рг.ст)} (2)

и осуществляют закачку воды в каждую нагнетательную скважину в объеме, равном сумме эффективных объемов закачки, приходящихся на добывающие скважины, расположенные в зоне воздействия данной нагнетательной скважины, при этом останавливают или снижают интенсивность текущих отборов жидкости из добывающих скважин или компенсируют объем воды, накопленный при отборе нефти из добывающих скважин, равным объемом воды, закачиваемым в нагнетательные скважины.

При этом контроль энергетического состояния каждой скважины осуществляют предпочтительно путем расчета текущего пластового давления для каждой добывающей скважины в соответствии с зависимостью

где Рпл.тек - текущее пластовое давление в скважине, МПа;

Qн - накопленная добыча нефти по скважине, м³.

Так как основной целью при разработке месторождения является закачка в нагнетательные скважины объемов воды, равных объемам добываемой нефти, то принимаем, что

Qзак=Qн.

Путем несложных математических преобразований получаем:

- эффективный объем закачки воды, приходящийся на вытеснение нефти из рассчитываемой добывающей скважины, находящейся в зоне воздействия данной нагнетательной скважины,

Как видно из формулы (3), единственным показателем, влияющим на снижение пластового давления, является объем добываемый воды - Qв, доля которого и влияет на эффективность закачки: чем выше доля добываемой воды, тем меньше эффективность закачки, тем больший объем воды необходимо закачивать для компенсации ее отборов.

Для увеличения эффективности закачки необходимо как можно меньше извлечь воды. В идеальном случае Qв=0, тогда Qзак=Qн, а Рпл=Рг.ст, то есть степень равняется 1 в формуле (4). Но поскольку объем воды уже добыли, необходимо уменьшить или остановить увеличение объема отбора воды. Для этого необходимо остановить или снизить интенсивность текущих отборов жидкости из добывающих скважин, в противном случае придется компенсировать объем добываемой воды равным объемом закачки в нагнетательную скважину, то есть в выражение (4) к Qн прибавить Qв

Qзак.эфф.ж=(Qн+Qв)^{(Рпл/Рг.ст)}

где Qзак.эфф.ж - эффективный объем закачки, приходящийся на вытеснение жидкости из рассчитываемой добывающей скважины, находящейся в зоне воздействия (в радиусе отборов) данной нагнетательной скважины.

Таким образом, зная величины пластового давления в каждой добывающей скважине, соответствующие планируемой добыче нефти, можно рассчитать необходимые объемы закачиваемой воды, приходящиеся на них. Следовательно, используя совокупный расчет объемов эффективной закачки по группе добывающих скважин или в целом по залежи, можно точно определить объемы закачки в нагнетательные скважины с целью увеличения их эффективности, распределить эти объемы по площади залежи по нагнетательным скважинам для организации эффективной закачки путем подачи в нагнетательные скважины залежи необходимых объемов воды. Это позволяет достигнуть увеличения добычи нефти и наиболее полного извлечения запасов путем замещения их водой и снижения себестоимости промысловых работ.

Эффективный объем закачки воды, приходящийся на вытеснение нефти, - это тот объем закачки, который создал пластовое давление в нефтенасыщенной толщине залежи, необходимое для добычи максимального объема нефти.

Эффективный объем закачки, приходящийся на вытеснение жидкости, - это тот объем закачки, который создал пластовое давление в нефтеводонасыщенной толщине залежи, необходимое для отбора максимального объема нефти при минимальном объеме воды.

Согласно предлагаемому способу переводят каждую нагнетательную скважину на объем закачки воды, который будет равен сумме эффективных объемов закачки, приходящихся на добывающие скважины, расположенные в зоне воздействия данной нагнетательной скважины.

Пример

В качестве примера рассмотрим применение способа на участке пласта БВ10 Самотлорского месторождения.

Добывающие скважины №20203 и №38022 расположены в зоне воздействия нагнетательной скважины №31250.

Нагнетательная скважина №31250

- накопленный объем воды для закачки Qзак=89648 м³

Расчет необходимых эффективных объемов закачки по добывающим скважинам

Добывающая скважина №20203

- накопленный объем отбора нефти Qн=89648 м³

- накопленный объем воды при отборе нефти Qв=24727 м³

- гидростатическое давление Рг.ст=23,5 МПа

Из добывающей скважины №20203 необходимо обеспечить дополнительный отбор нефти в объеме 105000 м³. Рассчитываем текущее пластовое давление в добывающей скважине по формуле (3)

При этом степень обводнения добываемой продукции будет равна

Рассчитываем эффективный объем закачки в этих условиях

Qзак.эфф.ж=(Qн+Qв)^{Рпл.тек/Рг.ст}=(89648+24727)^22,83/23,5=82259 м³

Так как из добывающей скважины необходимо обеспечить дополнительный отбор нефти в объеме 105000 м³, то Qн.пл будет равно

Qн.пл=89648+105000=194648 м³

При этом степень обводнения добываемой продукции будет равна

Тогда, чтобы обеспечить указанный дополнительный отбор нефти, пластовое давление необходимо увеличить до величины, равной

Необходимый эффективный объем закачки в этих условиях составит

Qзак.эфф.ж=(Qн.пл+Qв)^{Рпл/Рг.ст}=(194648+24727)^23,24/23,5=191252 м³

Добывающая скважина №38022

- накопленный объем отбора нефти Qн=95536 м³

- накопленный объем воды при отборе нефти Qв=31450 м³

- гидростатическое давление Рг.ст=23,5 МПа

Из добывающей скважины №38022 необходимо обеспечить дополнительный отбор нефти в объеме 110000 м³.

Рассчитываем текущее пластовое давление в добывающей скважине по формуле (3)

При этом степень обводнения добываемой продукции будет равна

Рассчитываем эффективный объем закачки в этих условиях

Qзак.эфф.ж=(Qн+Qв)^{Рпл.тек/Рг.ст}=(95536+31450)^22,48/23,5=75176 м³

Так как из добывающей скважины необходимо обеспечить дополнительный отбор нефти в объеме 110000 м³, то Qн.пл будет равно

Qн.пл=95536+110000=205536 м³

При этом степень обводнения добываемой продукции будет равна

Тогда, чтобы обеспечить указанный дополнительный отбор нефти, пластовое давление необходимо увеличить до величины, равной

Необходимый эффективный объем закачки в этих условиях составит

Qзак.эфф.ж=(Qн.пл+Qв)^{Рпл/Рг.ст}=(205536+31450)^23,18/23,5=199286 м³

Так как добывающие скважины №20203 и №38022 находятся в зоне влияния нагнетательной скважины №31250, то объем закачки воды в нагнетательную скважину №31250 необходимо увеличить до величины, равной сумме эффективных объемов закачки, приходящихся на добывающие скважины №20203 и №38022. Таким образом, объем закачки в нагнетательную скважину №31250 будет равен:

191252 м³ + 199286 м³ = 390538 м³

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяной залежи с применением заводнения. Техническим результатом изобретения является оптимизация нефтедобычи месторождения за счет определения эффективных объемов закачки воды, приходящихся на каждую добывающую скважину залежи, распределение этих объемов по площади залежи по нагнетательным скважинам для организации эффективной закачки путем подачи в нагнетательные скважины залежи необходимых объемов воды. Сущность изобретения: способ включает бурение скважин, контроль энергетического состояния каждой скважины, закачку воды в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин. Согласно изобретению рассчитывают значение пластового давления по каждой добывающей скважине, соответствующее планируемому отбору нефти по данной скважине, в соответствии с аналитической зависимостью. Затем определяют эффективный объем закачки воды, обеспечивающий вытеснение жидкости из рассчитываемой добывающей скважины в соответствии с аналитической зависимостью. Осуществляют закачку воды в каждую нагнетательную скважину в объеме, равном сумме эффективных объемов закачки, приходящихся на добывающие скважины, расположенные в зоне воздействия данной нагнетательной скважины. При этом останавливают или снижают интенсивность текущих отборов жидкости из добывающих скважин или компенсируют объем воды, накопленный при отборе нефти из добывающих скважин, равным объемом воды, закачиваемым в нагнетательные скважины. 1 з.п. ф-лы.

1. Способ разработки месторождения, включающий бурение скважин, контроль энергетического состояния каждой скважины, закачку воды в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин, отличающийся тем, что рассчитывают значение пластового давления по каждой добывающей скважине, соответствующее планируемому отбору нефти по данной скважине, в соответствии с зависимостью:
,
где Рпл - пластовое давление в скважине, МПа;
Qн.пл - требуемый объем добычи нефти по скважине, м³;
Qв - накопленный объем воды при отборе нефти по скважине, м;
Qзак - накопленный объем воды для закачки в нагнетательную скважину, приходящийся на рассчитываемую добывающую скважину, м³;
Рг.ст - гидростатическое давление в скважине, МПа,
затем определяют эффективный объем закачки воды, обеспечивающий вытеснение жидкости из рассчитываемой добывающей скважины в соответствии с зависимостью:
Qзак.эфф.ж=(Qн.пл+Qв)^{(Рпл/Рг.ст)},
и осуществляют закачку воды в каждую нагнетательную скважину в объеме, равном сумме эффективных объемов закачки, приходящихся на добывающие скважины, расположенные в зоне воздействия данной нагнетательной скважины, при этом останавливают или снижают интенсивность текущих отборов жидкости из добывающих скважин, или компенсируют объем воды, накопленный при отборе нефти из добывающих скважин, равным объемом воды, закачиваемым в нагнетательные скважины.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что контроль энергетического состояния каждой скважины осуществляют путем расчета текущего пластового давления для каждой добывающей скважины в соответствии с зависимостью:
,
где Рпл.тек - текущее пластовое давление в скважине, МПа;
Qн - накопленная добыча нефти по скважине, м³.