СПОСОБ ПОДГОТОВКИ К РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНОЙ ОТОРОЧКИ С ГАЗОВОЙ ШАПКОЙ Советский патент 1997 года по МПК E21B43/00 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам определения начальной нефтенасыщенности в газовой шапке, и может быть использовано для повышения эффективности разработки нефтегазовых месторождений.

Целью изобретения является повышение эффективности способа подготовки к разработке нефтяной оторочки путем повышения точности определения величины начальной нефтенасыщенности в газовой шапке.

Способ поясняется чертежом, на котором показаны два возможных варианта (А и Б) смещения элемента нефтяной оторочки в газовую часть месторождения. На чертеже обозначено: 1 нагнетательные скважины, 2, 3 контрольные скважины, 4 нефтяная оторочка, 5 газовая зона (газовая шапка месторождения), 6 - фронт нефти, 7 фронт воды, 8 внешний контур водонефтяной зоны, 9 - внутренний контур газонефтяной зоны.

В основе способа лежит смещение (например путем нагнетания воды) нефтяной оторочки в газовую зону и наблюдение во времени за ее продвижением через наблюдательные (контрольные) скважины, пробуренные в газовой зоне.

При этом характер продвижения оторочки, при прочих равных условиях, будет зависеть от соотношения между начальным значением нефтенасыщенности в газовой зоне ρ_o и остаточной нефтенасыщенностью за фронтом вытеснения нефти водой ρ_к. Если ρ_o< ρ_к, то оторочка по мере продвижения будет уменьшаться; если ρ_o= ρ_к, то объем оторочки должен оставаться неизменным; если ρ_o> ρ_к, то нефтяная оторочка по мере продвижения будет увеличиваться.

Сущность способа заключается в следующим.

Бурятся нагнетательные 1 и контрольные 2, 3, скважины. Путем нагнетания, например, воды смещают элемент нефтяной оторочки в газовую зону 5 и определяют время подхода фронта нефти 6 и фронта воды 7 к контрольным скважинам 2, 3. На основании данных о параметрах нефтяной оторочки и замеренного времени решается система уравнений и определяется начальная нефтенасыщенность газовой шапки месторождения.

Возможны два варианта системы расстановки скважин при опытно-промысловом эксперименте на месторождении при подготовке к разработке его нефтяной оторочки:
-вариант А (плоско-параллельное смещение элемента нефтяной оторочки)
вариант Б (плоско-радиальное смещение нефтяной оторочки без разрыва ее сплошности).

Вариант А. Для реализации этого варианта при ширине нефтяной оторочки в пределах l 500 м (l начальный размер оторочки) требуется 13 15 скважин: 3 5 нагнетательных(Н₁ Н₅) с расстоянием между ними 100 200 м, 6 контрольно-наблюдательных (К₁ К_6>) и 4 эксплуатационно-контрольных (Э₁ Э₄). Расстояние между нагнетательными и эксплуатационно-контрольными скважинами в рядах при l 50 м равно 125 м. Пускать нагнетательные и эксплуатационно-контрольные скважины надо одновременно с целью создания плоско-параллельного течения нефти.

Основной недостаток варианта А в том, что оторочка нефти вырывается из общей массы.

Вариант Б. В этом случае элемент оторочки нефти не вырывается из общей массы оторочки.

При l≅ 500 м, что как правило и бывает на практике, для реализации варианта Б требуется 6 10 скважин; 3 5 нагнетательных (Н₁ - Н₅), 1 эксплуатационно-контрольная (Э₁) и 2 контрольных (К₁ и К₄). Сначала бурятся нагнетательные скважины в порядке своих номеров (Н₁, Н₄, Н₅), контрольная К₁ и затем К₄ и Э₁.

Таким образом, минимальное количество скважин при варианте Б равно 6: Н₁, Н₄, Н₅, К₁, К₄, Э₁.

При больших размерах ширины оторочки l можно или проталкивать в газовую зону не всю ширину нефтяной оторочки, а только ее часть, расположив нагнетательные скважины в самой нефтяной оторочке, или поставить большее количество нагнетательных скважин.

Если в ходе эксперимента требуется уточнить промысловым замером размер ширины участка нефтяной оторочки "b", то необходимо пробурить контрольные скважины К₂ и К₃.

Если необходимо извлечь нефть, заключенную в оторочке, то потребуется пробурить не более 10 эксплуатационных скважин Э₂ Э₁₁, точное количество которых зависит от начального размера оторочки и принятой сетки эксплутационных скважин.

Кроме количества требуемых скважин при выборе варианта Б или А надо оценить характерные времена процесса: Т₂, Т₃ и Т₄.

В формуле (1) и ниже приняты следующие обозначения:
l начальный размер оторочки, м;
L длина зоны смещения оторочки, м;
ρ_* начальная нефтенасыщенность в оторочке;
ρ_к остаточная нефтенасыщенность за фронтом вытеснения нефти водой;
ρ_o начальная нефтенасыщенность в газовой зоне пласта;
m коэффициент пористости;
b ширина участка, м;
V_от начальный объем оторочки нефти (т.е. объем пласта, толщиной 1 м, в котором заключена оторочка нефти), м³/м;
V_см объем зоны смещения оторочки, м³/м;
h толщина пласта на участке, м;
T₁ время подхода фронта оторочки нефти к контрольным (наблюдательным) скважинам, сут;
ρ_к.эф эффективное значение остаточной нефтенасыщенности за фронтом вытеснения нефти водой;
T₂ время подхода фронта нагнетаемой воды к наблюдательным скважинам, сут;
h_охв коэффициент охвата;
α_b, α_h, α_l отношение истинных значений b, h, l к их значениям, принятым для расчетов (характеризуют ошибку в исходных данных;
V_q текущий объем оторочки, м³/м;
T₃ время прокачки воды, равной объему начальной нефтяной оторочки V_от, сут;
N число нагнетательных скважин;
Q приемистость одной скважины; м³/сут;
T₄ время прохождения нефтяной оторочки V_q через контрольные скважины, сут.

Например, если в уравнении (1) принять следующие экспериментальные значения физических величин: m 0,26; h 5,8 m; ρ_* 0,68; ρ_к 0,26; l 500 м; L 1000 м, то наиболее приемлемым для процесса будет значение NQ 1000 м³/сут.

Это дает срок эксперимента в интервале 3 6 лет и достаточно ощутимый для улавливания оторочки срок ее прохождения T₄ через контрольные (наблюдательные) скважины (при L/l 2).

Продолжительность эксперимента уточняется расчетами на двумерной математической модели.

Получают экспериментальные данные по значениям T₄, для этого производят периодические отборы продукции контрольных скважин.

Обработку результатов эксперимента проводят по следующему алгоритму.

Замеряют значения T₁ и T₂ в скважинах K₁, (T₁₁, T₂₁) и К₄ (T₁₂, T₂₂) и значение T₁ в Э₁(Т₁₃).

Затем на основе формул

можно записывать:

В этих уравнениях неизвестными являются величины V_см1, V_см2,V_см3 реализующее объем смещения для скважин К₁, К₄, Э₁, а также V_от, ρ_o, ρ_к и [m•h•α•(NQ)^-1].

Пять уравнений (4) для семи неизвестных замыкаются еще двумя соотношениями: между V_см2 и V_см1, а также между V_см3 и V_см1, полученными на основе известных расстояний между скважинами К₄ и K₁, в первом случае, и скважинами Э₁ и К₁, во втором. Предварительные результаты по определению ρ_o можно получать уже по первой скважине (К₁), если считать три из имеющихся неизвестных величин известными, например, V_см1, V_от и ρ_к. После получения сведений о прохождении фронта через К₄ можно считать неизвестной только одну из неизвестных величин, например, V_см1.

Используемая в формулах (1) и (4) величина ρ_к при учете коэффициента охвата ρ_охв является ρ_к.эф.

Таким образом, фиксацией времени прохождения нефтяной оторочки через контрольные скважины в процессе промыслового эксперимента и решением указанной выше системы уравнений определяется нефтенасыщенность газовой зоны месторождения ρ_o.

Зная нефтенасыщенность газовой шапки, принимается решение о схеме разработки всей нефтяной оторочки: разработка ее путем смещения в газовую шапку и, таким образом, вовлечение в разработку остаточной нефти газовой шапки или разработка нефтяной оторочки без смещения в газовую шапку (при малой величине ρ_o).

Изобретение относится к области нефтяной промышленности и позволяет повысить эффективность способа путем повышения точности определения величины начальной нефтенасыщенности в газовой шапке (ГШ) 5. Для этого бурят нагнетательные 1 и контрольные 2, 3 скважины. Путем нагнетания в пласт одного или нескольких вытесняющих агентов, например, воды, смещают элемент нефтяной оторочки в ГШ 5. Определяют в контрольных скважинах 2 и 3 время прихода фронта нефти 6 и фронта сопутствующих флюидов (воды) 7. Определяют также размеры оторочек. Начальную нефтенасыщенность ГШ 5 определяют по данным о параметрах нефтяной оторочки до смещения в ГШ 5 и времени прихода фронтов флюидов к контрольным скважинам 2 и 3. Возможны два варианта "А" и "Б" системы расстановки скважин, соответствующих плоско-параллельному и плоско-радиальному смещению элемента нефтяной оторочки. 1 ил.

Способ подготовки к разработке нефтяной оторочки с газовой шапкой с внешним и внутренним контурами соответственно водо- и газонефтяной зон, включающий бурение нагнетательных и контрольных скважин, смещение элемента нефтяной оторочки в газовую шапку нагнетания в пласт одного или нескольких вытесняющих агентов и фиксирование в контрольных скважинах прихода фронтов нефти и (или) сопутствующих флюид, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности способа путем повышения точности определения величины начальной нефтенасыщенности в газовой шапке, в контрольных скважинах в процессе смещения нефтяной оторочки фиксируют время прихода фронтов флюидов и размеров их оторочек, а по данным о параметрах нефтяной оторочки до смещения в газовую шапку и времени прихода фронтов флюидов к контрольным скважинам определяют начальную нефтенасыщенность газовой шапки, необходимую для подготовки к разработке.