Способ разработки нефтяного месторождения Советский патент 1990 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений с неоднородными пластами и может быть исппль- зовано в нефтедобывающей промыишен- ности.

Цель изобретения - у 1еньшение количества дополнительно буримых скважин .

Способ осуществляют следуюгдим образом.

Месторождение разбуривают проектной сеткой скважин, осуществляют его обустройство. Производят закачку воды в нагнетательные и добычу нефти из добывающих скважин. В процессе эксплуатации месторождения.производят замеры добычи нефти, воды и закачки. По истечении 1-2-х лет разработки месторождения по характеристике вытеснения определяют извлекай

1

мые запасы нефти и коэффициент нефтеотдачи для конечной стадии разработки. С учетом послойной и зональной неоднородности производят кратковременное отключение части добывающих скважин. После выхода месторождения на стационарный режим эксплуатации, который устанавливается через 0,5- 1,0 г.,по той же характеристике вытенения определяют коэффициент конечно нефтеотдачи с отключенными скважинами, т.е. при плотности сетки скважин отличающейся от первоначальной.

Через 0.,5-1,0 г. отключают другую группу скважин и определяют коэффи циент конечной нефтеотдачи при другой плотности сетки. Количество отключаемых скважин зависит от послойной и зональной неоднородности место рояодения и числа пробуренных скважин на месторождении. В связи с тем, что при отключении скважин (обьтно это количество составляет до 10% пробуренного фонда) возможно будет наблю- даться снижение текущей добьии неф

ти, то определение конечной нефтеотдачи при различных плотностях сеток скважин можно испрльзовать другой вариант, например, при бурении допол- ;нительных скважин.

Особенность данного способа заключается в определении параметров объекта при внесении возмущений при эксплуатации месторождения. При остановке части добывающих скважин происходит смена фильтрационных потоков по пластам. Изменение траекторий движений фильтрационных потоков позволяет выявить характеристику место- рождения, которая интегрально оценивается коэффициентами А и В.

На основании проведенных исследований по многочисленным месторояоде- ниям- получено, что связь между плот- ностью сетки скважин;и нефтеотдачей выражается зависимостью вида . (,5 .

А е

ГВ5

(1)

Параметры А и В характеризуют две стороны физического процесса вытеснения нефти водой и реального движения жидкости в системе скважин.

Параметр А показывает с какой полнотой вытесняется нефть из охвачен ;- ного дренированием объема месторождения. Параметр В в интегральном виде характеризует не охваченные про10

5

5

0

0

о

цессом вытеснения участки месторозвде- ния.

Замерив выходные показатели: добычу нефти, воды и их изменение в зависимости от количества работающих скважин, производят определение коэффициентов конечной нефтеотдачи. Б связи с тем, что эксплуатация месторождения длительньш процесс, то влияние остановки скважин на показатели нефтеотдачи оценивается для конечной стадии. Подставляя полученные значения конечной нефтеотдачи в формулу (1), определяют параметры А и В. Для определения параметров А и В достаточно двух значений конечной нефтеотдачи (два уравнения - два неизвестных) . Для повьшения точности определения параметры А и В рассчитывают по 4-5 значениям коэффициента конечной нефтеотдачи. Определив параметры А и В по формуле (1), рассчитывают нефтеотдачу при любой прогнозной плотности сетки скважин (количестве скважин). Оптимальная плотность сетки скважин выбирается на основании технико-экономических расчетов с использованием зависимости нефтеотдача-плотность сетки скважин по критерию максимум народнохозяйственного эффекта

, определяют по зависимости

S

(2)

где S - плотность сетки скважин;

1 - максимально необходимая нефтеотдача;

А - коэффициент, характеризуюищй вытеснение нефти из охваченного дренированием объема месторождения; ,

В - коэффициент, характеризующий не охваченный вытеснением объем месторождения при различной плотности скважин.

Пример. На месторождении по основной сетке скважин пробурено 2558 скважин. Площадь нефтеносности месторождения составляет 59863 га. По накопленной добыче нефти и жидкости по истории разработки (характеристике вытеснения) определяют извлекаемые запасы нефтио ,

С пробуренными скважинами ожидаемая нефтеотдача для конечной стадии составит 0,513 (табл.1). Плот

ность сетки скважин при этом была 23,4 га/СКВ. Отключили, равномерно по месторождению 39 пробуренных скважин (1,5% от пробуренного фонда) и по истечении 1 г. определили коэффициент конечной нефтеотдачи при другой плотности сетки скважин с остановкой различного числа скважин в течение 4-5 лет. Статистической обработкой коэффициентов конечной нефтеотдачи и соответствуюпщм им плотностям сето скважин по зависимости (1) определяют коэффициенты А и В.

В данном случае они получились pa ными А 0,595, В 0,0013..

По полученной зависимости провели серию технико-экономических расчетов с определением народнохозяйственного эффекта с различным количеством скважин. Расчеты технико-экономических показателей возможны по любой методике расчета технологических показателей, применяемых при проектиро вании разработки нефтяных месторождений.

Результаты расчетов показаны в табл.2.

Дпя соответствующей плотности оп.- ределяется необходимое число скважин Как видно из таблицы, максимальный народнохозяйственный эффект соответствует плотности сетки 17,6 га/скв. или на месторождении необходимо пробурить 3401 скважину. Число дополнительных скважин равно 3401- 2558 843 СКВ.

Сравнение коэффициентов конечной Нефтеотдачи показывает, что по данной технологии он составит 0,541, а по прототипу 0,542. По данной технологии оптимальная плотность сетки составит 17,6 га/скв. с фондом 3401 СКВ. (табл.2), а по прототипу необходимо пробурить 3480 скважин (плотность сетки скважин составит 17,2 га/скв). Бурение 79 дополнительных скважин по прототипу приведет к повышению коэффициента конечной неф теотдачи. на 0.001, т.е. позволит дополнительно добыть 513 тыс,т. нефти. Лпя добычи этого количества нефти необходимо затратить 25,9 млн.руб. Народнохозяйственная ценность, полу

ченная от добычи и реализации 513 тыс.т. дополнительной нефти, составит 15,4 мпн.руб., что на 10,5 млн руб. меньше затрат на добычу этой дополнительной нефти. Как видно из приведенных расчетов, повышение коэффи1щента нефтеотдачи за счет бурения дополнительных скважин сверх оптимального количества является экономически невыгодным мероприятием. Поэтому данньй способ позволяет

сократить количество дополнительно буримых скважин.

Формула изобретения

Способ разработки нефтяного месторождения, включающий бурение сетки

Q нагнетательных и добывающих скважин, закачку воды через нагнетательные скважины, добычу нефти через добывающие скважины, бурение дополнительных скважин, определение коэффициента

5 нефтеотдачи, отличающийся

тем, что, с целью уменьшения коли- . чества дополнительно буримых скважин при сохранении проектной нефтеотдачи, поэтапно кратковременно останавливают часть работающих скважин с учетом послойной и зональной неоднородности, при этом для работающей группы скважин определяют нефтеотдачу для конечной стадии разработки, выбирают из различных вариантов групп

5 скважин максимально необходимую нефтеотдачу для получения проектной нефтеотдачи и на основе максимально необходимой нефтеотдачи определяют сетку скважин из следующей зави- симости: Iт1

In

0

5 г-Де

0

S

S А В В

)

плотность ceTKii скважин; коэффициент, характеризующий вытеснение нефти из охваченного дренированием объема месторощ;ения; коэффи1шент, характеризую- щий не охваченньп вытеснением объем месторождения при различной плотности се тки скважин.

Таблица 1

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений с неоднородными пластами. Цель - уменьшение количества дополнительно буримых скважин. Для этого месторождение разбуривают проектной сеткой нагнетательных и добывающих скважин. Через нагнетательные скважины производят закачку воды, а через добывающие - добычу нефти. Бурят дополнительные скважины и определяют коэффициент нефтеотдачи. Для этого кратковременно останавливают часть работающих скважин с учетом послойной и зональной неоднородности. Для работающей группы скважин определяют нефтеотдачу для конечной стадии разработки. Из различных вариантов групп скважин выбирают максимально необходимую нефтеотдачу N для получения проектной нефтеотдачи и на ее основе определяют плотность сетки скважин S по зависимости: S=[(LNA/*98N)²:B]^1/3, где A - коэффициент, характеризующий вытеснение нефти из охваченного дренированием объема месторождения

B - коэффициент, характеризующий не охваченный вытеснение объем месторождения при различной плотности сетки скважин. Определение коэффициентов A и B и расчет по ним сетки скважин позволяет уменьшить количество дополнительно буримых скважин, что при увеличении нефтедобычи уменьшает соответственно затраты на добычу нефти. 2 табл.

Значение плотности сетки скважин и соответствующие ей коэффициенты конечной нефтеотдачи

Таблица2

Значения народнохозяйственного эффекта при различной плотности сетки скважин