Способ разработки нефтяного месторождения Советский патент 1991 года по МПК E21B43/24 

Изобретение относится к способам регулирования разработки нефтяных месторождений и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности.

Целью изобретения является повышение нефтеотдачи пластов за счет более равномерного охвата пластов процессом вытеснения нефти по площади.

На фиг 1 показаны зависимости удельного дебита скважин к эффективной толщине пласта от обьема закачиваемого стимулирующего агента: на фиг 2 -зависимости скорости продвижения фронта нефти вытесняющим агентом от количества стимулирующего агента, закачиваемого в добыва ющую скважину в ходе предыдущей серии

обработки, к количеству стимулирующего агента, закачиваемого в добывающие скважины в ходе предыдущей серии обработок.

Способ осуществляется следующим образом.

Производят бурение скважин, определяют все параметры пласта в призабойных зонах добывающих скважин, необходимые для расчета зависимости удельного дебита скважин (с единицы эффективной толщины пласта) от объема закачки агента, стимулирующего их работу.

Рассчитывают зависимости удельных дебитов скважин от обьема закачки агента, стимулирующего их работу. В качестве такого агента выбирают насыщенный водяной пар, а регулирование продвижения фронта вытеснения нефти по площади осуществляют в пределах элемента однорядной линейной системы размещения скважин, включающего одну нагнетательную и две добывающие скважины.

Для расчета удельного дебита скважин при различных количествах пара, закачиваемого в них при паротепловых обработках, выбирают следующие зависимости:

к(Рпл - Рз)

9.

hуИоЬ«П (Рпл/Рскв)

1

Јп ( Рпл/Рскв )

- Un-j +fn-j - / оКсквкпр

р2 рь ( Нь + х L - Т0 Сь

D

V к

Mr

jrM0h2 2 M°

X

хеп/и-А кТГ

яМ0п2 ;

где q - дебит скважины после обработки;

h - толщина пласта;

k - проницаемость пласта по нефти при начальной пластовой температуре;

Рпл и Рз - соответственно пластовое и забойное давление в добывающей скважине;

(Од) и //1 - вязкость нефти соответственно при начальной пластовой температуре и в прогретой зоне;

b - обьемный коэффициент нефти;

Рпл, Рскв, Rnp - радиусы соответственно дренирования, скважины и зоны прогрева;

рь -.плотность воды:

Нв - теплосодержание воды при температуре нагнетаемого пара;

X - сухость нагнетаемого пара; L - скрытая теплота парообразования 5 при температуре нагнетаемого пара;

То - начальная пластовая температура; Св теплоемкость воды; AT - разность между температурой нагнетаемого пара и начальной пластовой 10 температурой;

К - коэффициент теплопроводности окружающих пласт пород;

qn - температура нагнетания пара; t - время;

15 М0 и Мпл - теплоемкость соответственно пласта и окружающих пород.

Для обработок используют пар с температурой 270иС, средняя сухость которого на забое скважин будет 0,6. Тогда 20 ,1 ккал/кг, L--382.9 ккал/кг. а

приТ0 20°С ДТ 250°С,рь -998.2кг/

м

ккал/(кг.°С).

Теплофизические свойства пород таковы, что ккал/(м.ч°С) МПл

25 -600 ккал/(м .°С), а толщины пласта в окрестности 1-й и 2-й скважин соответственно 20 и 15 м. Темпы нагнетания пара в ходе обработок 1-й и 2-й скважин выбраны равными соответственно 8 и 4 м /ч (в пересчете на

30 конденсат).

Рассчитывают радиусы зон прогрева вокруг 1-й и 2-й скважин при различных значениях продолжительности закачки пара. Получают, что для моментов времени 60,

35 140, 220 и 300 ч радиусы зон прогрева для 1-й скважины будут составлять соответственно 3,48; 5,27; 6,57 и 7.64 м, а для 2-й скважины в те же моменты времени - соответственно 5,65: 8,55: 10,6 и 12.3 м. При этом

40 в 1-ю скважину будет закачано соответственно 240, 560, 880 и 1200 т пара, а ва2-ю - 480, 1120, 1760 и 2400 т пара.

Пусть Рпл 50 м, RCKB 0.1 м, 260 МПа -с, /л 2,4 мПа -с Тогда по фор45 мулам (1) и (2), переводя секунды в сутки, получим, что при закачке в 1-ю скважину соответствующих количеств пара ее удельный дебит после обработки составит 0.48; 0,57; 0,63 или 0,68 м3/(сут-м). а удельный

50 дебит 2-й скважины - 036. 045. 0.51 или 0,56 м3/(сут-м).

Полученные зависимости удельных дебитов и 2-й скважин от количества Vn закачиваемого пара представлены на фиг 1

55 (кривые 1 и 2)

В случае использования в качестве агента, стимулирующего работу добывающих скважин, любого другого (раствор ПАВ. серная кислота и т.д.). расчеты зависимостей

удельных дебитов скважин от объема закачки агента проводят по соответствующим формулам оценки дебита скважин после обработки тем или иным агентом.

Изобретение может быть применено без каких-либо изменений при выборе любого агента, стимулирующего работу добывающих скважин.

Выбирают количества пара, которые необходимо закачать в скважины в 1-й серии паротепловых обработок.

Например, из технических или экономических соображений минимальное количество пара, закачиваемого в ходе обработки, определено в 500 т. Тогда в 1-ю скважину необходимо закачать 500 т пара, а во 2-ю - 2200 т пара, чтобы обеспечить равенство их удельных дебитов после обработки.

Проводят первую серию паротепловых обработок добывающих скважин с закачкой в них определенных количеств пара.

В нагнетательную скважину начинается закачка рабочего агента, а через добывающие - добыча нефти, периодически регистрируются дебиты добывающих скважин.

Через 2 мес. дебиты скважин стабилизировались.

По средним дебитам скважин с начала процесса разработки элемента определяются фактические удельные дебиты скважин. Например, фактический удельный дебит 1-й скважины оказался на 14,5% ниже расчетного, а дебит 2-й скважин ы - на 6,4% ниже расчетного.

Ординаты кривых 1 и 2 корректируются соответственно на 14,5 и 6,4%, строятся кривые 1 и 2 .

По контрольным или наблюдательным скважинам, по данным об изменении минерализации добываемой с нефтью воды, расчетным путем или же любыми другими способами оценивают координаты фронта пара в направлении добывающих скважин. Например, в направлении 1-й скважины фронт пара продвинулся на 0,020 расстояния от этой скважины до нагнетательной, а в направлении 2-й скважины - на 0,030 расстояния от этой скважины до нагнетательной.

С помощью кривых 11 и 21 (фиг. 1) из условия равенства удельных дебитов скважин определяют количества пара, подлежащего закачке в каждую из скважин в ходе 2-й серии обработок: 500 т для 1-й скважины и 1600 т для 2-й.

Проводится 2-я серия обработок скважин с закачкой в них определенных ранее количеств пара.

Скважины вновь пускаются в работу, периодически регистрируются их дебиты. Например, через 3 мес. дебиты стабилизировались.

5Оценивают координаты фронта пара

(вытесняющего агента) в направлении обеих скважин. Например, в направлении 1-й скважины фронт пара находится на 0,059 расстояния от этой скважины до нагнета0 тельной, а в направлении 2-й скважины - на 0,066 расстояния от этой скважины до нагнетательной.

Строят зависимости скорости продвижения фронта пара в направлении каждой

5 скважины от доли пара, закачиваемого в нее в ходе серии обработок. Доля пара, закачанного в 1-ю скважину в 1-й серии обработок - 500:2700 0,185, а во второй - 500:2100 0,24, соответственно для 2-й сква0 жины эти величины составляют 0,815 и 0,76. Скорость продвижения фронта пара в направлении 1-й скважины после 1-й серии обработок составила 0,020:2 0,010 (), а после 2-й серии - (0,059-0,020): 3

5 0,013 (мес.1), соответственно для 2-й скважины эти величины составляют 0,015 и 0,012 мес.1. Зависимости скорости Д In/At продвижения фронта пара к 1-й (кривая 1) и 2-й (кривая 2) скважинам от доли

0 Vni/VnS пара, закачиваемого в каждую из скважин в ходе серии паротепловых обработок, для рассматриваемого примера представлены на фиг. 2.

Определяют количества пара, которые

5 необходимо закачать в каждую из скважин в ходе 3-й серии обработок.

Например, принимается, что распределение пара в 3-й серии обработок должно быть таким, чтобы скорость движения

0 фронта пара к 1-й скважине после этой серии обработок составила 0,014 мес.1. Предполагая, что 4-я серия обработок будет проведена через 2 мес., определяем, что фронт пара в направлении этой сква5 жины за это время продвинется на 0,028 и будет находиться на 0,087 расстояния между этой скважиной и нагнетательной. Чтобы фронт пара в направлении 2-й скважины к этому же моменту времени находил0 ся на том же относительном расстоянии от этой скважины до нагнетательной, необходимо, чтобы он продвинулся на 0,021 при скорости 0,0105 .

Экстраполируя кривые 1 и 2. находим,

5 что доли закачки пара в 3-й серии обработок в 1-ю и 2-ю скважины должны составить соответственно 0,258 и 0,733. Учитывая, что сумма этих величин должна давать 1, они корректируются на различие между их

суммой и единицей. Тогда доля закачки пара в 1-ю скважину составит:

° 258 0,258 0.733- ° 260

а во вторую скважину - 0,740.

Количества пара, которые должны быть закачаны в скважины, составят 500 т для 1-й скважины и 1420 т для 2-й.

Проводится 3-я серия обработок, скважины вновь пускаются в работу, после стабилизации их дебитов оценивается положение фронта пара, корректируются кривые на фиг. 2, определяются количества пара для обработок 4-й серии и т.д.

Эффективность способа является следствием эффективного регулирования продвижения фронта вытеснения нефти по площади благодаря предусматриваемому способом проведению обработок скважин, относительная интенсивность которых определяется характеристиками пласта при- забойных зон скважин и корректируется по данным о продвижении фронта вытеснения нефти. Эффективное регулирование продвижения фронта вытеснения нефти дает возможность повысить охват пласта процессом по площади и, следовательно, нефтеотдачу пласта по сравнению с прототипом на 0,02-0,03.

Формула изобретения Способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины, обработку добывающих скважин агентом, стимулирующим их работу, с последующей добычей через добывающие скважины, о т- личающийся тем, что, с целью повышения нефтеотдачи пластов за счет более равномерного охвата пластов процессом вытеснения нефти по площади, до начала закачки вытесняющего агента через нагнетательные скважины для каждой добывающей скважины определяют расчетные зависимости удельного дебита к эффективной толщине пласта от объема закачиваемого стимулирующего агента, выбирают количество стимулирующего агента, позволяющего обеспечить равенство удельных дебитов скважин после обработки, проводят первую серию обработок добывающих скважин, закачивая в них выбранное количество стиму0 лирующего агента, и после проведения первой серии обработок добывающих скважин начинают закачивать вытесняющий агент через нагнетательные скважины до стабилизации дебитов добывающих сква5 жин, по средним дебитам добывающих скважин находят фактические зависимости удельного дебита к эффективной толщине пласта, по которым определяют количество стимулирующего агента, закачиваемого в

0 каждую добывающую скважину в ходе второй серии обработок, контролируют продвижение фронта нефти вытесняющим агентом и в случае неравномерного продвижения фронта нефти вытесняющим агентом

5 добывающие скважины останавливают и проводят вторую серию обработок скважин, а после окончания серии обработок скважины вновь пускают в работу, строятся зависимости скорости продвижения фронта

0 нефти вытесняющим агентом от количества стимулирующего агента, закачиваемого в добывающую скважину в ходе предыдущей обработки, к количеству стимулирующего агента закачиваемых в добывающие

5 скважины в ходе предыдущей серии обработок и по данным зависимостям определяют количество закачиваемого стимулирующего агента в каждую добывающую скважину в третью и последующие серии обработок до0 бывающих скважин, причем эти зависимости для последующих после третьей серии обработок строятся и уточняются по фактическим данным распространения фронта вытеснения нефти.

5

1,,м3/(сут-м)

Изобретение относится к способам регулирования разработки нефтяных месторождений и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности Цель - повышение нефтеотдачи пластов за счет более равномерного охвата пластов процессом вытеснения нефти по площади. Для этого производят бурение скважин (С) и для каждой добывающей С определяют расчетные зависимости удельного дебита к эффективной толщине пласта от обьема закачиваемого стимулирующего агента (СА) Выбирают количество СА, позволяющего обеспечить равенство удельных дебитов С после обработки Проводят первую серию обработок добывающих С, закачивая в них выбранное количество СА После проведения первой серии обработок добывающих С начинают закачивать вытесняющий агент (ВА) через нагнетательные С до стабилизации дебитов добывающих С По средним дебитам добывающих С находят фактические зависимости удельного дебита к эффективной толщине пласта по которым определяют количество СА. закачиваемого в каждую добывающую С в ходе второй серии обработок Контролируют продвижение фронта нефти ВА, и в случае неравномерного продвижения фронта нефти добывающие С останавливают и проводят вторую серию обработок С Затем вновь пускают С в работу. Строятся зависимости скорости продвижения фронта нефти ВА от количества СА, закачиваемого в добывающую С в ходе предыдущей обработки к количеству СА. закачиваемых в добывающие С в ходе предыдущей серии обработок По данным зависимостям определяют коли чество закачиваемого СА в каждую добывающую С в третью и последующие серии обработок добывающих С Зависимости для последующей после третьей серии обработок строятся и уточняются по фактическим данным распространения фронта вытеснения нефти. 2 ил (Л о CJ ON О

0,5О 500 1000 1500 2000 2500

Фиг.1

ALn/At,ec

0,008

0,18 0,22 0,26

Гл,т

-5 5-1г0,72 0,76 0,80 Фиг.2