Способ разработки нефтяной залежи Советский патент 1993 года по МПК E21B43/00 

Изобретение относится к нефтедобываг ющей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений.

Известен способ разработки нефтяной залежи, заключающийся в применении метода форсированного отбора жидкости.

Сущность процесса заключается в том, что, в скважину спускают оборудование, способное откачивать большее количество жидкости. При увеличении скорости движения жидкости в породе часть оставшейся

нефти в пласте будет увлекаться водой (Муравьев И.М. и др. Технология и техника добычи нефти и газа. - М.: Недра, ).

Недостатком известного способа является невысокая нефтеотдача при его использовании в неоднородном пласте из-за потерь нефти в низкопроницаемых пропла- стках.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ разработки нефтяной залежи, заключающийся в применении гидравличе

Сл

ского разрыва пласта в добывающих скважинах.

Сущность процесса заключается в нагнетании в проницаемый пласт жидкости при давлении, под действием которого пласт расщепляется, либо по плоскостям напластыва- ния, либо вдоль естественных трещин, Для предупреждения смыкания трещин при снятии давления в них вместе с жидкостью закачивается крупный песок, сохраняющий проницаемость этих трещин, в тысячу раз превышающую проницаемость ненарушенного пласта (Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. - М.: Недра, 1983, с. 154),

Недостатком известного способа является невысокая его эффективность ввиду слабого охвата процессом воздействия.

Цель изобретения - повышение нефте- отдачи неоднородных пластов за счет вовлечения в разработку застойных зон залежи.

Указанная цель достигается тем, что в известном способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор жидкости через добывающие скважины и периодическое проведение гидроразрыва пласта в них, после гидроразрыва пласта осуществляют форсированный отбор жидкости как в скважинах, в которых производился гидравлический разрыв пласта, так и в ближайших к ним (соседних) добывающих скважинах, при этом выбор добывающих скважин для проведения гидравлического разрыва осуществляют при одновременном выполнении неравенств:

Ьг

0,5и

1 1

m

0,5,

Способ осуществляют следующим образом. Сначала выбирают добывающие скважины для проведения гидравлического разрыва пласта. Для этого необходимоустановить наличие застойной зоны в районе данных скважин.

Для определения зон пласта, неохваченных процессом вытеснения нефти, целесообразно использовать анализ взаимодействия

скважин.

Если между двумя добывающими скважинами находится такая слабодренируемая зона, то взаимодействие между ними практически будет отсутствовать. Попарно анализируя взаимодействие соседних скважин, можно обнаружить застойную зону,

В качестве критерия взаимодействия скважин удобно использовать коэффициент ранговой корреляции Спирмена, определяющейся по формуле

R 162 d

.1 1

где d - разность рангов двух рядов наблюдений - дебитов нефти (воды) добывающих скважин;

п - число наблюдений.

При R 0,5 практически можно диагностировать наличие гидродинамической связи по нефти (воде) между скважинами. Если парные коэффициенты ранговой корреляЦии по дебитам нефти и воды между данной скважиной и соседними меньше 0,5, то эта скважина находится в застойной зоне и подлежит проведению гидравлического разрыва пласта. Это равносильно одновременному

выполнению 2-х неравенств

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений, позволяет повысить нефтеотдачу неоднородных пластов за счет того, что гидравлический разрыв пласта в выбранных для этой цели добывающих скважинах с последующим проведением форсированного отбора жидкости как в скважинах, где производился гидроразрыв пласта, так и в ближайших скважинах, при этом выбор добывающих скважин для проведения гидравлического разрыва пласта осуществляют при одновременном выполнеm pMM нии неравенств: Ј ,5 и Ј j f mJ Нh 0,5, где Rj , Rj - коэффициенты ранговой корреляции Спирмена соответственно по де- битам нефти, воды между выбранной и ближайшей добывающей скважинами, определяемые по формулам: RjH -1 - 6 (diH)2/(n-1) n и Rjb/m i 1 Rj 1 - 6 2) (diT/(n-1) n, где din, dib i - 1 разности соответственно рангов нефти, воды выбранной и ближайшей скважины; m - число добывающих скважин, окружающих выбранную; о 12 - число дебитов нефти, воды добывающих скважин (по месяцам в течение года). 2 табл. ел с VI чэ о о

где RjH, Rjb - коэффициенты ранговой корреляции Спирмена соответственно по дебитам нефти, воды между выбранной и соседней добывающей скважинами, определяемые по формулам

б Ј (о

rr

е i да

I 1

Выбрав таким образом добывающие скважины, проводят на них гидравлический разрыв пласта (ГРП). Закачивают в выбранные скважины жидкость и создают

f Ц -i - I D Л от vf |/апгт«и w v гч о о УТЧ i n ot /Tsrif rvww i о п VfV/o/ца i

(n - 1)пи (n - 1)n 50 давление на забое, превышающее вертигде diH, di1 - разности соответственно рангов нефти, воды выбранной и соседней скважин;

m - число добывающих скважин, окружающих выбранную;

n « 12 - число дебитов нефти, воды добывающих скважин (по месяцам в течение года).

S - «r S

±1 о R и J 1 m и ьи m

- 0,5.

Выбрав таким образом добывающие скважины, проводят на них гидравлический разрыв пласта (ГРП). Закачивают в выбранные скважины жидкость и создают

от vf |/апгт«и w v гч о о УТЧ i n ot /Tsrif rvww i о п VfV/o/ца i

давление на забое, превышающее верти5

кальное горное. Это приводит к образованию трещин в приэабойной зоне пласта. Проницаемость полученных трещин будет превосходить во много раз проницаемость пласта, за счет этого проницаемость при- забойной зоны возрастает в несколько раз. Вследствие этого увеличится приток жидкости в скважину, возрастет динамический уровень.

Опускают в скважину насос, производительность которого намного выше работавшего насоса до проведения ГРП. Значительно увеличится дебит жидкости, а обводнен- ность уменьшится. Последнее будет свидетельствовать о том, что застойная зона вовлекается в процесс разработки.

Одновременно производят форсирова- ние отборов жидкости в ближайших к выбранной скважине добывающих скважинах. Увеличение отборов жидкости в этих скважинах при снижении обводненности позволит подключить в процесс дренирования остальной объем запасов нефти застойной зоны.

Если вовлечь в разработку таким образом все застойные зоны пласта, то увеличится охват процессом вытеснения, а следовательно возрастет и нефтеотдача пласта. Данный способ разработки был опробован на участке залежи пласта Bi, имеющий следующие параметры и показатели разработки;

нефтенасыщенная

толщина10,5 м

пористость14,1 %

проницаемость0.191 мкм

вязкость нефти в

пластовых условиях12,3 мПа. С

пластовое давление:

текущее16,8 МПа

начальное17,0 МПа

фонд добывающих

скважин6 ед.

Сначала была выбрана добывающая скважина для проведения. ГРП. По дебитам нефти и воды были рассчитаны на ЭВМ парные коэффициенты ранговой корреляции всех шести добывающих скважин (таблицы 1 и 2).

Из табл. 1 следует, что скважина Г не взаимодействует по нефти с соседними скважинами В, Д, Е, Парные коэффициенты ранговой корреляции скважины Г с этим скважинами соответственно равны 0,05,0,15,0,41

Формула изобретения Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор жидкости через добывающие скважины и периодическое проведение гидравлического разрыва пласта в них, о. тличающийся тем, что, с целью повышения нефтеотдачи неоднородного пласта за счет вовлечения в процесс разработки застойных зон, после гидроразрыва пласта осуществляемой Форсированный отбор жидкости в скважинах, в которых проS -Rt

I 1

. P..ire±pi5+ qAL 0

m3

Добывающая скважина Г с ближайшими скважинами В, Д, Е по воде имеет следующие коэффициенты Спирмена (таблица 2): 0,07. 0,70 и 0,24.

0,07 +0,70 +0,24

0,,5

Таким образом, можно диагностировать наличие застойной зоны в районе расположения скважины Г. Данная скважина удовлетворяет критерию выбора для проведения ГРП.

В скважине был проведен гидравлический разрыв пласта. Было закачано 8 м3 жидкости разрыва (нефти) по обсадной колонне прибавлении на устье 10,9 МПа при помощи 4-х цементировочных агрегатов ЦА-320. Глубина скважины - 1700 м, диаметр эксплуатационной колонны - 168 мм.

После этого вместо ЭЦН-40 был спущен насос ЭЦН-130, при этом дебит жидкости возрос с 37 м3/сут до 126 м3/сут, а обвод- ненность не увеличилась.

В соседних скважинах В, Д, Е произвели форсирование отборов жидкости, средний дебит жидкости возрос со 101,5 м /сут до 169 м3/сут, а средняя обводненность участка уменьшилась с 76 % до 68 %..

Годовой технологический эффект от применения данного способа разработки залежи составил 17 тыс. т. (нефти).

Новизной предлагаемого технического решения является проведение разрыва пласта только в выбранных для этой цели добывающих скважинах с последующим формированием отборов жидкости как в скважинах, где производился ГРП, так и в ближайших к ним добывающих скважинах.

изводился гидравлический разрыв пласта, так и в ближайших к ним (соседних) добывающих скважинах, при этом выбор добывающих скважин для проведения гидравлического разрыва пласта осуществляют при одновременном выполнении неравенств

5

m

0,5и

Ml

I RP j i

m

0,5,

где Rj , Rj - коэффициент ранговой корреляции Спирмена соответственно по деби- там нефти, воды между выбранной и соседней добывающей скважинами, определяемые по формулам

И Rjb 1 1 1

(n-1)n

,Таблица Матрица коэффициентов Спирмена по дебитам нефти добывающих скважин

Т а блица 2 Матрица коэффициентов Спирмена по дебитам воды добывающих скважин

где di , di - разности соответственно рангов нефти, воды выбранной и соседней скважин;

m - число добывающих скважин, окружающих выбранную;

п 12 - число дебитов нефти, воды добывающих скважин (по месяцам в течение года).