Способ разработки залежей нефти в неоднородных коллекторах Советский патент 1993 года по МПК E21B43/20 

.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, и может быть применено на залежах с послойно и зонально неоднородными коллекторами.

Целью предлагаемого способа является снижение объема попутно добываемой воды и экономия материальных затрат.

На фиг. 1 представлена карта изоляций скоростей нарастания обводненности при эксплуатации участка по известному способу: на фиг. 2 - карта изоляций скоростей нарастания обводненности при эксплуатации участка по предлагаемому способу.

Предлагаемый способ осуществляют в следующей последовательности.

Залежь, представленную неоднородными коллекторами, разбуривают проектной

сеткой скважин и осуществляют ее обустройство. Производят закачку воды в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин.

Рассмотрим осуществление предлагав мого способа на примере элемента 3-х рядной системы заводнения, включающего десять нагнетательных и тринадцать добывающих скьэжин (см. фиг. 2). Рассмотренный участок состоит из множества зон с различной проницаемостью. В табл. 1 приведены значения проницаемости в районе каждой скважины. С участка добывается 44,2 тыс. т, жидкости в год.

После достижения средней обводненности добываемой продукции по участку до 10-20% приступают к использованию пред00

00

00

ел о

00

GO

латаемого способа, а именно, создают режим нестационарного заводнения и отбора. При этом время работы и простоя добывающих скважин устанавливают прямо пропор- ционально скорости нарастания обводненности (СНО) и регулируют по мере ее изменения. У скважин с большой СНО время простоя увеличивают вплоть до полной остановки на определенное время, а у скважин с низкой СНО уменьшают срок про- стаивэния вплоть до прекращения циклиро- вания. Время проЪтоя добывающих скважин определяют следующим образом. Рассчитывают среднюю СНО по участку в целом. Для этого изменение обводненности (в

за определенный период делится

на время (годы). Рассчитывают СНО по каждой скважине и сравнивают эти значения со средней величиной СНО по участку. Скважины со СНО близкой к средней величине по участку эксплуатируют с прежними периодами полуциклов простоя и эксплуатации. Изменение соотношения полупериодов циклирования. производят по скважинам с высокой и низкой СНО. Период простоя по скважинам с высокой СНО увеличивают до величины, обеспечивающей среднюю СНО. По скважинам с низкой СНО производят увеличение периода работы скважин, причем в случае возможности увеличения СНО до средней величины ее переводят на режим постоянного отбора.

Время периодов работы добывающих скважин определяют по формуле А Вер 0.5

tpa6

ДВ|

О)

где ДВСр - средняя скорость нарастания обводненности по участку;

Д В-, - скорость нарастания обводненности 1-ой скважины;

0,5 - доля времени работы скважин (50% времени скважина работает, 50% - простаивает).

Время работы и простоя нагнетательных скважин определяют аналогичным образом, с той лишь разницей, что учитывает СНО ближайших добывающих скважин. Для этого по ближайшим скважинам каждой нагнетательной скважины определяют среднее значение (СНО)к Затем находят среднее значение (СНО)Ср по всем скважинам, расположенным вблизи всех нагнетательных скважин. Подставляя (СНО)ср вместо ДВСр и(СНО) вместо BI в формуле(1), определяют время работы каждой нагнетательной скважины. А время простоя нагнетательных скважин определяется как разница между временем полного цикла (закачка и простой

15

20

25

как правило 2 месяца) и работы, рассчитанного по формуле (1).

При осуществлении предлагаемого способа возможно некоторое снижение отбора 5 жидкости с участка из-за ограничения времени работы скважин с высокой СНО (как правило, это высокопродуктивые скважины). Недобор жидкости восполняют форси- рованной работой этих скважин в период простоя нагнетательных скважин.

Регулирование времени полуциклов отбора и простоя, закачки и простоя каждой скважины позволяет оптимизировать объемы закачки и отбора по всей площади залежи, а также направления движения закачиваемого вытесняющего агента и фактически приводит к автоматическому управлению движением вытесняющего агента по всей площади разрабатываемой залежи нефти.

Добывающие скважины обводняются с одинаковой скоростью (см. фиг. 2). Происходит равномерное вытеснение нефти в направлении всех добывающих скважин. Фронт вытеснения выравнивается во всех направлениях. Уменьшается непроизводительная закачка и отбор вытесняющего агента из-за ограничения ее движения в направлении добывающих скважин с высокой СНО. Часть закачиваемого вытесняющего агента, двигающаяся ранее в сторону высокообводненных скважин (с высокой СНО) меняет направление движения в сторону низкообводненных скважинке низкой СНО), т.е. направляется в зоны с высоким содержанием остаточной нефти. В результате уменьшается отбор попутно добываемой воды, увеличиваются извлекаемые запасы.

Пример конкретного выполнения.

Осуществление предлагаемого способа рассмотрим на примере залежи нефти (фиг. 2). Участок эксплуатируется три года. Средняя обводненность продукции по участку достигла 18,3%,средняя СНО-12,2% в год. - По скважинам СНО представлены в табл. 2.

Определим время периодов простоя добывающих скважин (по известному способу период простоя равен периоду работы и для условий месторождений Татарии он приблизительно равен 30 дням) по формуле (1)(фиг. 1,2).

Результаты расчетов приведены в табл. 2 и показаны на фиг. 2.

Добывающие скважины пускаются в ре30

40

55

жим циклирования с расчетным временем работы и простоя (табл. 2).

Как видно из табл. 2 и фиг. 1 у скважин с СНО (имеется ввиду СНО до применения предлагаемого способа) меньше среднего значения (12,2% в год) время работы превышает время простоя, а у скважин с незначи- т льной СНО (СНО менее б, 1 % в год) время простоя отсутствует, т.е. эти скважины эксплуатируются без циклирования. Как видно ир фиг. 2 скорость нарастания обводненно- с|и выравнивается по всему полю участка. В|ремя работы скважин с высоким значени- eto СНО уменьшается, а у скважин с низким значением СНО наоборот увеличивается. Время работы нагнетатель ых скважин определяется по той же формуле (1). Так, для нагнетательной скважины Ms 1 расчетное

время работы tpa6 -™ 0,5 0,38. где 15 (СНО)ср добывающих скважин, расположенных вблизи нагнетательных скважин, 20 - (СНО)| ближайшей добывающей скважины (lik 6). Доля работы этой скважины в цикле закачки составляет 38%. Если полупериод циклической закачки составляет 30 сут, то эта скважина работает 11 сут (0,38 х 30 сут), 19 сут - стоит.

Для лучшего проявления капиллярных и гидродинамических сил циклы закачки агента в нагнетательные скважины совмещают с циклом простоя добывающих скважин. Таким образом., замедляется средняя скорость нарастания обводненности по участку. Скважины с высоким значением QHO (№№ 1:7, 16 и 6) в цикле простоя нагнетательных скважин (№N« 1, 2 и 21, 22) переводятся на Форсированный режим добычи (наиболее высокое значение СНО в скважинах NkN; 17, 16 и 6 - СНО выше 20% в год).

Экономическая оценка эффективности предлагаемого способа произведена исходя из того, что в результате применения предлагаемого способа происходит снижение обводненности добываемой продукции и соответственно добывается больше нефти. За год эксплуатации участка нефтяной залежи, рассмотренного в примере конк

ретного исполнения, обводненность добываемой продукции при применении предлагаемого способа снизилась на 2,1% (средняя СНО по известному способу 12.2% в год, по предлагаемому способу 10,1 в год, см. табл. 2). При добыче 44,2 тыс. т. жидкости с участка дополнительная добыча нефти составит 1458.6 т. в год (44200 х 0,021 - 928,2). Экономический эффект на одну скважину в год составит (дополнительная добыча на одну скважину 928,2 : 13 скв. 71.4 т):

Э-0 Ц -71.4 1000-71400 руб/год, 1000 руб. - стоимость одной тонны нефти.

15

Формула изобретения Способ разработки залежей нефти в неоднородных коллекторах, включающий бурение добывающих и нагнетательных

скважин, циклическую закачку и отбор продукции и регулирование процесса разработки, о т л и ч а ю щ и и с я тем, что в процессе регулирования разработки в цикле работы скважин устанавливают и изменяют время

работы каждой добывающей и нагнетательной скважин, участвующих в циклическом отборе и закачке, причем время работы добывающих скважин определяют из отношения средней скорости нарастания

обводненности по участку к скорости нарастания обводненности данной скважины, а время работы каждой нагнетательной скважины определяют из отношения скорости нарастания обводненности добываемой

продукции добывающих скважин к скорости нарастания обводненности добываемой продукции ближайшей добывающей скважины, при этом недобор жидкости по высокообводненным скважинам компенсируют

форсированным отбором в цикле отбора добывающей скважины на время цикла остановки нагнетательной скважины.

Таблиц а-1

Продолжение табл.1

Продолжение табл.1

Продолжение табл.2

f

Ъ.«

4 i

5Г

23

Фиг. 1

10 « Т2У2

. 15

W 12,2

12

1272

А 1

19

-i-20

21

13 в

i

22

2

N

-t

5 Л

23