Способ разработки нефтяного месторождения

 

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)<SP POS="POST">2</SP>:B]<SP POS="POST">1/3</SP>, 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.

СОЮЗ СО8ЕТСННХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК щ)5 F. 21 В 43/20

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К А BTOPCHOMY СВИДЕТЕЛЬСТВУ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР (21) 4447091/24-03 (22) 22.06.88 (46) 15.11.90.Бюл. Ф 42 (71) Татарский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности (72) P.Г.Абдулмазитов, P.Г.Рамазанов, P.Х.Хуслимов, P„H.Дияшев, A.Т.Панарин и А,С.Калимуллин (53) 622.276 (088,8) (56) Авторское свидетельство СССР

Ф 925147, кл. Г 21 В 43/20, l980. (54) СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО

ИЕСТОРОМДЕНИЯ (57) 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

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений с неоднородными пластами и может быть исппльзовано в нефтедобывающей промышленности.

Цель изобретения — уменьшение количества дополнительно буримых скважин.

Способ осуществляют следующим образом.

SU, 160 686 А1

2 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. Пз различных вариантов групп скважин выбирают максимально необходимую нефтеотдачу для получения проектной нефтеотдачи и на ее основе определяют плотность сетки скважин S по зависимости:

S = ((1п А/$) :8,где А- коэффициент, характеризующий вытеснение нефти из охваченного дренированием объема месторождения;  — коэффициент, характеризующий не охваченный вытеснением объем месторождения при различной плотности сетки скважин. Определение коэффициентов А и В и расчет по ним сетки скважин позволяет уменьшить количество дополнительно бурилых скважин, что при увеличении нефтедобычи уменьшает соответственно затраты на добычу нефти. 2 табл.

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 извлекае1606686 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 0.51,0 г.> по той же характеристике вытес- 0 кения определяют коэффициент конечной нефтеотдачи с отключенными скважинами, т.е. при плотности сетки скважин, отличающейся от первоначальной.

Через 0.,5-1,0 r. отключают другую группу скважин и определяют коэффициент конечной нефтеотдачи при другой плотности сетки. Количество отключаемых скважин зависит от послойной и зональной неоднородности месторождения и числа пробуренных скважин на месторождении. В связи с тем, что при отключении скважин (обычно это количество составляет до 10% пробуренного фонда) возможно будет наблюдаться снижение текущей добычи нефти, то определение конечной нефтеотдачи при различных плотностях сеток скважин можно использовать другой вариант, например, при бурении допол,нительных скважин. I

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- 40 рождения, которая интегрально оценивается коэффициентами А и В.

На основании проведенных исследований по многочисленным месторождениям получено, что связь между плот- 45 ностью сетки скважин и нефтеотдачей выражается зависимостью вида = А е, (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 полS5 нотой вытесняется нефть из охваченного .дренированием объема месторождения. Параметр В в интегральном виде характеризует не охваченные проо цессом вытеснения участки месторождения.

Замерив выходные показатели: добычу нефти, воды и их изменение в зависимости от количества работающих скважин, производят определение коэффициентов конечной нефтеотдачи.

В связи с тем, что эксплуатация месторождения длительный 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 не известных). Для повышения точности определения параметры A и В рассчитывают по 4-5 значениям коэффициента конечной нефтеотдачи. Определив параметры A 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 (2) где S — - плотность сетки скважин; — максимально необходимая нефтеотдача;

А — коэффициент, характеризующий вытеснение нефти из охваченного дренированием объема месторождения; л

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

Пример. На месторождении по основной сетке скважин пробурено

2558 скважин. Площадь нефтеносностн месторождения составляет 59863 га.

По накопленной добыче нефти и жидкости по истории разработки (характеристике вытеснения) определяют извлекаемые запасы нефти..

С пробуренными скважинами ожи- даемая нефтеотдача для конечной стадии составит 0 513 (табл.1). Ппот1606686 6 ченная от добычи и реализации о . 513 тыс.т. дополнительной нефти, н. составит 15,4 мпн.руб., что на

10,5 млн руб. меньше затрат на добычу этой дополнительной нефти. Как видно из приведенных расчетов, повый шение коэффициента нефтеотдачи за счет бурения дополнительных скважин

1О сверх оптимального количества является экономически невыгодным мероприяок тием. Поэтому данный способ позволяет сократить количество дополнительно буримых скважин.

45 где Б — плотность сетки скважин;

А — коэффициент1 характеризующий вытеснение нефти из охваченного дренированием объема месторождения;

 — коэффициент, характеризую.щий не охваченный вытеснением объем месторождения при различной плотности сетки скважин. ность сетки скважин при этом была

23,4 га/скв. Отключили. равномерно п месторождению 39 пробуренных скважи (1,57. от пробуренного фонда) и по истечении 1 г. определили коэффициент конечной нефтеотдачи при другой плотности сетки скважин с остановко различного числа скважин в течение

4-5 лет. Статистической обработкой коэффициентов конечной нефтеотдачи и соответствующим им плотностям сет скважин по зависимости (1) определяют коэффициенты А и В.

В данном случае они получились рав- ными А = 0,595 В = 0,0013., По полученной зависимости провели серию технико-экономических расчетов с определением народнохозяйственного эффекта с различным количест- 2О вом скважин. Расчеты технико-экономических показателей возможны по любой методике расчета технологических показателей, применяемых при проектиро

Ф вании разработки нефтяных месторож- 25 дений.

Результаты расчетов показаны в табл.2.

Дпя соответствующей плотности oIIределяется 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 0,54 1, 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/cKB). Бурение 79 дополнительных скважин по прототипу приведет к повышению коэффициента конечной нефтеотдачи на 0.001, т.е. позволит дополнительно добыть 513 тыс.т ° нефти.

Для добычи этого количества нефти необходимо затратить 25,9 мпн.руб.

Народнохозяйственная ценность, полуФормула изобретения

Способ разработки нефтяного месторождения, включающий бурение сетки нагнетательных и добывающих скважин, закачку воды через нагнетательные скважины, добычу нефти через добывающие скважины, бурение дополнительных скважин, определение коэффициента нефтеотдачи, отличающийся тем, что, с целью уменьшения количества 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 скважин максимально необходимую нефтеотдачу для получения проектной нефтеотдачи и на основе максимально необходимой нефтеотдачи (определяют сетку скважин из следующей зависимости:

1606686

Таблица!

Значение плотности сетки скважин и соответствующие ей коэффициенты конечной нефтеотдачи

Год разра- Количество Плотность ботки остановлен- сетки скваных скважин жин, га/скв, Извлекаемые

Коэффициент конечной нефтеотдачи,дес.ед. запасы, тыс.т.

23,4

26332

23,8

24,4

24,9

50

25,4

Табл ица 2

Значения народнохозяйственного эффекта при различной плотности сетки скважин

Народнохозяйственный эффект,X от максимального

Количество скважин,ед.

Нефтеотдача доли, ед.

Плотность сетки скважин, га/скв, 17,2 (прото- 0,542 тип) 3480

99 95

89,6

2558

23,4

96,3

2993

20,0

3326

98,8

18,0

100

3401

17 6

16,0

14,0

99,9

3741

99,4

4276

Составитель В.Кошкин

Редактор M.Òîâòèí Техред M.Äèöbïñ Корректор Н.Король

Заказ 3536 Тираж 483 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", г.ужгород, ул. Гагарина,101

0,513

0,530

0,539

0,541

0,547

0,556

26О202

259622

259349

255370

0,513

0,507

0,506

0,505

О, 49.8