Способ разработки залежей нефти в неоднородных коллекторах

 

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (я)5 Е 21 В 43/20

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ПАТЕНТНОЕ ведомство СССР (гаспАтент cccp) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К ПАТЕНТУ .

В (21) 5019289103 (22) 18.10.91 (45) 30.08.93, Бюл. М 32 (71,) Татарский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности (7 ) P. Г. Р а маза н о в, P.Ã.Àáäóëìà зито в, P.R.MóñëèìîB, А.З,Нафиков и А.Т.Панарин

{73) Татарский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности (56) Максимов М,И. "Геологические основы разработки нефтяных месторождений". M.:

Недра, 1975, с. 471, Сургучев M.Ë. "8торичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов".

М.: Недра, 1985, с. 144. (5 ) СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ 8 НЕОДНОРОДНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ (57) Способ разработки залежей нефти в неоднородных коллекторах, включающий, 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, разбуриваюг проектной,5U„„ 1838593 АЗ 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 иэ 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 добывающей продукции ближайшей добывающей скважины,при этом недобор жидкости по высокообводненным скважинам компенсируют форсированным отбором в цикле отбора добывающей скважины во время цикла остановки нагнетательной скважины. 2 ил. 2 табл. сеткой скважин и осуществляют ее обустройство. Производят закачку воды в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин.

Рассмотрим осуществление предлагае-, мого способа на примере элемента 3-х рядной системы эаводнения. включающего десять нагнетэтельных и тринадцать добывающих скьажин (см. фиг. 2). Рассмотренный участок состоит из множества 30Н с различной проницаемостью. 8 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 пред1838593

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), Затем находят среднее значение (СНО) р по всем скважинам, расположенным вблизи всех нагнетательных скважин. Подставляя (CH0) p вместо hBcp и(СНО) вместо В в формуле(1), определяют время работы каждой нагнетательной скважины. А время простоя нагнетательных скважин определяется как разница между временем полного цикла (закачка и простой

55 лагаемого способа, а именно. создают режим нестационарного заводнения и отбора, При этом время работы и простоя добывающих скважин устанавливают прямо пропорционально скорости нарастания обводненности (СНО) и регулируют по мере ее изменения. У скважин с большой CHO время простоя увеличивают вплоть до полной остановки на определенное время, а у скважин с низкой СНО уменьшают срок простаивания вплоть до прекращения циклиро- . вания. Время простоя добывающих скважин определяют следующим образом.

Рассчитывают среднюю СН0 по участку

B 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 трэб i =

Л Вср 0,5 аBi (1) где ЛВ,р — средняя скорость нарастания обводненности по участку;

Л В вЂ” скорость нарастания обводнен- 40 ности i-ой скважины;

0,5 — доля времени работы скважин (50% времени скважина работает, 50%— простаивает). как правило 2 месяца) и работы, рассчитанного по формуле (1).

При осуществлении предлагаемого способа возможно некоторое снижение отбора жидкости с участка иэ-за ограничения времени работы скважин с высокой СНО (как правило, это высокопродуктивые скважины), Недобор жидкости восполняют форсированной 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 скважин(с низкой СНО), т.е. направляется в эоны 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 СНΠ— 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 30дням) по формуле (1)(фиг, 1, 2).

Результагы расчетов приведены в табл.

2 и показаны на фиг. 2.

Добывающие скважины пускаются в режим 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 превы1838593

Таблица1

Продолжение табл.1 шает время простоя, а у скважин с незначительной СНО (СНО менее 6,1 в год) время п1эастоя отсутствует, т.е. эти скважины эксплуатируются беэ циклирования, Как видно из фиг. 2 скорость нарастания обводненносТи выравнивается по всему полю участка.

Время работы скважин с высоким значением CHO уменьшается, а у скважин с низким зНачением СНО наоборот увеличивается, В ремя работы нагнетатель"ых скважин опразделяется по той же формуле (1). Так, для нагнетательной скважины М 1 расчетное

15 время работы tpgg = „= 0,38, где 15—

20 (СНО) р добывающих скважин, расположенных вблизи нагнетательных скважин, 20— (CHO)i ближайшей добывающей скважины (N 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 па участку.

Скважины с высоким значением НО (МN-

17, 16 и 6) в цикле простоя нагнетательных скважин (1ФМ 1, 2 и 21, 22) переводятся на форсированный режим добычи (наиболее высокое значение СНО в скважинах N N 17, 16 и 6 — CHO выше 20 в год).

Экономическая оценка эффективности предлагаемого способа произведена исходя из того, чта в результате применения предлагаемого способа происходит снижение обводненности добываемой продукции и соответственно добывается больше нефти. За год эксплуатации участка нефтяной залежи, рассмотренного в примере конкретного исполнения, обводненность добываемой продукции при применении предлагаемого способа снизилась на 2,1ф, (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 од-. ну скважину 928,2: 13 скв. = 71,4 т):

Э = О Ц - 71,4 1000 - 71400 руб/год, 1000 руб. — стоимость одной тонны нефти.

Формула изобретения

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

20 скважин, циклическую закачку и отбор продукции и регулирование процесса разработки, отличающийся тем, что в процессе регулирования разработки в цикле работы скважин устанавливают и изменяют время

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

30 обводненности па участку к скорости нарастания обводненности данной скважины. а время работы каждой нагнетательной скважины определяют из отношения скорости нарастания обвадненнасти добываемой

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

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

1838593

Продолжение табл.1

Тэблица2

Продолжение табл,2

1838593 гЮ 1Ь 1Ю

Ig Е ко

Б фв

1 тч е

23

Фиг. I

I0 Ф

1,2 б ©

II2

Г2,2

П,2Е

12 Ф

le

I7 е

iZ,г

- г,Ф

75 б

9 18

D o

Фиг. 2

8 — к скважины

I5 — значение скорости нарастания обаодненности

5 - линии равннк скоростей нарастания обводненности

- наг нетате ль ные скважины

- добывающие снважини

Составитель P.Àáäóëìàçèòîâ

Техред М,Моргентал Корректор M.Àíäðóøåíêî

Редактор С.Ходакова

Заказ 2914 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

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

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