Способ регулирования разработки нефтяной залежи

 

Изобретение относится к способам регулирования разработки нефтяной залежи. Обеспечивает увеличение добычи нефти. Сущность изобретения: по способу отбирают нефть из добывающих скважин и закачивают воду в нагнетательные скважины. По всем добывающим скважинам определяют величины коэффициента продуктивности, обводненности и забойного давления. По всем нагнетательным скважинам определяют величины коэффициента приемистости и забойного давления. Поддерживают забойное давление у добывающих скважин выше давления насыщения нефти газом, а у нагнетательных скважин - ниже давления гидроразрыва пласта. Все добывающие и нагнетательные скважины с учетом их местоположения, коэффициентов продуктивности, обводненности и коэффициентов приемистости разделяют на самостоятельно работающие ячейки. По выделенным ячейкам совместно работающих добывающих и нагнетательных скважин осуществляют добычу нефти в соответствии с формулами. 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено при разработке нефтяной залежи низкой и средней продуктивности, по которым было проведено проектирование разработки, запроектированные добывающие и нагнетательные скважины пробурены и по ним ведут отбор нефти и закачку воды.

Известен способ регулирования разработки нефтяной залежи [1], целью которой является достижение проектной добычи нефти и проектной нефтеотдачи пластов. Указанный способ принят нами за прототип. Этот способ до повторного проектирования разработки нефтяной залежи не увеличивает добычу нефти. По этому способу считается, что определяемое по отдельным скважинам увеличение добычи нефти является качественным, а не количественным показателем эффективности, поскольку в условиях интерференции скважин увеличение добычи нефти по отдельной скважине может приводить к уменьшению добычи нефти по соседним скважинам и к общему уменьшению добычи нефти.

Примером такого неэффективного регулирования является применение форсированного отбора жидкости по высокообводненным добывающим скважинам в условиях ограниченной общей производительности системы заводнения, когда увеличение отбора нефти по высокообводненным добывающим скважинам приводит к уменьшению отбора нефти по всем остальным менее обводненным добывающим скважинам и к общему уменьшению отбора нефти.

Недостатком известного способа [1] является идеализация проектных расчетов, представление об их высокой точности, соответственно о невысокой погрешности и невысокой эффективности оперативно проводимых мероприятий по регулированию, допускаемое промедление с осуществлением мероприятий по регулированию лишь после проведения повторного проектирования и связанная с этим промедлением потеря значительной части эффективности мероприятий. Причем потеря эффективности особенно велика на низкопродуктивных и среднепродуктивных нефтяных залежах с высокой зональной неоднородностью по продуктивности нефтяных пластов.

По известному способу [1] предполагается, что значительное увеличение добычи нефти требует значительных дополнительных экономических затрат, прежде всего, на бурение и обустройство новых скважин и поэтому требует повторного проектирования разработки нефтяной залежи.

Известно, что при проектировании разработки нефтяных залежей определение среднего коэффициента продуктивности проектных скважин делают по среднему коэффициенту продуктивности разведочных скважин. Обычно число разведочных скважин бывает во много раз (в десятки и сотни раз) меньше числа проектных скважин. В условиях почти хаотической высокой неоднородности скважин по продуктивности определение средней продуктивности проектных скважин по небольшому числу разведочных скважин содержит риск большой ошибки. Чтобы в значительной мере исключить этот риск и обеспечить запроектированным отборам нефти необходимую 90%-ную надежность, применяется коэффициент надежности, который уменьшает продуктивность по разведочным скважинам. Известно [2], что этот коэффициент надежности имеет следующую формулу: где n₀ - общее число проектных скважин, n_u - число исследованных разведочных скважин, по каждой из которых определена величина η - коэффициента продуктивности по нефти, V²_η - показатель неоднородности проектных скважин по величине коэффициента продуктивности - квадрат коэффициента вариации, определяемый по (η²)_ср - среднему квадрату коэффициента продуктивности и (η)²_ср - квадрату среднего коэффициента продуктивности - величина V²_η - оценивается по разведочным скважинам или принимается по аналогии по другим нефтяным залежам.

Для иллюстрации недостатков известного способа приведем числовой пример.

По рассматриваемой нефтяной залежи показатель неоднородности проектных скважин по коэффициенту продуктивности равен V²_η = 1. Общее число проектных скважин равно n₀ = 100, а число исследованных разведочных скважин равно n_u = 10. При этом коэффициент надежности ради обеспечения необходимой 90%-ной надежности понижающий средний коэффициент продуктивности разведочной скважины и средний расчетный дебит скважины равен Таким образом получается, что средний коэффициент продуктивности, установленный по 10 разведочным скважинам, при расчете общей годовой добычи нефти 100 проектных скважин уменьшается в 1,634 раза. После бурения и включения в работу 100 проектных скважин фактическая общая годовая добыча нефти в 10% случаев (по 10 залежам из 100 залежей) будет ниже проектной, а в 90% случаев (по 90 залежам из 100 залежей) может быть будет выше проектной.

Задачей изобретения является увеличение добычи нефти.

Для решения указанной задачи в известном способе регулирования разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти из добывающих скважин и закачку воды в нагнетательные скважины, определяют по всем добывающим скважинам величины коэффициента продуктивности, обводненности и забойного давления и по всем нагнетательным скважинам величины коэффициента приемистости и забойного давления, поддерживают забойное давление у добывающих скважин выше давления насыщения нефти газом, а у нагнетательных скважин - ниже давления гидроразрыва пласта, причем все добывающие нагнетательные скважины с учетом их местоположения, коэффициентов продуктивности, обводненности и коэффициентов приемистости разделяют на самостоятельно работающие ячейки и по выделенным ячейкам совместно работающих добывающих и нагнетательных скважин осуществляют увеличение добычи нефти в соответствии со следующими формулами: - в основное время разработки нефтяной залежи: сумма дебитов нефти всех добывающих скважин рассматриваемой ячейки q = Σq_i __→ max, дебит нефти i-й добывающей скважины q_i = η_i·(1-A_i)·(P_пл-P_сэi),
пластовое давление в пределах рассматриваемой ячейки скважин

при P_снj < P_грn и P_сэi > P_наc;
- в завершающий период разработки нефтяной залежи,
дебит нефти i-й добывающей скважины
q_i = η_i·(1-A_i)·(P_пл-P_сэi) __→ max,
доля от начального коэффициента продуктивности i-й добывающей скважины

пластовое давление в пределах рассматриваемой ячейки скважин

при P_снj < P_грn и P_сэi > P_наc;
где q - дебит нефти рассматриваемой ячейки скважин, q_i - дебит нефти i-й добывающей скважины, η_i - начальный коэффициент продуктивности по нефти i-й добывающей скважины, A_i - снижение коэффициента продуктивности по нефти i-ой добывающей скважины из-за обводнения, т. е. из-за прорыва вытесняющего агента, P_пл - пластовое давление в пределах рассматриваемой ячейки скважин, P_сэi - забойное давление при добывающей скважины, P_снj - забойное давление j-й нагнетательной скважины, η_j - коэффициент продуктивности по нефти до начала закачки воды у j-й нагнетательной скважины, μ_* - соотношение подвижностей воды (вытесняющего агента) и нефти в пластовых условиях, A_j - расчетная доля воды (вытесняющего агента) в потоке жидкости в i-ю добывающую скважину от j-й нагнетательной скважины, (1-A_j)·η_j·(P_снj-P_пл) - вклад j-й нагнетательной скважины в дебит нефти i-й добывающей скважины.

При этом под завершающим периодом разработки нефтяной залежи подразумевается период, когда большинство добывающих скважин, достигших запроектированной обводненности, уже выключены из работы, а оставшиеся в работе добывающие скважины разобщены, так как окружены многими нагнетательными скважинами, когда на одну добывающую скважину работают несколько нагнетательных скважин.

Предложенный способ регулирования разработки нефтяной залежи лишен недостатка, присущего известному способу [1]: он увеличивает добычу нефти в подавляющем большинстве случаев (более 90% случаев) выше проектного уровня и осуществляется без промедления. Это увеличение добычи нефти в среднем в раз, в приведенном примере в 1/0,612 = 1,634 раза; по 20% наиболее продуктивных добывающих скважин, коэффициент продуктивности у которых выше среднего коэффициента продуктивности в 2,6 раза, дебит нефти будет увеличен и станет выше среднего проектного дебита нефти в 2,6 · 1,634 = 4,25 раза, по 10% наиболее продуктивных добывающих скважин дебит нефти станет выше среднего проектного дебита в 3,29 · 1,634 = 5,39 раза.

Предложенный способ также лишен серьезного недостатка других способов, отмеченного в известном способе [1] и состоящего в неучете взаимодействия (интерференции) скважин; предложенный способ учитывает взаимодействие (интерференцию) соседних добывающих и нагнетательных скважин.

Пример осуществления предложенного способа регулирования разработки нефтяной залежи.

По рассматриваемой нефтяной залежи все добывающие и нагнетательные скважины разделены на ячейки. Рассматривается работа одной из выделенных ячеек скважин. В эту ячейку входит одна нагнетательная скважина с коэффициентом приемистости η_п·μ_* = 5 · 3 = 15 м³/сут.ат и забойным давлением P_сн = 400 ат и пять добывающих скважин.

Расчетные величины по добывающим скважинам представлены в таблице.

В представленной таблице показаны параметры пяти добывающих скважин, их дебиты нефти и общий дебит нефти ячейки равный q = 292,2 м³/сут при фактических забойных давлениях; затем забойное давление у всех добывающих скважин устанавливается одинаковым и q = 292,2 м³/сут при фактических забойных давлениях; затем забойное давление у всех добывающих скважин устанавливается одинаковым и равным давлению насыщения нефти газом P_сэ = P_наг = 100 ат и снова определяются их дебиты нефти и общий дебит нефти ячейки равный q = 321,8 м³/сут; затем из работы выключается наиболее обводненная добывающая скважина с расчетной долей агента A = 0,9, при этом теряется дебит нефти выключенной из работы добывающей скважины равный 34,8 м³/сут, но зато увеличивается пластовое давление с P_пл = 186,9 ат до P_пл = 210,8 ат, увеличиваются дебиты нефти оставшихся в работе добывающих скважин и общий дебит нефти ячейки достигает величины q = 410,2 м³/сут, то есть выключение из работы высокообводненной скважины увеличило общий дебит нефти рассматриваемой ячейки на 88,4м³/сут или в 410,2/321,8 = 1,275 раза.

Источники информации
1. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки. Ш.К. Гиматудинов, Ю.П. Борисов, М.Д. Розенберг и др. - М.: Недра, 1983, гл. XXI. Осуществление запроектированной системы разработки. 3. Регулирование процесса разработки. Стр. 446. [Прототип].

2. Лысенко В.Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1987, стр. 26.

Формула изобретения

Способ регулирования разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти из добывающих скважин и закачку воды в нагнетательные скважины, отличающийся тем, что определяют по всем добывающим скважинам величины коэффициента продуктивности, обводненности и забойного давления и по всем нагнетательным скважинам величины коэффициента приемистости и забойного давления, поддерживают забойное давление у добывающих скважин выше давления насыщения нефти газом, а у нагнетательных скважин - ниже давления гидроразрыва пласта, причем все добывающие и нагнетательные скважины с учетом их местоположения, коэффициентов продуктивности, обводненности и коэффициентов приемистости разделяют на самостоятельно работающие ячейки и по выделенным ячейкам совместно работающих добывающих и нагнетательных скважин осуществляют увеличение добычи нефти в соответствии со следующими формулами: в основное время разработки нефтяной залежи: сумма дебитов нефти всех добывающих скважин рассматриваемой ячейки q = Σq₁ __→ max, дебит нефти i-й добывающей скважины q_i = η_i(1-A_i)·(P_пл- P_сэi), пластовое давление в пределах рассматриваемой ячейки скважин

при P_снj < P_грn и P_сэi > P_нас - в завершающий период разработки нефтяной залежи: дебит нефти i-й добывающей скважины q_i = η_i·(1-A_i)·(P_пл- P_сэi) __→ max, доля от начального коэффициента продуктивности i-й добывающей скважины

пластовое давление в пределах рассматриваемой ячейки скважин

при P_снj < P_грп и P_сэi > P_нас;
где q - дебит нефти рассматриваемой ячейки скважин;
q_i - дебит нефти i-й добывающей скважины;
η_i - начальный коэффициент продуктивности по нефти i-й добывающей скважины;
A_i - снижение коэффициента продуктивности по нефти i-й добывающей скважины из-за обводнения, т.е. из-за прорыва вытесняющего агента;
P_пл - пластовое давление в пределах рассматриваемой ячейки скважин;
P_сэi - забойное давление i-й добывающей скважины;
P_снj - забойное давление j-й нагнетательной скважины;
η_j - коэффициент продуктивности по нефти до начала закачки воды у j-й нагнетательной скважины;
μ_* - соотношение подвижностей воды (вытесняющего агента) и нефти в пластовых условиях;
A_j - расчетная доля воды (вытесняющего агента) в потоке жидкости в i-ю добывающую скважину от j-й нагнетательной скважины;
(1-A_j)·η_j·(P_снj- P_пл) - вклад j-й нагнетательной скважины в дебит нефти i-й добывающей скважины.

РИСУНКИ

Рисунок 1

NF4A Восстановление действия патента Российской Федерации на изобретение

Извещение опубликовано: 20.09.2005        БИ: 26/2005