Способ разработки многопластового нефтяного месторождения

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к разработке нефтяных и нефтегазовых месторождений, содержащих несколько горизонтов различного типа коллекторов. Обеспечивает снижение эксплуатационных затрат, увеличение текущих отборов. повышение коэффициента извлечения и увеличение выработки запасов при совместной эксплуатации нескольких горизонтов. Сущность изобретения: перед началом эксплуатации месторождения определяют оптимальные забойные давления отбора продукции из каждого продуктивного горизонта. Выбирают базовый горизонт, содержащий наибольшие запасы нефти, затем вводят в эксплуатацию добывающие скважины при оптимальным забойном давлении для базового горизонта, для остальных горизонтов забойные давления добывающих скважин обуславливают забойными давлениями по базовому горизонту и рассчитывают с поправкой на гидравлическую связь между ними по стволу скважины. 4 табл., 5 ил.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно к разработке нефтяных и нефтегазовых месторождений, содержащих несколько горизонтов различного типа коллекторов.

Известен способ разработки многопластового нефтяного месторождения, состоящего из горизонтов, отличающихся по своим коллекторским характеристикам, самостоятельной сеткой скважин для каждого горизонта [1].

Такой способ требует больших капитальных вложений и эксплуатационных затрат. По мере освоения месторождения сетку приходится уплотнять, что влечет за собой строительство дополнительных трубопроводов и сооружений и повышает стоимость добываемой нефти.

Наиболее близким к предлагаемому способу является способ совместной эксплуатации горизонтов [2], сущность которого заключается в следующем: закачка жидкости в каждый горизонт производится через самостоятельные нагнетательные скважины, а совместный отбор нефти из горизонтов осуществляется через добывающие скважины.

Основным недостатком вышеуказанного способа является то, что в процессе совместной эксплуатации горизонтов не учитываются их коллекторские особенности, что приводит к снижению текущих и конечных технологических показателей разработки.

Так на 6 скважинах опытного участка Архангельского месторождения Татарии [2] проводилась совместная эксплуатация верейских и башкирских отложений. По результатам этих исследований (таблица 1) видно, что при совместной эксплуатации отложений суммарный среднесуточный дебит несколько возрастает, однако он не равен сумме дебитов при их раздельной эксплуатации: дебит по нефти снижается на 60%.

При раздельной эксплуатации верейских и башкирских отложений коэффициент нефтеотдачи составляет 16,7% и 9,7%, соответственно. При совместной эксплуатации коэффициент нефтеотдачи составляет 8,4%, что приводит к снижению выработки запасов на 30%.

Целью предлагаемого способа разработки нефтяного месторождения является снижение эксплуатационных затрат, увеличение текущих отборов, повышение коэффициента извлечения, а следовательно, и увеличение выработки запасов при совместной эксплуатации нескольких горизонтов.

Указанная цель достигается предлагаемым способом, включающим эксплуатацию нефтяного месторождения, при котором производится раздельная закачка вытесняющего агента в продуктивные горизонты через сетку нагнетательных скважин и совместный отбор продукции из горизонтов через добывающие скважины.

Новым является то, что перед началом эксплуатации определяются оптимальные забойные давления отбора продукции из каждого продуктивного горизонта. Выбирается базовый горизонт, содержащий наибольшие запасы нефти. Затем вводят в эксплуатацию добывающие скважины при оптимальном забойном давлении для базового горизонта, а остальные горизонты эксплуатируют совместно при забойных давлениях, зависящих от оптимального забойного давления базового горизонта. Так как при совместной эксплуатации горизонтов оптимальное забойное давление может быть обеспечено только для одного горизонта.

Способ применяют как на ранее эксплуатируемых, так и на вновь вводимых месторождениях (участках месторождений) и осуществляют в следующей последовательности.

На месторождениях, находящихся в разработке и эксплуатирующих каждый горизонт отдельно самостоятельной сеткой добывающих и нагнетательных скважин, в добывающих скважинах дополнительно вскрывают ранее не эксплуатируемые горизонты, уплотняя тем самым сетку (в результате повышается нефтеотдача), а нагнетательные скважины оставляют без изменений. Следовательно, раздельную закачку вытесняющего агента проводят через самостоятельные нагнетательные скважины, а совместный отбор продукции осуществляют через добывающие скважины (фиг. 1, поз.1).

На вновь вводимых в разработку месторождениях бурят многозабойные нагнетательные скважины (фиг. 1, поз. 2), вскрывающие самостоятельно каждый горизонт, либо самостоятельную систему нагнетательных скважин на каждый горизонт (фиг. 1, поз.1), сетку добывающих скважин бурят единую на все горизонты для их совместной эксплуатации.

Затем проводят комплекс гидродинамических исследований нагнетательных и добывающих скважин.

Исследование нагнетательных скважин проводят на 4-5 установившихся режимах работы, отличающихся друг от друга давлением и объемами закачки. На каждом режиме: - замеряют расход и забойное давление для построения индикаторной диаграммы; - снимают профиль приемистости (для оценки охвата горизонта заводнением и его поинтервальной приемистости); - снимают кривые восстановления (падения) давления и кривые установления режима закачки для определения коллекторских свойств горизонта; - интерпретируют полученные результаты по известным методикам, затем строят соответствующие индикаторные диаграммы и графики.

Для эффективной выработки запасов режимы работы нагнетательных скважин должны обеспечивать максимальный охват заводнением, при соблюдении условия предотвращения опережающих прорывов закачиваемой воды в добывающие скважины.

Такие условия выполняются при закачке вытесняющего агента при оптимальных значениях давления нагнетания, которые определяют по комплексу выполненных исследований.

Например, область оптимальных давлений закачки на индикаторной диаграмме соответствует зоне искривления индикаторной диаграммы (фиг. 2). Далее определяют оптимальные забойные давления отбора продукции из каждого продуктивного горизонта. Для этого также выполняют комплекс гидродинамических исследований и расчеты. В примере конкретного выполнения была использована зависимость проницаемости от давления, описываемая в соответствии со следующей формулой [3] где k₀ - начальная проницаемость пласта; k - текущая проницаемость пласта; α - - коэффициент изменения начальной проницаемости при изменении давления, P - начальное пластовое давление,
P_пл - текущее пластовое давление.

Физический смысл коэффициента α заключается в следующем. Коэффициент отражает изменение коллекторских свойств пласта при изменении давления на единицу. При снижении забойного давления, по мере увеличения депрессии, сначала дебит скважины растет по линейному закону. В дальнейшем, в силу уменьшения проницаемости по экспоненциальному закону, дебит резко уменьшается.

Таким образом, с помощью коэффициента α определяют некоторое оптимальное забойное давление, при котором возможен максимальный дебит.

Коэффициент α определяют для каждого горизонта по результатам исследования скважин гидродинамическими методами. Затем рассчитывают зависимость изменения дебита скважин от давления и строят графики (фиг. 3).

Как известно, оптимальному давлению соответствует самый высокий дебит нефти. Таким образом, получают для каждого продуктивного горизонта свои оптимальные забойные давления отбора продукции.

При совместной разработке горизонтов оптимальное забойное давление может быть обеспечено только для одного горизонта. Для других горизонтов оптимальные забойные давления будут зависимы от давления для базового горизонта и их рассчитывают с поправкой на гидравлическую связь между горизонтами по стволу скважины.

Например, в простейшем случае, без учета гидравлических потерь на участке ствола скважины между горизонтами, оптимальные забойные давления вычисляют по формуле

где P - забойное давление для исследуемого горизонта, МПа
P_б - оптимальное забойное давление базового горизонта, МПа
ρ - плотность нефти, кг/м³
g - ускорение свободного падения, м/с²
h - расстояние от базового до расчетного горизонта, м.

Таким образом, совместная эксплуатация горизонтов, когда забойные давления отбора продукции рассчитывают с учетом оптимизации по базовому горизонту, позволяет минимизировать потери в добыче нефти, снизить эксплуатационные затраты за счет значительного снижения непроизводительной закачки, увеличить текущие отборы за счет повышения дебитов скважин, повысить коэффициент извлечения нефти.

Пример конкретного выполнения.

Пример реализации способа приводился для опытного участка Черемуховского месторождения. Перед расчетом забойных давлений нагнетательных скважин были изучены геолого-геофизические характеристики пластов-коллекторов и свойства пластовых флюидов.

Промышленная нефтеносность связана с карбонатными коллекторами верейского горизонта, башкирского и турнейского яруса и терригенными коллекторами тульского и бобриковского горизонтов.

Коллекторские характеристики продуктивных отложений представлены в таблице 2.

По результатам гидродинамических исследований, были рассчитаны забойные давления нагнетательных скважин и коэффициент α (табл. 3).

Получив α для каждого продуктивного горизонта, была рассчитана зависимость изменения дебита нефти от забойного давления отбора продукции из каждого горизонта (фиг. 3).

Как известно, оптимальному давлению соответствует самый высокий дебит нефти. Из фиг. 3 видно, что для продуктивных отложений башкирского яруса максимальный дебит достигается при 2,9 МПа, для бобриковских отложений - при 3,8 МПа, для турнейских отложений - при 4 МПа.

Учитывая близость глубин оптимальные давления для отложений тульского и верейского горизонтов аналогичны давлениям бобриковского горизонта и башкирского яруса, соответственно.

В результате исследований были найдены оптимальные забойные давления по всем продуктивным отложениям (таблица 4).

Далее исследовалось, какой горизонт эксплуатировать при оптимальных условиях в случае совместной эксплуатации горизонтов, так как при варианте совместной разработки оптимальное забойное давление может быть обеспечено только для одного горизонта. Для других горизонтов они будут зависимыми от давления для базового объекта и рассчитывались с поправкой на гидравлическую связь между ними по стволу скважины по формуле [2].

В качестве базового объекта были выбраны отложения башкирского яруса, так как в данных отложениях сосредоточены наибольшие запасы нефти, по сравнению с остальными (таблица 2). Следовательно, при совместной разработке горизонтов потери в добыче будут минимальны при оптимизации забойных давлений по башкирскому ярусу.

Были выполнены расчеты. Анализ полученных результатов показал следующее (фиг. 4).

Для верей-башкирских отложений варианты раздельной и совместной эксплуатации при оптимизации по башкирскому ярусу дают одинаковый результат, максимальные дебиты достигают 12,03 т/сут.

Для тульско-бобриковских отложений дебиты нефти совместной эксплуатации при оптимизации по башкирскому ярусу близки к показателям раздельной разработки. Максимальные дебиты нефти при оптимизации по башкиру составляют 4,29 т/сут, при раздельной разработке 4,4 т/сут.

Для турнейских отложений совместная эксплуатация горизонтов при оптимизации по башкиру дает худшие показатели. Максимальные дебиты нефти при оптимизации по башкиру составляют 4,1 т/сут, при раздельной эксплуатации 4,7 т/сут.

В случае совместной разработки горизонтов при оптимизации по башкиру накопленная добыча нефти почти достигает значений накопленной добычи нефти при раздельной эксплуатации. На фиг. 5 видно, что накопленная добыча нефти при совместной разработке горизонтов при оптимизации по башкирскому ярусу составляет 4391 тыс. тонн за 43 года, а при раздельной эксплуатации - 4489 тыс. т за 37 лет. Потери в случае совместной разработке продуктивных отложений при оптимизации по башкирскому ярусу составят 98 тыс. тонн нефти.

При совместной разработке горизонтов без оптимизации забойного давления по башкирскому ярусу, и, например, по турнейскому ярусу накопленная добыча была бы 3055 тыс. тонн за 32 года эксплуатации и потери составили бы 1434 тыс. тонн нефти.

Таким образом, по предлагаемому способу совместной разработки продуктивных горизонтов при оптимизации по базовому горизонту (в данном случае по башкирскому ярусу) потери в накопленной добыче составят 2,2% по сравнению с раздельной эксплуатацией, а без предлагаемого способа они составили бы 32%. Фонд скважин в обоих случаях сокращается почти в 3 раза по сравнению с раздельной эксплуатацией продуктивных горизонтов.

Источники информации
1. Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г. Совершенствование технологии разработки малоэффективных нефтяных месторождений Татарии. - Казань, Татарское книжное издательство, 1989, с.41.

2. Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г. Совершенствование технологии разработки малоэффективных нефтяных месторождений Татарии. - Казань, Татарское книжное издательство, 1989, с.62.

3. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993, с.53.

Формула изобретения

Способ разработки многопластового нефтяного месторождения, при котором производят раздельную закачку вытесняющего агента в продуктивные горизонты через сетку нагнетательных скважин и совместный отбор продукции из горизонтов через добывающие скважины, отличающийся тем, что перед началом эксплуатации определяют оптимальные забойные давления отбора продукции из каждого продуктивного горизонта, выбирают базовый горизонт с наибольшими запасами нефти, затем вводят в эксплуатацию добывающие скважины при оптимальном забойном давлении для базового горизонта, а остальные горизонты эксплуатируют совместно при забойных давлениях, зависящих от оптимального забойного давления базового горизонта и рассчитываемых с поправкой на гидравлическую связь между горизонтами по стволу скважин.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5, Рисунок 6, Рисунок 7, Рисунок 8