RU1739693C

RU1739693C - Способ разработки многопластовой нефтяной залежи

Info

Publication number: RU1739693C
Authority: RU
Inventors: Ю.Е. Батурин
Original assignee: Батурин Юрий Ефремович
Priority date: 1990-07-09
Filing date: 1990-07-09
Publication date: 1994-08-15

Abstract

Цель изобретения - повышение эффективности разработки. Сущность изобретения: до размещения нагнетательных и эксплуатационных скважин на обрабатываемые пласты в лабораторных условиях для каждого пласта определяют зависимость коэффициента вытеснения от градиента давления. На отрабатываемых пластах линии отбора от линии нагнетания размещают на расстояниях, соответствующих максимальному коэффициенту вытеснения на многопластовой залежи, линию отбора размещают от линии нагнетания по пласту с минимальным расстоянием между ними. 1 з.п. ф-лы, 3 табл., 5 ил.

Description

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может быть использовано в нефтяной промышленности.

Известен способ разработки нефтяных залежей путем закачки воды в нагнетательные скважины и отбора нефти из эксплуатационных скважин.

Как следует из практики разработки нефтяных месторождений, эффективность известного способа ограничена, в частности, коэффициент нефтеизвлечения в зависимости от геолого-физических условий не превышает 0,2-0,6. В дискретной системе скважин это обусловлено, как известно, ограниченными нефтевытесняющими способностями воды как агента-вытеснителя и прерывистостью строения пластов.

По известному способу на многопластовом месторождении размещают систему нагнетательных и эксплуатационных скважин, вскрывающих все пласты (прослои). В первые нагнетают воды, из вторых отбирают нефть. Плотность сетки выбирается по экономическим критериям. Поскольку при сгущении сетки (сокращении расстояний между скважинами) затраты на реализацию системы разработки резко возрастают, сетки скважин на реальных месторождениях не бывают слишком плотными.

В дополнение к сказанному выше проведенными в СибНИИП исследованиями установлена сильная зависимость эффективности вытеснения от приложенного на пласт (между линиями нагнетания и отбора) градиента давления. В реальных пластах и применяемых системах размещения скважин градиенты на пласт невелики. Эффективность вытеснения нефти водой проявляется не в полной мере, потенциальные возможности метода заводнения не реализуются.

Целью изобретения является повышение эффективности разработки.

Цель достигается тем, что по способу разработки, включающему бурение системы нагнетательных и эксплуатационных скважин, закачку воды в нагнетательные скважины и отбор нефти из эксплуатационных скважин, для начала эксплуатации залежи определяют для каждого пласта лабораторным путем с соблюдением пластовых условий зависимость относительного коэффициента вытеснения от градиента давления, осредняют их с помощью усредненной зависимости размещают на отрабатываемых пластах линии нагнетания от линий отбора на расстояниях, при которых проявляется максимальная нефтевытесняющая способность воды.

Кроме того, на отрабатываемых пластах может быть рекомендовано размещение линий нагнетания и отбора по зависимости относительного коэффициента вытеснения от градиента давления, которая приводит к наиболее плотной сетке скважин.

Сопоставительный анализ заявляемого решения с прототипом показывает, что предлагаемый способ отличается от известного тем, что до начала эксплуатации залежи определяют для каждого пласта лабораторным путем с соблюдением пластовых условий зависимость относительного коэффициента вытеснения до градиента давления, осредняют их и с помощью усредненной зависимости размещают на обрабатываемых пластах линии нагнетания от линий отбора на расстояниях, при которых проявляется максимальная нефтевытесняющая способность воды.

Таким образом, заявляемый способ соответствует критерию изобретения "новизна".

Предлагаемый способ обладает существенными отличиями, поскольку на всех реальных месторождениях потенциальные возможности метода заводнения не доиспользуются из-за отсутствия способов разработки с признаками, характеризующими предложенный способ.

Реализуют способ следующим образом. Экспериментальным путем с соблюдением пластовых условий и применением естественных образцов керна определяют в лабораторных условиях зависимость эффективности вытеснения нефти водой от приложенного на пласт градиента давления. В качестве примера на фиг.1 показана такая обобщенная зависимость для пластов групп А, Б, Ю месторождений Западной Сибири, на фиг.1 максимальный коэффициент вытеснения соответствует скорости вытеснения 730 м/г, как это было регламентировано отраслевым стандартом (ОСТ 39-070-78. Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях, с.8).

В условиях реальных месторождений возможности повышения градиента давления на пласт ограничены со стороны нагнетательных скважин вторым горным давлением со стороны добывающих скважин - необратимым снижением проницаемых и емкостных свойств пласта при снижении пластового давления (технологическая схема опытно-промышленных работ по эксплуатации нефтяной залежи пласта Б₆ Восточно-Правдинского месторождения при пониженном пластовом давлении. Отсчет о НИР, СибНИИНП, Ю.Е.Батурин и др., ДСП, Тюмень, 1989, с.22-51).

Отмеченные обстоятельства не позволяют получить на реальных месторождениях высокие градиенты давления на пласт и реализовать тем самым, потенциальные возможности метода заводнения. Повысить градиент давления можно только приближением зоны нагнетания к зоне отбора путем сгущения сетки скважин и применения интенсивных систем воздействия (нагнетания). Поскольку на одном эксплуатационном объекте уплотнение сетки скважин невозможно по экономическим соображениям, реализовать идею представляется возможным на многопластовом месторождении, для разработки которого необходимо иметь несколько сеток скважин.

Более детальное пояснение существа предлагаемого способа и его технико-экономическую оценку проведем с применением технико-экономических расчетов экспериментального участка разработки второстепеннных объектов (пластов ЮС₁ ¹, БС₁₁ ³ и БС₁₀ ⁰) Родниковского месторождения.

В табл.1 показаны их исходные геолого-физические параметры; в табл.2 - технико-технологические ограничения; в табл.3 - экономические ограничения. Размеры сеток скважин показаны на фиг.2 и 3.

На первом из них (фиг.2) представлен традиционный метод заводнения, когда на каждый эксплуатационный объект бурится своя сетка скважин плотностью 16,2 га/скв. с расстоянием между скважинами 433 м. Система заводнения обращенная семиточечная, площадная. Экспериментальный участок включает 21 скважину.

Схема реализации предложенного способа представлена на фиг.3 Из нее видно, что на участке общий фонд скважин остался неизменным. Отличие состоит в том, что сетки скважин пластов БС₁₀ ^o, БС₁₁ ³ добурены до пласта ЮС₁ ¹. Расстояние между скважинами на нем 250 м выбрано из условия проявления максимальной эффективности вытеснения нефти водой при ограничениях в табл.2 и градиенте давления 0,04 МПа/м (см. фиг.1, точка а).

По традиционной технологии заводнения каждый из пластов разрабатывается самостоятельно до момента достижения высвобождаемыми затратами величины 150 руб./т (вариант 1 разработки экспериментального участка).

По предлагаемому способу на первом этапе разрабатывается только нижний пласт ЮС₁ ¹. Система воздействия развивающаяся, интенсивная, окончание разработки определяется также по величине высвобождаемых затрат 150 руб./т. После этого пласт ЮС₁ ¹ во всех скважинах участка изолируется. Включается в работу пласт БС₁₄ ³. Он разрабатывается аналогично пласту ЮС₁ ¹. Последним включается в работу пласт БС₁₀ ^о. Интенсивная последовательная отработка пластов составляет вариант 2 разработки. Сравнительные показатели эксплуатации пластов по вариантам представлены на фиг.4 и 5. На фиг.4 показан отбор нефти. Видно, что по предложенному способу среднегодовой отбор нефти за период разработки примерно в 2 раза выше по сравнению с традиционным методом (23, 58 и 11,25 тыс.т соответственно). Существенно выше коэффициент нефтеизвлечения (соответственно 0,373 и 0,136). Экономическая эффективность предложенного способа на 10,9 млн.руб. выше по сравнению с традиционным способом разработки (см. фиг.5).

В любых других геолого-физических условиях технико-экономические показатели предложенного способа также существенно выше показателей традиционного метода заводнения.

Claims

1. СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ, включающий бурение системы нагнетательных и эксплуатационных скважин, нагнетание воды через нагнетательные скважины и отбор нефти через эксплуатационные скважины, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности разработки, до начала бурения нагнетательных и эксплуатационных скважин для каждого пласта определяют лабораторным путем с соблюдением пластовых условий зависимость относительного коэффициента вытеснения от градиента давления, усредняют их значения и с учетом усредненной зависимости размещают на отрабатываемых пластах линии нагнетания воды от линий отбора нефти на расстояниях, соответствующих максимальному коэффициенту вытеснения.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что на отрабатываемых пластах линии нагнетания воды от линии отбора нефти размещают по пласту с минимальным расстоянием между линиями нагнетания и отбора.