RU2066368C1

RU2066368C1 - Способ разработки многопластовой нефтяной залежи

Info

Publication number: RU2066368C1
Application number: RU95108729A
Authority: RU
Inventors: Р.С. Хисамов; И.Н. Файзуллин; В.И. Лапицкий
Original assignee: Акционерное общество закрытого типа "Татнефтеотдача"
Priority date: 1995-06-08
Filing date: 1995-06-08
Publication date: 1996-09-10
Also published as: RU95108729A

Abstract

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяной залежи и регулировании потока жидкости к добывающим скважинам в многопластовых объектах разработки. Перед вскрытием продуктивного интервала перфорации для каждого его пласта определяют величину проницаемости продуктивного интервала, коэффициента гидродинамического совершенства, радиуса скважины, максимальной плотности перфорации скважин, радиус контура питания. Осуществляют перфорацию. При этом максимальную плотность перфорации определяют по пласту, имеющему наименьшую проницаемость, а плотность перфорации для каждого пласта определяют из условия равенства продолжительности выработки отдельных пластов. 1 з.п.ф-лы., 2 табл.

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяной залежи и регулировании потока жидкости к добывающим скважинам в многопластовыхs объектах разработки.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий перфорацию скважины, ее освоение и запуск в эксплуатацию [1]
Недостатком способа является низкая нефтеотдача и большие сроки разработки залежи.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ добычи нефти через добывающую скважину, включающий определение величины проницаемости продуктивного интервала, коэффициента гидродинамического совершенства радиуса скважины, максимальной плотности перфорации, скважин, перфорацию, освоение и запуск скважины в эксплуатацию [2]
Недостатком способа является его низкая нефтеотдача и большие сроки разработки. Поскольку вскрытие пластов в скважине происходит без учета геолого-технических данных по каждому пласту интервала, перфорация скважины на уровне продуктивного пласта осуществляется с одинаковой плотностью. Таким образом, понижается охват пласта выработкой, оказываются не вовлеченными в работу невырабатываемые пласты при их совместной разработке, не обеспечивается равномерность выработки пластов, что сказывается на сроках разработки.

При вскрытии пластов с водонефтяным контактом из-за возможности образования конуса обводнения вскрывают только 30-40% продуктивной толщи.

Целью изобретения является повышение нефтеотдачи и снижение сроков разработки нефтяной залежи.

Это достигаетсяч тем, что в способе разработки многопластовой нефтяной залежи, включающем определение величины проницаемости продуктивного интервала, коэффициента гидродинамического совершенства, радиуса скважины, максимальной плотности перфорации скважин, осуществление перфорации, освоение и запуск скважины в эксплуатацию дополнительно определяют радиус контура питания, максимальную плотность перфорации определяют по пласту, имеющему наименьшую проницаемость, а определение величин проницаемости, коэффициента гидродинамического совершенства и максимальной плотности перфорации осуществляют для каждого пласта продуктивного интервала, при этом плотность перфорации для каждого пласта определяют из условия равенства продолжительности выработки отдельных пластов:

где

С₁, С₂, С_n коэффициент гидродинамического совершенства скважин по характеру вскрытия по данному пласту;
К₁, К₂,К_n проницаемость пласта, м²;
R_к радиус контура питания, м;
_с r радиус скважины, м; при этом

,
где Д 0,4932 (1,012d^-1,82+ 1), В 0,0066 d^4,5+ 1,033; n число перфорационных отверстий на 1 м обсадной трубы; d диаметр перфорационного отверстия, м. Согласно изобретению вскрытие по пластам с водонефтяным контактом производят перфорацией с различной плотностью, изменяющейся от оптимального на кровле до нуля по направлению к водонефтяному контакту по продуктивному интервалу. В настоящее время, как правило, вскрывается перфорацией только один пласт продуктивного интервала ввиду возможности опережающего обводнения отдельных пластов, т.к. изоляция воды сопряжена с определенными трудностями, большими затратами и приводит к снижению конечного коэффициента нефтеизвлечения. В то же время такой способ разработки ведет к занижению вовлеченных в разработку запасов нефти, то есть снижает годовые темпы отборов нефти нефтяных залежей. Такая же ситуация наблюдается при вскрытии пластов с водонефтяными контактами, когда с целью исключения возможности образования конуса обводнения вскрывают только 30-40% продуктивного интервала. Предложенный способ обеспечивает возможность заранее до вскрытия обсадной колонны по результатам геофизических исследований скважины для каждого пласта устанавливать величину коэффициента гидродинамического совершенства для достижения оптимального по данной скважине с учетом состояния разработки темпов отбора нефти вскрываемых пластов. Это позволит регулировать темп выработки отдельных пластов или прослоев данной скважине, то есть появляется возможность регулирования разработки без бурения дополнительных скважин или освоения новых нагнетательных скважин для достижения равномерности выработки этих пластов, сокращения сроков разработки нефтяных залежей по сравнению с существующими способами вскрытия и разработки нефтяных залежей.

Перед вскрытием продуктивного интервала в нем выделяют отдельные пласты, а их вскрытие перфорацией производят различной плотностью в зависимости от коллекторских свойств, например, проницаемости отдельных пластов многопластового интервала для достижения одинаковой степени их вскрытия от проницаемости. Вскрытие производят различными методами. При наличии в пласте водонефтяного контакта вскрытие, например, перфорацию производят плотностью от оптимального на кровле пласта до нуля по направлению к водонефтяному контакту по толщине пласта.

Объект разработки будет выработан полностью и наиболее равномерно, интенсивно, с максимальным коэффициентом нефтеизвлечения, если будут выработаны отдельные пласты и все прослои с различной геолого-геофизической характеристикой для данного пласта. Регулирование скорости выработки отдельных пластов или прослоев можно производить за счет изменения коэффициента гидродинамического совершенства.

Например, равномерная выработка отдельных пластов или прослоев пласта может быть достигнута в том случае, если продолжительность выработки будет одинакова, т.е. t₁= t₂= t_n, (1)
где t₁, t₂,t_n- продолжительность выработки соответствующих пластов или прослоев пласта.

Выразив продолжительность выработки пластов или прослоев пласта отношением дренируемого объема к дебиту, имеем:

где

радиус контура питания пласта, м;
h_i толщина пласта или прослоя пласта, м;
q_i дебит данного пласта или прослоя пласта, м³/с.

Подставив в уравнение (2) дебит из формулы Дюпюи

где μ вязкость нефти, после преобразования получим уравнение (1) в виде:

Для случая, когда

μ₁= μ₂= ... = μ_n и
ΔP₁= ΔP₂= ...ΔP_n= ΔP
имеем:

где

где r_c радиус скважины в интервале пласта, м;
С₁, С₂.С_n коэффициент гидродинамического совершенства скважины по данному пласту или прослою пласта;
К₁, К₂,К_n проницаемость пласта или прослоя, м
R_к радиус контура питания, м;

где D 0,4932 (1,012 d^-1,82 + 1),
В 0,0066 d^4,5 + 1,033;
n число перфорационных отверстий на 1 м обсадной трубы;
d диаметр перфорационных отверстий.

Перед вскрытием продуктивного интервала для каждого пласта определяют величины их проницаемости, коэффициента гидродинамического совершенства, радиуса скважины и радиуса контура ее питания (обычно берется равным половине расстояния между скважинами), максимальную плотность перфорации скважины.

Затем для каждого пласта определяют плотность перфорации из равенства продолжительности выработки отдельных пластов:

где

С₁, С₂, С_n коэффициент гидродинамического совершенства скважины по характеру вскрытия по данному пласту;
К₁, К₂, К_n проницаемость пласта, м
R_к радиус контура питания, м;
r_c радиус скважины, м;

где D 0,4932 (1,012 rd^-1,82+1),
В 0,0066d^4,5+ 1,033,
n число перфорационных отверстий на 1 м обсадной трубы;
d диаметр перфорационных отверстий.

При наличии в пласте водонефтяного контакта плотность перфорации скважины в районе кровли пласта выбирают оптимальной и уменьшают ее до нуля по направлению водонефтяного контакта по толщине пласта. После чего скважину осваивают и запускают в эксплуатацию.

В случае, если коэффициенты гидродинамического совершенства по степени вскрытия равны нулю (при рассмотрении зависимости дебита от плотности перфорации), коэффициент гидродинамического совершенства будет зависеть от совершенства по характеру вскрытия пласта. По эмпирической формуле В.И.Шурова для фильтра с круглыми отверстиями для изотропного пласта величина С определяется по формуле:

где n число отверситий на 1 м обсадной трубы; d диаметр перфорационных отверстий, см.

Приняв для данного типа перфораторов одинаковый диаметр перфорационных отверстий, получаем зависимость коэффициента гидродинамического совершенства от плотности перфорации по пластам или по прослоям пласта, т.е.

, где D 0,4932 (1,012d^-1,82 + 1; B 0,0066d^4,5 + 1,033.

Тогда по уравнению (4) получим зависимость плотности перфорации от проницаемости пласта:

Пример. Способ реализован на Ромашкинском месторождении. При реализации способа пробуривают скважину с характеристиками пластов, приведенными в табл. 1.

Диаметр скважины D 216 мм
Радиус контура питания для всех пластов R_к= 180 м.

Причем в кровле пласта "а" имеется более плотный прослой толщиной 1,0 м с проницаемостью 0,150 Д. Условие равномерности выработки отдельных прослоев пласта или отдельных пластов многопластового объекта будет выполняться, если продолжительности выработки их будут равны, т.е. согласно уравнению (3):

Величина

тогда

Определяют коэффициент гидродинамического совершенства для каждого пласта.

Принимают максимальную плотность перфорации 45 отв. на 1 м по худшему по проницаемости пласту "в" и определяют коэффициент С₄, по графикам В.И.Шурова С₄= 0.6. Тогда из уравнения для остальных пластов получают С₁= 9,2; С₂= 13,0; С₃= 15,3; С₅= 2,1; С₆= 7,8. По графикам В.И.Шурова определяют оптимальную плотность перфорации каждого пласта перфоратором ПК-103: "а" 6 отв/метр; "б2" 4 отв/метр; "б3" 6 отв/метр; "в" 46 отв/метр; "г2" 22 отв/метр; "д" 6,5 отв/метр. Ввиду того, что пласт "а" сливается с нижележащим водоносным пластом "б1", образуя единый пласт с водонефтяным контактом и имеет в кровельной части уплотненный прослой толщиной 1,0 м с проницаемостью 0,150 Д, вскрытие колонны производят следующим образом по толщине пласта "а" (табл.2).

Параметры гидропескоструйной перфорации (ГПП) определяют из уравнения В. И. Шурова: ширина щели 8 мм; число щелей на 1 м трубы 2 отв; высота щели - 127 мм.

Коэффициент совершенства по толщине пласта "а" определен по графикам В. И.Шурова при изменении плотности перфорации от оптимального до ВНК.

Таким образом, в зависимости от количества пластов, прослоев с различной проницаемостью может быть установлен тот или иной комплекс методов вскрытия: пулевая, кумулятивная, гидропескоструйная перфорация, бесперфораторное вскрытие и т.д.

Техническая возможность осуществления всех вышеперечисленных методов и последовательность проведения операций.

По результатам ГИС на соответствующую глубину (интервал) опускается обсадная колонна с магниевой заглушкой для проведения бесперфораторного вскрытия.

Геофизической партией проводится пулевая перфорация второго интервала с вертикально-криволинейным отводом ПВИ-90.

Этой же геофизической партией проводится кумулятивная перфорация соответствующих интервалов перфораторами типа ПК-103, ПК-105ДУ, ПР-54 и т.д.

Бригадой капитального ремонта скважин проводится гидропескоструйная перфорация соответствующего интервала.

После спуска подземного оборудования производится разрушение магниевой заглушки закачкой кислоты.

Скважина осваивается и запускается в эксплуатацию.

Внедрение предлагаемого способа разработки нефтяной залежи со вскрытием обсадных колонн добывающих и нагнетательных скважин позволит более эффективно регулировать процесс разработки и повысит коэффициент нефтеизвлечения. Ввиду отсутствия дополнительных затрат на внедрение (например, при вскрытии перфорацией только за счет изменения плотности перфорации) экономический эффект будет зависеть только от полноты внедрения способа.

Способ позволяет увеличить коэффициент охвата и соответственно коэффициент нефтеотдачи при разработке отдельных пластов с различной проницаемостью толщин до 20% до 2 раз увеличить процесс разработки многопластовых объектов и объем вовлеченных в разработку запасов нефти по скважине; до 10% увеличить нефтеотдачу и темпы отборов нефти пластов с ВНК.

Claims

1. Способ разработки многопластовой нефтяной залежи, включающий определение величины проницаемости продуктивного интервала, коэффициента гидродинамического совершенства, радиуса скважины и максимальной плотности перфорации скважин, осуществление перфорации, освоения и запуска скважины в эксплуатацию, отличающийся тем, что дополнительно определяют радиус контура питания, максимальную плотность перфорации определяют по пласту, имеющему наименьшую проницаемость, а определение величины проницаемости, коэффициента гидродинамического совершенства и максимальной плотности перфорации осуществляют для каждого пласта продуктивного интервала, при этом плотность перфорации для каждого пласта определяют из условия равенства продолжительности выработки отдельных пластов по формуле
(A + C₁)/K₁ (A + C₂)/K₂ (A + + C_n)/K_n,
где A ln(R_к/r_c;
C₁, C₂,C_n коэффициенты гидродинамического совершенства скважины по характеру вскрытия по данному пласту;
K₁, K₂,K_n проницаемость пласта;
R_к радиус контура питания, м;
r_c радиус скважины, м,
при этом C D/nB, где D 0,4932(1,012d^-1,82 + 1), B 0,0066d^4,5 + 1,033, n число перфорационных отверстий на 1 м обсадной трубы; d диаметр перфорационных отверстий, м.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что вскрытие по пластам с водонефтяным контактом производят перфорацией с различной плотностью, изменяющейся от оптимального на кровле до нуля по направлению к водонефтяному контакту по продуктивному интервалу.