RU2186955C2

RU2186955C2 - Способ разработки неоднородного участка нефтяной залежи

Info

Publication number: RU2186955C2
Application number: RU2000121809A
Authority: RU
Inventors: Р.Р. Ибатуллин; Р.Х. Галимов; Б.Е. Доброскок; М.И. Амерханов; Э.П. Васильев; Ш.Ф. Тахаутдинов; Г.Ф. Кандаурова; Р.С. Нурмухаметов; Н.Г. Ибрагимов
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина
Priority date: 2000-08-15
Filing date: 2000-08-15
Publication date: 2002-08-10

Abstract

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородной нефтяной залежи. Обеспечивает повышение эффективности разработки неоднородного нефтяного участка за счет его равномерной выработки. Сущность изобретения: на неоднородном участке нефтяной залежи бурят одну нагнетательную и несколько добывающих скважин. Между всеми скважинами присутствует гидродинамическая связь. Закачивают в нагнетательную скважину вытесняющий агент при пластовом давлении, обеспечивающем работу добывающих скважин, расположенных в зоне высокой гидропроводности, в режиме фонтанирования. Агент закачивают при давлении нагнетания, обеспечивающем равные темпы отбора из низко- и высокопроводящей зон участка. Механизировано отбирают пластовую жидкость из добывающих скважин. Направляют нефть из фонтанирующих скважин самотеком в затрубное пространство скважин-сборников. Откачивают нефть из скважин-сборников в нефтесборный коллектор. 1 з.п. ф-лы, 3 ил., 1 табл.

Description

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородной нефтяной залежи.

Известен способ разработки неоднородной нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины [1].

Недостатком способа является невысокая нефтеотдача из-за неравномерности выработки неоднородной залежи, а также большое количество используемого насосного оборудования и затраты на перекачку добываемой нефти (в каждой добывающей скважине установлен насос).

Наиболее близким к предлагаемому является способ разработки нефтяной залежи, включающий выделение на залежи участка разработки с гидродинамической связью скважин, остановку добывающих скважин и увеличение пластового давления до обеспечения взаимодействия между нагнетательными и добывающими скважинами и работу всех добывающих скважин в режиме фонтанирования, дополнительное размещение на участке скважины-сборника и направление самотеком нефти из фонтанирующих скважин в скважину-сборник с последующей откачкой нефти по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) в напорный нефтесборный коллектор [2].

Способ позволяет значительно сократить количество используемого насосного оборудования и соответственно затраты на перекачку добываемой нефти.

Однако способ не устраняет другого недостатка аналога - недостаточно высокой эффективности из-за неравномерной выработки пласта воздействием.

Целью предлагаемого изобретения является повышение эффективности разработки неоднородного нефтяного участка за счет его равномерной выработки.

Поставленная цель достигается способом разработки неоднородного участка нефтяной залежи, разбуренного одной нагнетательной и несколькими добывающими скважинами с гидродинамической связью между всеми скважинами, разрабатываемого путем закачки в нагнетательную скважину вытесняющего агента и механизированного отбора пластовой жидкости из добывающих скважин, включающем закачку в нагнетательную скважину агента при пластовом давлении, обеспечивающем работу добывающих скважин в режиме фонтанирования, направление нефти из фонтанирующих cкважин самотеком в затрубное пространство скважин-сборников и последующую откачку нефти из скважин-сборников в нефтесборный коллектор.

Новым в способе является то, что в режим фонтанирования переводят добывающие скважины, расположенные в зоне высокой гидропроводности, путем закачки в нагнетательную скважину агента при таком давлении нагнетания, которое обеспечивает равные темпы отбора из низкопроводящей и высокопроводящей зон участка, при этом в качестве скважин-сборников используют добывающие скважины с механизированным отбором пластовой жидкости, расположенные в низкопроводящей части участка.

Новым является также то, что забойное давление нагнетательной скважины, которое обеспечивает равные темпы отбора из низкопроводящей и высокопроводящей частей участка, определяют по расчетным зависимостям дебитов расположенных в высокопроводящей зоне добывающих скважин от их забойного давления, а также по зависимостям забойного давления добывающих скважин от забойного давления нагнетательной скважины для геолого-физических условий, соответствующих каждой добывающей скважине.

Известный способ (прототип) предназначен для разработки нефтяной залежи с наличием прерывистых низкопроницаемых пластов заводнением, когда на залежи остаются изолированные, довольно однородные по свойствам, нефтенасыщенные участки с практически невыработанными запасами (линзы). Поскольку гидропроводность коллектора низкая, то дебиты добывающих скважин малы, поэтому важно увеличить их дебиты. Это достигается увеличением давления закачки в нагнетательную скважину до такой величины, чтобы все добывающие скважины участка работали в режиме фонтанирования.

Однако чрезвычайно редко встречаются случаи совершенной однородности даже небольшого участка. Как правило, добывающие скважины и на малом участке расположены в зонах с различной (высокой и низкой) проводимостью. Вследствие этого эксплуатация всех добывающих скважин этого участка в одном режиме приведет к неравномерной выработке участка.

Предлагаемый способ устраняет этот недостаток известного тем, что на режим фонтанирования переводятся только добывающие скважины, расположенные в зоне высокой проводимости (Д_вп), а добывающие скважины, расположенные в зоне низкой проводимости (Д_нп), продолжают эксплуатироваться механизированным способом. При этом дебиты тех и других скважин регулируют таким образом, чтобы темпы отбора из высоко- и низкопроводящих зон участка были равны. Это достигается следующим образом: поскольку добыча из низкопроводящей зоны ведется механизированным способом, темп отбора из этих скважин достаточно легко регулируется. Для добывающих скважин высокопроводящей зоны, используя метод фильтрационных сопротивлений [3] , строят зависимости дебита добывающей скважины от пластового давления, а также зависимость забойного давления добывающих скважин от забойного давления нагнетательной скважины для геолого-физических условий, соответствующих каждой добывающей скважине на этапе механизированной разработки участка.

Исходя из условия: темпы отбора (Т) из высокопроводящей и низкопроводящей зон участка должны быть равны, рассчитывают необходимые дебиты скважин из высокопроводящей зоны (qвп), а из них и забойное давление нагнетательной скважины, которые позволяют скважинам работать в режиме фонтанирования с заданным дебитом.

Таким образом, предлагаемый способ позволяет с высокой точностью отрегулировать режим работы добывающих скважин, обеспечивающий одинаковые темпы отбора из разных зон участка.

В известном способе с целью экономии насосного оборудования, используя энергию фонтанирования, нефть из добывающих скважин самотеком направляют в затрубье дополнительной скважины-сборника, а из нее откачивают нефть по колонне НКТ с помощью насосного высокопроизводительного оборудования в напорный нефтесборный коллектор. В предлагаемом способе роль таких скважин-сборников играют добывающие скважины, расположенные в низкопроводящей зоне и эксплуатирующиеся механизированным способом, т.е. с помощью насосов. Нефть из фонтанирующих скважин также самотеком поступает в затрубное пространство этих скважин и вместе с нефтью, добываемой механизированным способом, откачивается в напорный нефтесборный коллектор.

Как видно из приведенного выше, предлагаемый способ также позволяет сократить количество используемого насосного оборудования и соответственно затраты на перекачку добываемой нефти.

В промысловых условиях способ осуществляют следующим образом. На участке зонально неоднородной нефтяной залежи размером 850•850 м, расположены четыре добывающих и одна нагнетательная скважина следующим образом:
две добывающих и одна нагнетательная скважины расположены в высокопроводящей зоне участка, две другие добывающие скважины в низкопроводящей зоне участка (фиг. 1).

Между всеми скважинами существует гидродинамическая связь, и все скважины взаимодействуют между собой. Участок имеет следующие характеристики ( см. таблица).

Как видно из приведенной таблицы, коэффициенты гидропроводности высоко- и низкопроводящих зон различаются в 5 раз, дебиты скважин, расположенных в разных зонах, различаются в 3,6 раза.

До осуществления предлагаемого способа все четыре добывающие скважины эксплуатировались механизированным способом на естественном режиме разработки:
после пуска нагнетательной скважины в нее закачивали сточную воду, а из добывающих скважин с помощью насосов извлекали пластовую жидкость. В результате зональной неоднородности участок вырабатывался очень неравномерно: темп выработки запасов низкопроводимой зоны составлял 3%, а высокопроводимой - 4,6%, т.е. темп выработки извлекаемых запасов отличался в 1,5 раза.

На основании исходных данных этого этапа для добывающих скважин из высокопроницаемой зоны в результате расчета по методу фильтрационных сопротивлений [3] получили зависимости дебита каждой добывающей скважины в высокопроводящей зоне от ее забойного давления и толщины пласта (фиг.2), а также зависимость забойного давления добывающей скважины от забойного давления нагнетательной (фиг.3).

Исходя из условия: темпы отбора из высокопроводящей (ВП) и низкопроводящей (НП) зон участка должны быть равны, рассчитывают необходимые дебиты скважин из высокопроводящей зоны (qвп). Соотношение извлекаемых запасов НП и ВП зон составляет 1:2,3. При таких условиях для равномерной выработки извлекаемых запасов участка дебит скважин, расположенных в высокопроводящей зоне участка, должен составлять 16 м³/сут, чтобы обеспечить одинаковый темп выработки извлекаемых запасов: 365•16/195000•100%=3%. Следующим шагом является выбор забойного давления добывающей скважины, обеспечивающего заданный дебит, для чего используют полученную зависимость (фиг.2):
проводят от оси ординат от значения 16 м³/сут линию, параллельную оси абсцисс, до пересечения с номограммой, далее проводят линию до пересечения с осью абсцисс, параллельную оси ординат. Полученное давление 16,4 МПа и есть искомое забойное добывающей скважины.

Для определения давления нагнетательной скважины, которое бы обеспечило установление рассчитанного забойного давления на добывающей скважине (16,4 МПа) и ее фонтанирования по зависимости (фиг.3) для заданного дебита, таким же способом получают значение 18,36 МПа. Это и есть искомое забойное давление нагнетательной скважины. При таком давлении темпы отбора из высоко- и низкопроводящих зон будут равны между собой и составят 3%.

Источники информации
1. Муравьев И.М. и др. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. - М.: Недра, 1970, 446 с.

2. Патент 2065927, Е 21 В 43/00, БИ 24, 1996.

3. Ш.К. Гиматудинов, И.И. Дунюшкин, В.М. Зайцев и др. Разработка и экспуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений./ Под ред. Ш.К. Гиматудинова. - М.: Недра, 1988, 302 с.

Claims

1. Способ разработки неоднородного участка нефтяной залежи, разбуренного одной нагнетательной и несколькими добывающими скважинами с гидродинамической связью между всеми скважинами, разрабатываемого путем закачки в нагнетательную скважину вытесняющего агента и механизированного отбора пластовой жидкости из добывающих скважин, включающий закачку в нагнетательную скважину агента при пластовом давлении, обеспечивающем работу добывающих скважин в режиме фонтанирования, направление нефти из фонтанирующих скважин самотеком в затрубное пространство скважин-сборников и последующую откачку нефти из скважин-сборников в нефтесборный коллектор, отличающийся тем, что в режим фонтанирования переводят добывающие скважины, расположенные в зоне высокой гидропроводности, путем закачки в нагнетательную скважину агента при таком давлении нагнетания, которое обеспечивает равные темпы отбора из низко- и высокопроводящей зон участка, при этом в качестве скважин-сборников используют добывающие скважины с механизированным отбором пластовой жидкости, расположенные в низкопроводящей части участка.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что забойное давление нагнетательной скважины, которое обеспечивает равные темпы отбора из низко- и высокопроводящей частей участка, определяют по расчетным зависимостям дебитов расположенных в высокопроводящей зоне добывающих скважин от их забойного давления, а также по зависимостям забойного давления добывающих скважин от забойного давления нагнетательной скважины для геолого-физических условий, соответствующих каждой добывающей скважине.