RU2272894C2 - Способ разработки месторождения углеводородов - Google Patents
Способ разработки месторождения углеводородов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2272894C2 RU2272894C2 RU2003132724/03A RU2003132724A RU2272894C2 RU 2272894 C2 RU2272894 C2 RU 2272894C2 RU 2003132724/03 A RU2003132724/03 A RU 2003132724/03A RU 2003132724 A RU2003132724 A RU 2003132724A RU 2272894 C2 RU2272894 C2 RU 2272894C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- interlayers
- density
- perforations
- reservoirs
- Prior art date
Links
Landscapes
- Cosmetics (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к разработке нефтяных месторождений, где совместно эксплуатируется несколько пластов или пропластков с различной проницаемостью. Обеспечивает увеличение нефтеотдачи. Сущность изобретения: определяют плотность перфорационных отверстий. Закачивают рабочий агент в пласты или пропластки через нагнетательные скважины. Отбирают нефть из пластов или пропластков через добывающие скважины. Согласно изобретению выделяют базовый пласт или пропласток, имеющий наименьшую подвижность нефти, для которого определяют плотность перфорационных отверстий по математической формуле, учитывающей подвижность нефти. В остальных пластах или пропластках плотность перфорационных отверстий определяют по математической формуле, не учитывающей подвижность нефти. Перфорацию, как в базовом пласте или пропластке, так и в остальных пластах или пропластках, осуществляют одним типом перфоратора. 1 табл.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений, и может найти применение при разработке нефтяного месторождения, где совместно эксплуатируют несколько пластов или пропластков с различной проницаемостью.
Известен способ разработки нефтяного месторождения, где совместно эксплуатируют несколько пластов или пропластков с различной проницаемостью, включающий закачку рабочего агента в пласты или пропластки через нагнетательные скважины и отбор нефти из пластов или пропластков через добывающие скважины [1].
Известный способ позволяет добывать нефть одновременно из нескольких пластов или пропластков с различной проницаемостью, однако вследствие быстрого прорыва рабочего агента (например: воды) по более проницаемым пластам или пропласткам нефтеотдача за безводный период работы добывающих скважин снижается.
Как показывает промысловый опыт разработки месторождений, где совместно эксплуатируют несколько пластов или пропластков с различной проницаемостью, для уменьшения обводненности продукции из работы выключаются наиболее обводнившиеся пласты или пропластки, а это требует дополнительных финансовых затрат на водоотделительные устройства.
Известен способ определения плотности перфорации нефтяных скважин [2], согласно которому плотность перфорационных отверстий определяется по следующей формуле:
где n - плотность перфорационных отверстий;
h - мощность пласта или пропластка в м;
rПК - радиус перфорационного канала в м;
RК - радиус контура питания в м;
lПК - длина перфорационного канала в м;
rC - радиус забоя скважины в м.
Недостатком известного способа является то, что в формуле не учитывается подвижность нефти данного пласта или пропластка (, где k - проницаемость пласта, μ - вязкость нефти). Если в разработке имеется более одного пласта или пропластка с различной проницаемостью, но с одинаковой мощностью и вязкостью нефти, плотность перфорационных отверстий везде будет одинаковой, что приведет к быстрому прорыву рабочего агента (например, воды) по более проницаемому пласту или пропластку и это потребует дополнительных финансовых затрат на водоотделительные сооружения.
Задачей изобретения является создание способа разработки месторождения, где совместно эксплуатируют несколько пластов или пропластков с различной проницаемостью. Технический результат - увеличение нефтеотдачи за безводный период работы добывающих скважин путем определения такой плотности перфорационных отверстий, которая создаст условие для равномерного дренирования подвижных запасов нефти, что в свою очередь приведет к уменьшению финансовых затрат на водоотделительные сооружения.
Указанный технический результат достигается тем, что в способе разработки месторождения углеводородов, где совместно эксплуатируют несколько пластов или пропластков с различной проницаемостью, включающем определение плотности перфорационных отверстий, закачку рабочего агента в пласты или пропластки через нагнетательные скважины и отбор нефти из пластов или пропластков через добывающие скважины, особенностью является то, что выделяют базовый пласт или пропласток, имеющий наименьшую подвижность нефти, для которого определяют плотность перфорационных отверстий по формуле (1), а в остальных пластах или пропластках плотность перфорационных отверстий определяют по формуле
где ni - плотность перфорационных отверстий в определяемом пласте или пропластке;
n - плотность перфорационных отверстий в базовом пласте или пропластке (определяется по формуле (1));
ε - подвижность нефти базового пласта или пропластка;
εi - подвижность нефти определяемого пласта или пропластка.
Для обеспечения одинаковых размеров перфорационных отверстий известными методами эти пласты или пропластки перфорируются одним типом перфоратора и закачку рабочего агента производят с применением обычных способов.
Такой подход к определению объекта для определения максимального количества перфорационных отверстий связан с тем, что наиболее трудноизвлекаемые запасы нефти содержатся именно в пластах или пропластках, имеющих наименьшую подвижность нефти, это подтверждается математическими расчетами с использованием формулы Дюпюи для определения дебита совершенной скважины [3].
Предлагаемый способ определения плотности перфорационных отверстий приводит все пласты или пропластки к одинаковому удельному дебиту (QУД) по нефти в добывающих и одинаковому удельному расходу рабочего агента в нагнетательных скважинах:
где Q - потенциальный дебит или расход скважины;
h - мощность пласта или пропластка;
где k - проницаемость пласта;
ΔР - депрессия в добывающей скважине или репрессия в нагнетательной скважине;
μ - вязкость нефти.
Приведение в нагнетательных скважинах всех пластов или пропластков к одинаковому удельному расходу рабочего агента, а в добывающих скважинах всех пластов или пропластков к одинаковому удельному дебиту по нефти позволит одновременно дренировать подвижные запасы нефти за счет равномерного продвижения фронта вытеснения от нагнетательных скважин к добывающим. Это в свою очередь приведет к большему отбору нефти из менее проницаемого пласта или пропластка, за счет чего и будет увеличена нефтеотдача за безводный период работы добывающих скважин.
Способ реализуется следующим образом. На Песчаном месторождении в одном объекте разработки находятся два пласта: ЮК2 и ЮК3, имеющие одинаковую мощность (4 м), вязкость нефти (1.2 мПа*с), пористость (0.17 д.ед.), но различную проницаемость (для ЮК2 - 25 мД, для ЮК3 -41 мД). Подвижность нефти для пласта ЮК2 (ε) составляет 20.8 Д/(Па*·с), для пласта ЮК3 (εi) - 34.2 Д/(Па*с).
В качестве базового пласта выделен пласт ЮК2, имеющий наименьшую подвижность нефти, для него, по известному способу [2], определяется максимальная плотность перфорационных отверстий, которая составляет 10 (десять) отверстий на 1 метр мощности пласта. Для пласта ЮК3 плотность перфорационных отверстий определяется по формуле , где ni - плотность перфорационных отверстий в определяемом пласте или пропластке; n - плотность перфорационных отверстий в базовом пласте или пропластке (определяется по формуле (1)); ε - подвижность нефти базового пласта или пропластка; εi - подвижность нефти определяемого пласта или пропластка, и по расчетам составила 6 (шесть) отверстий на один метр мощности пласта.
Объект разрабатывается по обращенной пятиточечной системе, компенсация отборов закачкой на уровне 100%. Радиус контура питания (RК) равен 250 м, депрессия 50 атм. Максимальная нефтеотдача (η) в модели принята 35%. Во всех пластах проводят перфорацию одним типом перфоратора, например кумулятивным, который позволит создать радиус перфорационного канала 0.005 м и длину перфорационного канала 0.1 м. Скин-фактор после перфорации отсутствует.
Результаты математических расчетов приведены в таблице.
Таблица | ||||||
Способ | Пласт | Плотн.перф.отв. | Дебит, м3/сут | Время подхода фронта воды, сут | Нефтеотдача за безводный период, % | |
Пласт | В целом | |||||
Известный | ЮК2 | 10 | 72.9 | 986 | 54 | 77 |
ЮК3 | 10 | 100 | ||||
Предлагаемый | ЮК2 | 10 | 51.0 | 1829 | 100 | 100 |
ЮК3 | 6 | 100 |
Время подхода фронта воды определялось по следующей формуле:
где VИЗВЛ - объем извлекаемой нефти, рассчитывается по следующей формуле:
где m - коэффициент пористости;
Q - потенциальный дебит скважины, рассчитывается по формуле:
Из таблицы видно, что для известного способа время подхода фронта воды составило 986 суток, для предлагаемого способа - 1829 суток.
Нефтеотдача за время подхода фронта воды для известного способа составила 77%, для предлагаемого - 100%.
Математическое моделирование показало, что за счет большего отбора нефти из менее проницаемого пласта применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу за безводный период на 23%.
Источники информации
1. Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений. - М.: Недра, 2001. - С.9-17.
2. Юрчук А.М. Расчеты в добыче нефти. - М.: Недра, 1974. - С.9-11.
3. Щелкачев В.Н., Лапук Б.Б. Подземная гидравлика. - Москва-Ижевск, 2001. - С.156-158.
Claims (1)
- Способ разработки месторождения углеводородов, где совместно эксплуатируют несколько пластов или пропластков с различной проницаемостью, включающий определение плотности перфорационных отверстий, закачку рабочего агента в пласты или пропластки через нагнетательные скважины и отбор нефти из пластов или пропластков через добывающие скважины, отличающийся тем, что выделяют базовый пласт или пропласток, имеющий наименьшую подвижность нефти, для которого определяют плотность перфорационных отверстий по формулеа в остальных пластах или пропластках плотность перфорационных отверстий определяют по формулеε - подвижность нефти базового пласта или пропластка;εi - подвижность нефти определяемого пласта или пропластка,при этом перфорацию как в базовом пласте или пропластке, так и в остальных пластах или пропластках, осуществляют одним типом перфоратора.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2003132724/03A RU2272894C2 (ru) | 2003-11-10 | 2003-11-10 | Способ разработки месторождения углеводородов |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2003132724/03A RU2272894C2 (ru) | 2003-11-10 | 2003-11-10 | Способ разработки месторождения углеводородов |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2003132724A RU2003132724A (ru) | 2005-04-27 |
RU2272894C2 true RU2272894C2 (ru) | 2006-03-27 |
Family
ID=35635745
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2003132724/03A RU2272894C2 (ru) | 2003-11-10 | 2003-11-10 | Способ разработки месторождения углеводородов |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2272894C2 (ru) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2509877C1 (ru) * | 2012-08-29 | 2014-03-20 | Закрытое акционерное общество "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН" (ЗАО "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН") | Способ разработки продуктивной залежи |
RU2792486C1 (ru) * | 2023-01-24 | 2023-03-22 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяного месторождения |
-
2003
- 2003-11-10 RU RU2003132724/03A patent/RU2272894C2/ru not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
ЛЫСЕНКО В.Д. и др. Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений. М.: Недра, 2001, с.9-17. * |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2509877C1 (ru) * | 2012-08-29 | 2014-03-20 | Закрытое акционерное общество "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН" (ЗАО "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН") | Способ разработки продуктивной залежи |
RU2792486C1 (ru) * | 2023-01-24 | 2023-03-22 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяного месторождения |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2003132724A (ru) | 2005-04-27 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2526937C1 (ru) | Способ разработки низкопроницаемой нефтяной залежи | |
RU2612061C1 (ru) | Способ разработки сланцевых карбонатных нефтяных залежей | |
RU2526430C1 (ru) | Способ разработки низкопроницаемой нефтяной залежи горизонтальными скважинами с поддержанием пластового давления | |
Themig | New technologies enhance efficiency of horizontal, multistage fracturing | |
RU2550642C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами | |
RU2272894C2 (ru) | Способ разработки месторождения углеводородов | |
RU2203405C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2616052C1 (ru) | Способ разработки сланцевых карбонатных нефтяных коллекторов | |
RU2627338C1 (ru) | Способ разработки плотных карбонатных залежей нефти | |
RU2493362C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2513955C1 (ru) | Способ разработки слоистой нефтяной залежи | |
RU2709260C1 (ru) | Способ повышения эффективности разработки слабопроницаемых нефтяных залежей | |
RU2290493C1 (ru) | Способ разработки многопластовой нефтяной залежи | |
RU2097536C1 (ru) | Способ разработки неоднородной многопластовой нефтяной залежи | |
RU2695906C1 (ru) | Способ разработки слабопроницаемой нефтяной залежи с применением горизонтальных скважин и водогазового воздействия | |
RU2338059C2 (ru) | Способ разработки многопластовых нефтяных месторождений | |
RU2299977C2 (ru) | Способ добычи нефти на поздней стадии разработки нефтяной залежи, подстилаемой водой | |
RU2732744C1 (ru) | Способ разработки мощной многопластовой слабопроницаемой нефтяной залежи | |
EA025372B1 (ru) | Способ разработки залежи нефти в трещиноватых карбонатных коллекторах | |
RU2695908C1 (ru) | Способ заканчивания скважины | |
RU2731243C2 (ru) | Способ разработки слабопроницаемой нефтяной залежи с применением раздельной закачки воды и газа | |
RU2357072C1 (ru) | Способ разработки многопластовой залежи массивного типа | |
RU2580671C1 (ru) | Способ разработки многопластовых залежей нефти | |
RU2242594C1 (ru) | Способ разработки литологически экранированной нефтенасыщенной линзы одной скважиной | |
RU2148169C1 (ru) | Способ контроля за разработкой нефтяного месторождения со слоисто-неоднородными пластами |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20061111 |