RU2804051C1 - Способ разработки водонефтяной зоны нефтяного месторождения - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для разработки водонефтяной зоны нефтяных месторождений добывающими скважинами. Способ разработки водонефтяной зоны нефтяного месторождения включает перфорацию добывающей скважины и отбор нефти через добывающую скважину. Предварительно на этапе строительства добывающей скважины на участке водонефтяной зоны нефтяной залежи проводят геофизические исследования коллектора объекта разработки, определяют уровень водонефтяного контакта, коэффициенты нефтенасыщенности Кн и мощность hн нефтенасыщенных пропластков коллектора до границ водонефтяного контакта, отбирают глубинные пробы нефти и определяют давление насыщения газом Рнас, пластовое давление Рпл. Далее определяют суммированную мощность всех нефтенасыщенных пропластков Нн, затем определяют средневзвешенный коэффициент нефтенасыщенности коллектора до водонефтяного контакта Кн.ср.вз. по формуле Кн.ср.вз.= ((hн1 * Kн1) + (hн2 * Kн2)+…+ (hнn * Kнn))/Нн, доли единиц, где hн1 – мощность нефтенасыщенного пропластка, расположенного у кровли коллектора, hнn – мощность нефтенасыщенного пропластка, расположенного у водонефтяного контакта, Кн1…Kнn – коэффициент нефтенасыщения в данном пропластке, Нн – суммированная мощность всех нефтенасыщенных пропластков в коллекторе. Далее определяют коэффициент депрессии Кдепр по формуле: Кдепр =Рнас/Рпл, доли единиц, где Рнас – давление насыщения газом, Рпл – пластовое давление. Затем определяют коэффициент перфорации Кперф по формуле Кперф=Кнср.вз*Кдепр, доли единиц. Далее определяют длину интервала перфорации от кровли коллектора Нперф по формуле: Нперф =Кперф*Hн, м. После чего осуществляют перфорацию добывающей скважины с учетом длины интервала перфорации. Обеспечивается повышение эффективности и надежности способа разработки водонефтяной зоны нефтяного месторождения. 3 табл., 3 пр.

Description

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для разработки водонефтяной зоны нефтяных месторождений добывающими скважинами.

Известен способ разработки многопластовой нефтяной залежи (патент RU № 2066368, МПК E21B 43/16, 49/00, опубл. 10.09.1996), включающий определение величины проницаемости продуктивного интервала пласта, коэффициента гидродинамического совершенства, радиуса скважины и максимальной плотности перфорации скважин, осуществление перфорации, освоения и запуска скважины в эксплуатацию. Согласно изобретению, 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. Дополнительно 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 данном изобретении в распределение плотности перфорации не учитывают участки гидравлических сопротивлений, образующиеся в радиусе дренирования горизонтального ствола при эксплуатации реагирующей добывающей скважины, что создает высокие риски быстрого прорыва нагнетаемой жидкости в горизонтальный ствол.

Известен способ перфорации нагнетательных скважин при разработке многопластовых залежей (патент RU № 2281386, E21B 43/11, 43/20, опубл. 10.08.2006 в бюл. № 22), включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, обсадку их трубами, перфорацию скважин в интервале залегания продуктивных пластов. Продольные размеры перфорационных отверстий d нагнетательных скважин выбирают, исходя из условия: d≥β·ΔP·x, где ΔР - величина давления закачки жидкости, Па; β - коэффициент сжатия пористой среды (β=1/3000-1/10000), МПа^-1; х - расстояние от перфорационного отверстия до срединной плоскости суммарного интервала, в который производят закачку жидкости, причем под суммарным интервалом понимают совокупный интервал, составленный только из пластов, в которые производят закачку жидкости, за вычетом толщины разделяющих их пород, м.

Недостатком способа является низкая эффективность разработки нефтяного месторождения, связанная с неравномерным вытеснением нефти к реагирующей добывающей скважине и высокими рисками быстрого обводнения горизонтального ствола при образовании «языков» прорыва вытесняющего агента.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи (патент RU № 2047747, МПК E21B 43/20, опубл. 10.11.1995), включающий перфорацию добывающей скважины, отбор нефти через добывающую скважину. В добывающих скважинах определяют пористость, глинистость пропластков нефтяного пласта и среднее значение этих параметров, в пропластках с большей пористостью и меньшей глинистостью производят перфорацию меньшим количеством перфорационных отверстий, в пропластках с меньшей пористостью и большей глинистостью большим количеством перфорационных отверстий, после чего производят избирательные поинтервальные интенсификационные обработки пропластков.

Недостатком способа является низкая эффективность разработки нефтяного месторождения, в связи с тем, что при осуществлении перфорации учитывают только пористость, глинистость, что не позволяет учесть и снизить риски ускоренного образования конуса обводнения и темпов обводнения добываемой продукции. Как следствие, приводит к опережающему продвижению фронта вытеснения к реагирующей скважине по пропласткам с низкой нефтенасыщенностью и небольшой мощностью.

Техническим результатом является повышение эффективности и надежности способа разработки водонефтяной зоны нефтяного месторождения за счет улучшения качества организации процесса управления добычи нефти в добывающей скважине с оптимальным вторичным вскрытием, снижения рисков ускоренного образования конуса обводнения и темпов обводнения добываемой продукции.

Технический результат достигается способом разработки водонефтяной зоны нефтяного месторождения, включающим перфорацию добывающей скважины, отбор нефти через добывающую скважину.

Новым является то, что предварительно на этапе строительства добывающей скважины на участке водонефтяной зоны нефтяной залежи проводят геофизические исследования коллектора объекта разработки, определяют уровень водонефтяного контакта, коэффициенты нефтенасыщенности Кн и мощность hн нефтенасыщенных пропластков коллектора до границ водонефтяного контакта, отбирают глубинные пробы нефти и определяют давление насыщения газом Рнас, пластовое давление Рпл, определяют суммированную мощность всех нефтенасыщенных пропластков Нн, затем определяют средневзвешенный коэффициент нефтенасыщенности коллектора до водонефтяного контакта Кн.ср.вз. по формуле: Кн.ср.вз.= ((hн1 * Kн1) + (hн2 * Kн2)+…+ (hнn * Kнn))/Нн, доли единиц, где hн1 – мощность нефтенасыщенного пропластка, расположенный у кровли коллектора, hнn – мощность нефтенасыщенного пропластка, расположенного у водонефтяного контакта, Кп1…Kпn – коэффициент нефтенасыщения в данном пропластке, Нн – суммированная мощность всех нефтенасыщенных пропластков в коллекторе, далее определяют коэффициент депрессии Кдепр по формуле: Кдепр =Рнас/Рпл, доли единиц, где Рнас – давление насыщения газом, Рпл – пластовое давление, затем определяют коэффициент перфорации Кперф по формуле: Кперф=Кнср.вз*Кдепр, доли единиц, далее определяют длину интервала перфорации от кровли коллектора Нперф по формуле: Нперф =Кперф*Hн, м, осуществляют перфорацию добывающей скважины с учетом длины интервала перфорации.

Способ осуществляют следующим образом.

Предварительно на этапе строительства добывающей скважины на участке водонефтяной зоны нефтяной залежи проводят геофизические исследования коллектора объекта разработки. Определяют уровень водонефтяного контакта, коэффициенты нефтенасыщенности Кн и мощность hн нефтенасыщенных пропластков коллектора до границ водонефтяного контакта.

Отбирают глубинные пробы нефти и определяют давление насыщения газом Рнас, пластовое давление Рпл.

Определяют суммированную мощность всех нефтенасыщенных пропластков Нн.

Затем определяют средневзвешенный коэффициент нефтенасыщенности коллектора Кн.ср.вз. до водонефтяного контакта по формуле:

Кн.ср.вз.= ((hн1 * Kн1) + (hн2 * Kн2)+…+ (hнn * Kнn))/Нн, доли единиц,

где hн1 – мощность нефтенасыщенного пропластка, расположенный у кровли коллектора, hнn – мощность нефтенасыщенного пропластка, расположенного у водонефтяного контакта, Кп1…Kпn – коэффициент нефтенасыщения в данном пропластке, Нн – суммированная мощность всех нефтенасыщенных пропластков в коллекторе.

Учет средневзвешенного коэффициента нефтенасыщенности коллектора Кн.ср.вз. при проведении способа разработки нефтяного месторождения снижает риск ускоренного образования конуса обводнения в добывающей скважине, чем выше средневзвешенная нефтенасыщенность коллектора, тем больше период образования конуса обводнения.

Далее определяют коэффициент депрессии Кдепр по формуле:

Кдепр =Рнас/Рпл, доли единиц,

где Рнас – давление насыщения газом, Рпл – пластовое давление.

Определение коэффициента депрессии Кдепр выявляет обратную зависимость между давлением насыщения и возможным дебитом скважины, определяет состояние растворенного газа в нефти при нарушении баланса системы в процессе эксплуатации скважины. Определение коэффициент депрессии позволяет оценить риски прорыва свободного газа, что влияет на снижение притока нефти в скважину и повышает вероятность прорыва подошвенной воды, т.е. чем больше коэффициент депрессии, тем меньше негативных последствий для быстрого обводнения добываемой продукции.

Затем определяют коэффициент перфорации Кперф по формуле: Кперф=Кнср.вз*Кдепр, доли единиц. Коэффициент перфорации Кперф выявляет зависимость ввода определенной части нефтенасыщенного коллектора в эксплуатацию от содержания растворенного газа в нефти.

Определение коэффициента перфорации Кперф снижает ускоренное образования конуса обводнения в добывающей скважине, а также риск быстрого прорыва подошвенной воды.

Далее определяют длину интервала перфорации Нперф от кровли коллектора по формуле: Нперф =Кперф*Hн, м.

Расчет длины для интервала перфорации Нперф позволяет снизить до минимума риск ускоренного конусообразования и прорыва подошвенной воды в ствол добывающей скважины.

Осуществляют перфорацию добывающей скважины с учетом длины интервала перфорации.

Отбор нефти через добывающую скважину.

Пример 1 практического применения.

Предварительно на этапе строительства добывающей скважины на участке водонефтяной зоны нефтяной залежи провели геофизические исследования коллектора объекта разработки. Определили уровень водонефтяного контакта на абсолютной отметке – 1560 м, коэффициенты нефтенасыщенности Кн и мощность hн нефтенасыщенных пропластков коллектора до границ водонефтяного контакта (представлено табл. 1). Отбирали глубинные пробы нефти и определили давление насыщения газом Рнас = 6 МПа, пластовое давление Рпл = 16 МПа.

Определили суммированную мощность всех нефтенасыщенных пропластков Нн (представлено табл. 1).

Таблица 1.

Номер пропластка	Коэффициенты нефтенасыщенности Кн, д. ед.	Мощность hн, м
1	0,9	1
2	0,85	0,5
3	0,7	1
4	0,65	1,5
Суммированная мощность всех нефтенасыщенных пропластков Нн, м		4

Затем определили средневзвешенный коэффициент нефтенасыщенности коллектора Кн.ср.вз.=0,75д.ед до водонефтяного контакта. Далее определили коэффициент депрессии Кдепр = 0,375 д.ед. Затем определили коэффициент перфорации Кперф = 0,28125 д.ед.

Далее определили длину интервала перфорации Нперф = 1,125 м от кровли коллектора.

Осуществили перфорацию добывающей скважины с учетом длины интервала перфорации, отбор нефти через добывающую скважину.

Скважина, в которой осуществили предложенный способ, введена в эксплуатацию с дебитом 100 м³/сут и обводненностью 6 %. Обводненность выросла за один год до 25 %, во второй год до 40 %, третий год эксплуатации до 50 % и стабилизировалась. Т.е. отмечается плавное обводнение и стабилизация обводненности на скважине, введенной по данной технологии.

Близлежащая скважина, над которой не проводили способ, перфорированная на 50 % от нефтенасыщенной мощности, введена в эксплуатацию с дебитом 150 м³/сут и обводненностью 15 %, обводненность через один год составила 50 %, через два года 80 %, через три года эксплуатируется с обводненностью 95 %. На скважине введенной в эксплуатацию без учета данной технологии наблюдается резкое обводнение продукции.

Пример 2 практического применения.

Предварительно на этапе строительства добывающей скважины на участке водонефтяной зоны нефтяной залежи провели геофизические исследования коллектора объекта разработки. Определили уровень водонефтяного контакта на абсолютной отметке – 960м, коэффициенты нефтенасыщенности Кн и мощность hн нефтенасыщенных пропластков коллектора до границ водонефтяного контакта (представлено табл. 2). Отбирали глубинные пробы нефти и определили давление насыщения газом Рнас = 3 МПа, пластовое давление Рпл = 10 МПа.

Определили суммированную мощность всех нефтенасыщенных пропластков Нн (представлено табл. 2).

Таблица 2.

Номер пропластка	Коэффициенты нефтенасыщенности Кн, д. ед.	Мощность hн, м
1	0,7	0,5
2	0,85	2
3	0,8	1
4	0,65	1,5
Суммированная мощность всех нефтенасыщенных пропластков Нн, м		5

Затем определили средневзвешенный коэффициент нефтенасыщенности коллектора Кн.ср.вз. = 0,765 д.ед до водонефтяного контакта. Далее определили коэффициент депрессии Кдепр = 0,3 д.ед. Затем определили коэффициент перфорации Кперф = 0,2295 д.ед.

Далее определили длину интервала перфорации Нперф = 1,1475 м от кровли коллектора.

Осуществили перфорацию добывающей скважины с учетом длины интервала перфорации, отбор нефти через добывающую скважину.

Скважина, в которой осуществили предложенный способ, введена в эксплуатацию с дебитом 50 м³/сут и обводненностью 12 %. Обводненность выросла за один год до 22 %, во второй год до 35 %, третий год эксплуатации до 40 % и стабилизировалась. Т.е. отмечается плавное обводнение и стабилизация обводненности на скважине, введенной по данной технологии.

Близлежащая скважина, над которой не проводили способ, перфорированная на 40 % от нефтенасыщенной мощности, введена в эксплуатацию с дебитом 75 м³/сут и обводненностью 25 %, обводненность через один год составила 60 %, через два года 85 %, через три года эксплуатируется с обводненностью 98 %. На скважине введенной в эксплуатацию без учета данной технологии наблюдается резкое обводнение продукции.

Пример 3 практического применения.

Предварительно на этапе строительства добывающей скважины на участке водонефтяной зоны нефтяной залежи провели геофизические исследования коллектора объекта разработки. Определили уровень водонефтяного контакта на абсолютной отметке – 560 м, коэффициенты нефтенасыщенности Кн и мощность hн нефтенасыщенных пропластков коллектора до границ водонефтяного контакта (представлено табл. 3). Отбирали глубинные пробы нефти и определили давление насыщения газом Рнас = 1,5 МПа, пластовое давление Рпл = 6 МПа.

Определили суммированную мощность всех нефтенасыщенных пропластков Нн (представлено табл. 3).

Таблица 3.

Номер пропластка	Коэффициенты нефтенасыщенности Кн, д. ед.	Мощность hн, м
1	0,75	3
2	0,80	2
3	0,7	1,5
4	0,6	3
Суммированная мощность всех нефтенасыщенных пропластков Нн, м		9,5

Затем определили средневзвешенный коэффициент нефтенасыщенности коллектора Кн.ср.вз. = 0,705 д.ед до водонефтяного контакта. Далее определили коэффициент депрессии Кдепр = 0,25 д.ед. Затем определили коэффициент перфорации Кперф = 0,1763 д.ед.

Далее определили длину интервала перфорации Нперф = 1,675 м от кровли коллектора.

Осуществили перфорацию добывающей скважины с учетом длины интервала перфорации, отбор нефти через добывающую скважину.

Скважина, в которой осуществили предложенный способ, введена в эксплуатацию с дебитом 30 м³/сут и обводненностью 5 %. Обводненность выросла за один год до 15 %, во второй год до 30 %, третий год эксплуатации до 45 % и стабилизировалась. Т.е. отмечается плавное обводнение и стабилизация обводненности на скважине, введенной по данной технологии.

Близлежащая скважина, над которой не проводили способ, перфорированная на 60 % от нефтенасыщенной мощности, введена в эксплуатацию с дебитом 45 м³/сут и обводненностью 15 %, обводненность через один год составила 55 %, через два года 75 %, через три года эксплуатируется с обводненностью 90 %. На скважине введенной в эксплуатацию без учета данной технологии наблюдается резкое обводнение продукции.

Таким образом, предлагаемый способ повышает эффективность и надежность разработку водонефтяной зоны нефтяного месторождения за счет улучшения качества организации процесса управления добычи нефти в добывающей скважине с оптимальным вторичным вскрытием, снижения рисков ускоренного образования конуса обводнения и темпов обводнения добываемой продукции.

Claims (15)

1. Способ разработки водонефтяной зоны нефтяного месторождения, включающий перфорацию добывающей скважины, отбор нефти через добывающую скважину, отличающийся тем, что предварительно на этапе строительства добывающей скважины на участке водонефтяной зоны нефтяной залежи проводят геофизические исследования коллектора объекта разработки, определяют уровень водонефтяного контакта, коэффициенты нефтенасыщенности Кн и мощность hн нефтенасыщенных пропластков коллектора до границ водонефтяного контакта, отбирают глубинные пробы нефти и определяют давление насыщения газом Рнас, пластовое давление Рпл, определяют суммированную мощность всех нефтенасыщенных пропластков Нн, затем определяют средневзвешенный коэффициент нефтенасыщенности коллектора до водонефтяного контакта Кн.ср.вз. по формуле:
2. Кн.ср.вз.= ((hн1 * Kн1) + (hн2 * Kн2)+…+ (hнn * Kнn))/Нн, доли единиц,
3. где hн1 – мощность нефтенасыщенного пропластка, расположенного у кровли коллектора,
4. hнn – мощность нефтенасыщенного пропластка, расположенного у водонефтяного контакта,
5. Кн1…Kнn – коэффициент нефтенасыщения в данном пропластке,
6. Нн – суммированная мощность всех нефтенасыщенных пропластков в коллекторе,
7. далее определяют коэффициент депрессии Кдепр по формуле:
8. Кдепр =Рнас/Рпл, доли единиц,
9. где Рнас – давление насыщения газом,
10. Рпл – пластовое давление,
11. затем определяют коэффициент перфорации Кперф по формуле:
12. Кперф=Кнср.вз*Кдепр, доли единиц,
13. далее определяют длину интервала перфорации от кровли коллектора Нперф по формуле:
14. Нперф =Кперф*Hн, м,
15. осуществляют перфорацию добывающей скважины с учетом длины интервала перфорации.