Способ разработки нефтяной залежи

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений, позволяет повысить нефтеотдачу неоднородных пластов за счет того, что гидравлический разрыв пласта в выбранных для этой цели добывающих скважинах с последующим проведением форсированного отбора жидкости как в скважинах, где производился гидроразрыв пласта, так и в ближайших скважинах, при этом выбор добывающих скважин для проведения гидравлического разрыва пласта осуществляют при одновременном выполнеm pMM нии неравенств: Ј ,5 и Ј j f mJ Нh 0,5, где Rj , Rj - коэффициенты ранговой корреляции Спирмена соответственно по дебитам нефти, воды между выбранной и ближайшей добывающей скважинами, определяемые по формулам: RjH -1 - 6 (diH)2/(n-1) n и Rjb/m i 1 Rj 1 - 6 2) (diT/(n-1) n, где din, dib i - 1 разности соответственно рангов нефти, воды выбранной и ближайшей скважины; m - число добывающих скважин, окружающих выбранную; о 12 - число дебитов нефти, воды добывающих скважин (по месяцам в течение года). 2 табл. ел с VI чэ о о

Со(ОЗ СОВЕI(KMX

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (s»s Е 21 В 43/00

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ПАТЕНТНОЕ

ВЕДОМСТВО СССР (ГОСПАТЕНТ СССР) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К ПАТЕНТУ

1 (21) 4926814/03 (22) 09.04.91 (46) 15.02.93, Бюл. М 6 (71) Центральная научно-исследовательская лаборатория Производственного объединения "Оренбургнефть" (72) Ф.И.Алеев, С.В.Иванов и А,Р.Латыпов (73) Центральная научно-исследовательская лаборатория Производственного объединения "Оренбургнефть" (56) Муравьев И.M. и др. Технология и техника добычи нефти и газа — М., Недра, 1971.

Щуров В,И, Технология и техника добычи нефти. M., Недра, 1983 г„с.,154, (54) СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ

ЗАЛЕЖИ (57) Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных мес горождений, позволяет повысить нефтеотдачу неоднородных пластов за счет того, что гидравлический разрыв пласта в выбранных для этой цели добывающих скважинах с последующим проИзобретение относится к нефтедобыва; ющей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений.

Известен способ разработки нефтяной залежи, заключающийся в применении метода форсированного отбора жидкости.

Сущность процесса заключается в том, что, в скважину спускают оборудование, способное откачивать большее количество жидкости. При увеличении скорости движения жидкости в породе часть оставшейся

„„Я „„1796011 АЗ ведением форсированного отбора жидкости как в скважинах, где производился гидроразрыв пласта, так и в ближайших скважинах, при этом выбор добывающих скважин для проведения гидравлического разрыва пласта осуществляют при одновременном выполнеm pl(I м нии неравенств: - <0,5 и,>, R /m (=1 m

<0,5, где В1, R1 — коэффициенты ранговой корреляции Спирмена соответственно по дебитам нефти, воды между выбранной и ближайшей добывающей скважинами, определяемые ло формулам: R = 1 — (6 g (Ф (/(n-1) n) и

I=1 л

R 1 - (б g (di ) /(n-1) n), где di, di —

i =1 разности соответственно рангов нефти, воды выбранной и ближайшей скважины; m— число добывающих скважин, окружающих выбранную; п = 12 — число дебитов нефти, воды добывающих скважин (по месяцам в течение года). 2 табл. не «1 и в пласте будет увлекаться водой (Муравьев И.M. и др. Технология и техника добычи нефти и газа. — M„ Недра, l.

Недостатком известного способа является невысокая нефтеотдача при его исполь. зовании в неоднородном пласте из-эа потерь нефти в ниэкопроницаемых пропластках.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ разработки нефтяной залежи, заключающийся в применении гидравличе1796011 б 0

2 5, т.-="5

R= 1

ЙRP 2RP

Rt ° R) 6, ), (б г ) (dÍg

RH1» 1=1 (и — 1)n ий =1

n — 1n ского разрыва пласта в добывающих скважинах, Сущность процесса заключается в нагнетании в проницаемый пласт жидкости при давлении, под действием которого пласт расщепляется, либо по плоскостям напластывания, либо вдоль естественных трещин, Для предупреждения смыкания трещин при снятии давления в них вместе с жидкостью закачивается крупный песок, сохраняющий проницаемость этих трещин, в тысячу раз превышающую проницаемость ненарушенного пласта (Щуров В,И, "Технология и техника добычи нефти". - М.: Недра, 1983, с. 154).

Недостатком известного способа является невысокая его эффективность ввиду слабого охвата процессом воздействия.

Цель изобретения — повышение нефтеотдачи неоднородных пластов за счет вовлечения в разработку застойных зон залежи.

Указанная цель достигается тем, что в известном способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор жидкости через добывающие скважины и периодическое проведение гидроразрыва пласта в них, после гидроразрыва пласта осуществляют форсированный отбор жидкости как в скважинах, в которых производился гидравлический разрыв пласта, так и в ближайших к ним (соседних) добывающих скважинах, при этом выбор добывающих скважин для проведения гидравлического разрыва осуществляют при одновременном выполнении неравенств:

j =1

<0,5 и — <0,5, j =1

m m где Rj, Rj — коэффициенты ранговой корреляции Спирмена соответственно по дебитам нефти, воды между выбранной и соседней добывающей скважинами, определяемые по формулам где di dl — разности соответственно ранн ь гов нефти, воды выбранной и соседней скважин;

rn — число добывающих скважин, окружающих выбранную;

n - 12 — число дебитов нефти, воды добывающих скважин (по месяцам в течение года).

Способ осуществляют следующим образом, Сначала выбирают добывающие скважины для проведения гидравлического разрыва пласта, Для этого необходимо установить наличие застойной зоны в районе данных скважин.

Для определения зон пласта, неохваченных процессом вытеснения нефти, целесообразно использовать анализ взаимодействия скважин.

Если между двумя добывающими скважинами находится такая слабодренируемая зона, то взаимодействие между ними практически будет отсутствовать. Попарно ана15 лизируя взаимодействие соседних скважин, можно обнаружить застойную зону.

В качестве критерия взаимодействия скважин удобно использовать коэффициент ранговой корреляции Спирмена; определяющейся по формуле где d — разность рангов двух рядов наблюдений — дебитов нефти (воды) добывающих скважин;

n — число наблюдений.

При R >0,5 практически можно диагностировать наличие гидродинамической связи по нефти (воде) между скважинами, Если парные коэффициенты ранговой корреляции по дебитам нефти и воды между данной скважиной и соседними меньше 0,5, то эта скважина находится в застойной зоне и подлежит проведению гидравлического разрыва пласта, Это равносильно одновременному

40 выполнению 2-х неравенств

j=1 j=1 — ---<0,5и <0,5

m ITl

Выбрав таким образом добывающие скважины, проводят на них гидравлический разрыв пласта (ГРП). Закачивают в выбранные скважины жидкость и создают

50 давление на забое, превышающее вертикальное горное, Это приводит к образованию трещин в приэабойной зоне пласта.

Проницаемость полученных трещин будет превосходить во много раз проницаемость пласта, за счет этого проницаемость призабойной зоны возрастает в несколько раэ. Вследствие этого увеличится приток жидкости в скважину, возрастет динамический уровень.

1796011

12,3 мПа, С

Опускают в скважину насос, производительность которого намного выше работавшего насоса до проведения ГРП. Значительно увеличится дебит жидкости, а обводненность уменьшится. Последнее будет свидетельствовать о том, что застойная зона вовлекается в процесс разработки.

Одновременно производят форсирование отборов жидкости в ближайших к выбранной скважине добывающих скважинах.

Увеличение отборов жидкости в этих скважинах при снижении обводненности позволит подключить в процесс дренирования остальной обьем запасов нефти застойной эоны.

Если вовлечь в разработку таким образом все застойные зоны пласта, то увеличится охват процессом вытеснения, а следовательно возрастет и нефтеотдача пласта. Данный способ разработки был опробован на участке залежи пласта В1, имеющий следующие параметры и показатели разработки; нефтенасыщенная толщина 10,5 м пористость 14,1 % проницаемость 0,191 мкм вязкость нефти в пластовых условиях пластовое давление: текущее 16,8 МПа начальное 17,0 МПа фонд добывающих скважин 6 ед.

Сначала была выбрана добывающая скважина для проведения. ГРП, По дебитам нефти и воды были рассчитаны на ЭВМ парные коэффициенты ранговой корреляции всех шести добывающих скважин (таблицы

1 и2).

Из табл, 1 следует, что скважина Г не взаимодействует по нефти с соседними скважинами В, Д, Е. Парные коэффициенты ранговой корреляции скважины Г с этим скважинами соответственно равны 0,05, 0,15, 0,41

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор жидкости через добывающие скважины и периодическое проведение гидравлического разрыва пласта в них, отличающийся тем, что, с целью повышения нефтеотдачи неоднородного пласта за счет вовлечения в процесс разработки застойных зон, после гидроразрыва пласта осуществляемой форсированный отбор жидкости в скважинах, в которых про° Rr

1=1 0,05+0,15+0,41 020

m 3

Добывающая скважина Г с ближайшими скважинами В, Д, Е по воде имеет следующие коэффициенты Спирмена (таблица 2);

0,07, 0,70 и 0,24.

° RP

0,07 + 0,70 + 0,24

m 3

Таким образом, можно диагностировать наличие застойной зоны в районе расположения скважины Г. Данная скважина удовлетворяет критерию выбора для проведения ГРП, В скважине был проведен гидравлический разрыв пласта. Было закачано 8 м жидкости разрыва (нефти) по обсадной колонне при давлении на устье 10,9 МПа при помощи 4-х цементировочных агрегатов

ЦА-320. Глубина скважины — 1700 м, диаметр эксплуатационной колонны — 168 мм, После этого вместо ЭЦН-40 был спущен насос ЭЦН-130, при этом дебит жидкости возрос с 37 м /сут до 126 м /сут, а обводненность не увеличилась.

В соседних скважинах В, Д, Е произвели форсирование отборов жидкости, средний дебит жидкости возрос со 101,5 м /сут до 169 м /сут, а средняя обводненность учаз стка уменьшилась с 76;(, до 68 (,.

Годовой технологический эффект от применения данного способа разработки залежи составил 17 тыс. т. (нефти), Новизной предлагаемого технического решения является проведение разрыва пла30 ста только в выбранных для этой цели добывающих скважинах с последующим формированием отборов жидкости как в скважинах, где производился ГРП, так и в ближайших к ним добывающих скважинах.

35 изводился гидравлический разрыв пласта, так и в ближайших к ним (соседних)

40 добывающих скважинах, при этом выбор добывающих скважин для проведения гидравлического разрыва пласта осуществляют при одновременном выполнении неравенств н

< 0,5 и (0,5, m m

1796011 в (оР) е g (aP)

Таблица 1

Матрица коэффициентов Спирмена по дебитам нефти добывающих скважин

Таблица 2

Матрица коэффициентов Спирмена по дебитам воды добывающих скважин

Составитель Ф,Алеев

Техред M.Ìîðãåíòàë

Корректор Л.Ливринц

Редактор

Заказ 443 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб.. 4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", r. Ужгород. ул.Гагарина, 101 где R1, R — коэффициент ранговой корре.н ь ляции Спирмена соответственно по дебитам нефти, воды между выбранной и соседней добывающей скважинами, определяемые по формулам где di, 4 — разности соответственно ранн ь гов нефти, воды выбранной и соседней скважин;

m — число добывающих скважин, окру5 жающих выбранную; п = 12 — число дебитов нефти, воды добывающих скважин (по месяцам в течение года),