Способ разработки многопластовой залежи массивного типа

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к способам разработки многопластовых залежей массивного типа. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет сокращения сроков разработки и одновременного вовлечения в разработку всех пластов, слагающих массивную залежь. Сущность изобретения: способ включает разбуривание залежи вертикальными нагнетательными и добывающими скважинами, закачку воды через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Согласно изобретению вертикальные нагнетательные и добывающие скважины разбуривают на всю толщину массивной залежи. При этом каждую вертикальную нагнетательную и добывающую скважину на уровне каждого пласта снабжают горизонтальными стволами, которые сообщают продуктивный пласт с вертикальной скважиной. Горизонтальные стволы выполняют на всю длину пласта по его простиранию. В пределах одного пласта горизонтальные стволы добывающих и нагнетательных скважин чередуют между собой и располагают параллельными рядами. Закачку - отбор во все пласты массивной залежи производят одновременно. При этом темпы выработки пластов, составляющих залежь массивного типа, устанавливают одинаковыми, а перепад давления между линиями нагнетания и отбора, между горизонтальным стволом добывающей и горизонтальным стволом нагнетательной скважин, в пределах каждого пласта устанавливают из аналитического выражения. 3 з.п. ф-лы, 1 табл., 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки многопластовых залежей массивного типа.

Известен способ разработки многопластовой залежи массивного типа, включающий ее разбуривание нагнетательными и добывающими скважинами /1/.

Недостатком способа является его низкая эффективность в связи с невозможностью вовлечения в разработку одновременно всех пластов и, соответственно, увеличение сроков разработки залежи.

Наиболее близким к предлагаемому является способ разработки многопластовой залежи массивного типа, включающий разбуривание залежи добывающими и нагнетательными скважинами, закачку воды через нагнетательные и добычу нефти через добывающие /2/.

Недостатком способа является его низкая эффективность, поскольку пласты с разными физико-химическими свойствами коллектора вырабатываются с разной интенсивностью, что затягивает сроки разработки. Кроме того, эксплуатация пластов вертикальными скважинами, как это предлагается в прототипе, может привести к тому, что после обводнения одной из них из-за большей подвижности воды по сравнению нефтью и полного обводнения вследствие этого всего интервала отбора выработка второго практически не происходит или может происходить очень медленно и при высокой обводнености добываемой продукции.

Целью изобретения является повышение эффективности способа.

Поставленная цель достигается за счет сокращения сроков разработки и одновременного вовлечение в разработку всех пластов, слагающих массивную залежь.

Способ поясняется чертежом.

Многопластовая массивная залежь, включающая пласты 1, 2, 3, разбуривается вертикальными стволами нагнетательных 4 и добывающих 5 скважин. Нагнетательные скважины 4 снабжают горизонтальными стволами 6, 7, 8, которые размещают в пределах пластов 1, 2, 3 массивной залежи, а добывающие скважины 5 снабжают горизонтальными стволами 9, 10, которые также размещают в пределах пластов 1, 2, 3, попеременно со стволами для нагнетания воды 6, 7, 8. Далее производят закачку воды через нагнетательные скважины 4 одновременно во все пласты массивной залежи через горизонтальные стволы 6, 7, 8. Одновременно из добывающих скважин 5 производят отбор нефти через горизонтальные скважины 9, 10.

Одновременная разработка всей залежи массивного типа и, соответственно, сокращение сроков разработки обеспечивается тем, что воздействием в данной технологической схеме охвачены все пласты, составляющие залежь.

В данном техническом решении стволы горизонтальных нагнетательных скважин в различных пластах массивной залежи предлагается размещать друг над другом. Точно так же стволы горизонтальных добывающих скважин предлагается также размещать друг над другом. В противном случае межпластовые перетоки нефти и ее возможное внедрение из выше(ниже)лежащего пласта в данный пласт, который может быть уже заводнен, приведет к снижению нефтеотдачи из-за гистерезиса фазовых проницаемостей. Снижение нефтеотдачи может произойти также из-за нарушения, вследствие межпластовых перетоков, общей фильтрационной картины, построенной на основе строгого баланса по темпам вытеснения, который и является основой данной технологии.

Поскольку пласты, слагающие залежь массивного типа, отличаются по физико-химическим свойствам коллекторов и насыщающих их флюидов, то необходимым условием равномерной выработки пластов является равенство темпов дренирования:

где V_ЗАВi - заводненная часть i-го пласта залежи массивного типа, м³,

V_i - объем i-го пласта массивной залежи, м³,

ΔР_i - перепад давления между линиями нагнетания и отбора (между горизонтальными стволами добывающей и нагнетательной скважины) в i-том пласте, Па,

K_i - абсолютная проницаемость коллектора i-го пласта, м²,

τ - текущее время, сек,

µ_i - динамическая вязкость нефти в i-том пласте, Па*сек,

σ_i - расстояние между горизонтальными стволами добывающей и нагнетательной скважин, м,

d_i - ширина i-го пласта, м,

m_i - пористость породы i-го пласта, доли единицы,

J_i - количество горизонтальных нагнетательных стволов в i-том пласте.

Второе условие, обеспечивающее равномерное дренирование всех пластов массивной залежи, связывает перепады давления между линиями нагнетания и отбора ΔР_i и приемистости (дебиты) нагнетательных (добывающих) скважин Q_i:

где h_i и е_i - соответственно толщина и длина i-го пласта, м,

i=1, 2, 3, … n - порядковый номер пласта,

n - количество пластов массивной залежи.

Вывод указанных расчетных выражений производится следующим образом.

В соответствии с законом Дарси приемистость нагнетательной скважины:

где F_i=h_i*e_i - площадь фильтрации, м².

Принимая во внимание, что пласт содержит J_i - количество горизонтальных нагнетательных стволов, количество воды, закачанное в пласт i на любой момент времени τ, составит:

Полный объем i-го пласта:

V_i=h_i*e_i*d_i*m_i

Тогда темпы дренирования:

Аналогичным образом из вышеприведенного закона Дарси:

Приведенные выше соотношения между параметрами Q_i, ΔP_i, σ_i, µ_i, K_i, h_i, e_i, d_i, m_i, V_i, V_ЗАВi - позволяют противопоставить сложности исходных геолого-физических данных гибкую систему разработки, позволяющую учитывать конкретную специфику объекта.

Изложенное позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого технического решения критерию «существенные отличия».

Пример реализации способа

В целях упрощения понимания способа принимают, что залежь массивного типа состоит из трех пластов, отличающихся физико-химическими свойствами. Исходные данные сведены в таблице.

Пласт	hi, м	Кi, м2	µi, мПа*с	ei, м	σi, м	Qi, м3/сек	di, м	Ji	mi
1	10	0,1*10-12	1,5	10000	200	0,1	800	2	0,1
2	20	0,2*10-12	1,5	10000	200	0,4	800	2	0,2
3	30	0,3*10-12	1,5	10000	200	0,9	800	2	0,3

Величины приемистостей Q_i нагнетательных скважин в указанной таблице установлены методом подбора из условия равной выработки пластов массивной залежи в любой момент времени. Расчеты производятся по вышеприведенному выражению для V_ЗАВi/V_i. В правомерности выбора приведенных в таблице 1 величин Qj для пластов 1, 2 и 3 массивной залежи можно убедиться следующим образом.

пласт 1

пласт 2

пласт 3

Таким образом приведенные в таблице и установленные методом подбора величины Q_i по пластам верны, т.к. обеспечивают одинаковую во времени выработку пластов 1, 2 и 3:

В случае несовпадения величин темпов дренирования по пластам массивной залежи вносят коррективы в величины Q_i по этим пластам и вновь проводят расчеты до совпадения величин

В случае отсутствия вышеуказанных мероприятий по регулированию заводнения залежей массивного типа может произойти опережающее заводнение одного из пластов и в дальнейшем в скважину будет поступать только вода из указанного пласта, поскольку подвижность воды больше подвижности нефти, а нефть остальных пластов массивной залежи будет блокирована водой.

Приведенный пример реализации способа относительно несложен, что облегчает понимание вопроса. В условиях более широкого диапазона изменения приведенных в таблице параметров, также может быть осуществлено специальное регулирование показателей разработки, обеспечивающее положительную динамику нефтеотдачи.

Указанное подтверждает соответствие заявляемого технического решения критерию «существенные отличия».

Расчет положительного эффекта может быть произведен следующим образом. При реализации на залежи технологии по прототипу (без специальных мер по регулированию заводнения) заводняются только высокопроницаемые пласты 2 и 3. Пласт же 1 остается невыработанным. При реализации заявляемого способа вырабатывается также и пласт 1. Запасы нефти в указанном пласте массивной залежи и составляют экономический эффект от реализации способа µ_э. При объемном коэффициенте В=1,5, плотности нефти ρ_н=0,8 и в условиях поршневого вытеснения нефти:

Такова величина экономического эффекта от реализации предлагаемого способа.

ЛИТЕРАТУРА

1. М.И.Максимов. Геологические основы разработки нефтяных месторождений, М. Недра 1965 г, с 295 (аналог).

2. В.П.Павленко. Эксплуатация залежей нефти РГУ им. Губкина, М. 2003, с.28 (прототип).

1. Способ разработки многопластовой залежи массивного типа, включающий ее разбуривание вертикальными нагнетательными и добывающими скважинами, закачку воды через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что вертикальные нагнетательные и добывающие скважины разбуривают на всю толщину массивной залежи, при этом каждую вертикальную нагнетательную и добывающую скважину на уровне каждого пласта снабжают горизонтальными стволами, которые сообщают продуктивный пласт с вертикальной скважиной, сами горизонтальные стволы выполняют на всю длину пласта по его простиранию, и в пределах одного пласта горизонтальные стволы добывающих и нагнетательных скважин чередуют между собой и располагают параллельными рядами, а закачку - отбор во все пласты массивной залежи производят одновременно, при этом темпы выработки пластов, составляющих залежь массивного типа, устанавливают одинаковыми, а перепад давления между линиями нагнетания и отбора, между горизонтальным стволом добывающей и горизонтальным стволом нагнетательной скважин, в пределах каждого пласта устанавливают из выражения

где ΔP_i - перепад давления между линиями нагнетания и отбора в i-м пласте, Па;
Q_i - дебит добывающей скважины и приемистость нагнетательной скважины в i-м пласте залежи, м³/с;
µ_i - динамическая вязкость нефти в i-м пласте, Па·с;
σ_i - расстояние между горизонтальным стволом добывающей и нагнетательной скважин, м;
K_i - абсолютная проницаемость коллектора i-го пласта, м²;
h_i - толщина i-го пласта, м;
е_i - длина i-го пласта, м;
i=1, 2, 3, … n - порядковый номер пласта;
n - количество пластов массивной залежи.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что темпы выработки пластов, составляющих залежь массивного типа, устанавливают из выражения

где V_3ABi - заводненная часть i-го пласта залежи массивного типа, м³;
V_i - объем i-го пласта массивной залежи, м³,
τ - текущее время, с;
µ_i - динамическая вязкость нефти в i-м пласте, Па·с;
m_i - пористость породы i-го пласта, доли единицы;
J_i - количество горизонтальных нагнетательных стволов в i-м пласте.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что горизонтальные стволы нагнетательных скважин, относящихся к разным пластам, размещают друг над другом.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что горизонтальные стволы добывающих скважин, относящихся к разным пластам, размещают друг над другом.