Способ разработки нефтяной залежи

СО 03 СОВЕГКСОЦИАЛИСТИЧЕГРЕСПУБЛИК 9601 9) С ) а 5 Е 21 В 43/00 ГОСУДАРСТВЕННОЕ ПАТЕНТНОВЕДОМСТВО СССРГОСПАТЕНТ СССР) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ АТЕНТУ жидкости ся гидрокважинах, важин для ыва плдСТЭ выполне- Мь/ 0,5, гдкоррелбитам ншей до ран говои нно по деи ближай деляемые= 1 - б ится к нефтедобыва, в частности к споных мес горождений, теотдачу неодно родчто гидравлический нных для этой цели с последующим проразности соответственно ра ды выбранной и ближайшей число добывающих скважин выбранную; п = 12 - число воды добывающих скважин течение года), 2 табл,нгов нефти, воскважины; щ - Окружающих дебитов нефти, (по месяцам в Му- док нефтедобыва; частности к фтяных место тение относитс мышленности, разработки н разработки нефтяной йся в применении меотбора жидкости. са заключается в том, скают оборудование, ь большее количество ении скорости движеоде часть оставшейся(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,М. и др. Технология итехника добычи нефти и газа - М., Недра, 1971.Щуров В,И, Технология и техника добычи нефти. М., Недра, 1983 гс.,154,ОТКИ НЕФТЯНОЙ(54) СПОСОБ РАЗРАБ ЗАЛЕЖИ(57) Изобретение относ ющей промышленности собам разработки нефтя позволяет повысить неф ных пластов за счет того разрыв пласта в выбра добывающих скважинах Изобреющей проспособамрождений,Известен способ залежи, заключающи тода форсированногоСущность процес что, в скважину спу способное откачиват жидкости. При увелич ния жидкости в пор ведением форсированного отбора как в скважинах, где производил разрыв пласта, так и в ближайших с при этом выбор добывающих ск проведения гидравлического разр осуществляют при одновременноми ри нии неравенств:- 0,5 и=е Й 1, К 1 - коэффициенты яции Спирмена соответстве ефти, воды между выбраннои бывающей скважинами, опр не ф и в пласте будет увлекаться водои ( равьев И.М. и др. Технология и техника бычи нефти и газа. - М Недра, ).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 гидравличе(Н)2нО - 1)й ий =1 и - 1 п 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:где В 1, Й 1 - коэффициенты ранговой корреляции Спирмена соответственно по дебитам нефти, воды между выбранной и соседней добывающей скважинами, определяемые по формулам где д, б - разности соответственно ранн ьгов нефти, воды выбранной и соседней скважин;п 1 - число добывающих скважин, окружающих выбранную;и - 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 ана лизируя взаимодействие соседних скважин,можно обнаружить застойную зону.В качестве критерия взаимодействияскважин удобно использовать коэффициент ранговой корреляции Спирмена; определя ющейся по формуле где б - разность рангов двух рядов наблюдений - дебитов нефти (воды) добывающих скважин;З 0 и - число наблюдений.При В 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 1=1 1=1 - с 0,5 и с 0,5 гп п 3 Выбрав таким образом добывающиескважины, 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 зоны.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 В 1, имеющий следующие параметры и показатели разработки;нефтенасыщеннаятолщина 10,5 м пористость 14,1 % проницаемость 0,191 мкм вязкость нефти впластовых условияхпластовое давление;текущее 16,8 МПа начальное 17,0 МПа фонд добывающихскважин 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 и 2).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, о т л и ч а ю щ и й с я 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 в=1 0,05 + 0,15 + 0,41п 1 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.в - 0,07 + 0,70 + 0,24т 3 Таким образом, можно диагностировать наличие застойной зоны в районе расположения скважины Г. Данная скважинаудовлетворяет критерию выбора для проведения ГРП,В скважине был проведен гидравлический разрыв пласта, Было закачано 8 мжидкости разрыва (нефти) по обсадной колонне при давлении на устье 10,9 МПа припомощи 4-х цементировочных агрегатовЦА. Глубина скважины - 1700 м, диа 15 метр эксплуатационной колонны - 168 мм,После этого вместо ЭЦНбыл спущеннасос ЭЦН, при этом дебит жидкостивозрос 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 /сутдо 169 м /сут, а средняя обводненность учазстка уменьшилась с 76 % до 68 %,.Годовой технологический эффект отприменения данного способа разработкизалежи составил 17 тыс. т. (нефти),Новизной предлагаемого техническогорешения является проведение разрыва пла 30 ста только в выбранных для этой цели добывающих скважинах с последующимформированием отборов жидкости как вскважинах, где производился ГРП, так и вближайших к ним добывающих скважинах.35 изводился гидравлический разрыв пласта, так и в ближайших к ним (соседних) 40 добывающих скважинах, при этом выбордобывающих скважин для проведения гидравлического разрыва пласта осуществляют при одновременном выполнении неравенств н0,5 и ( 0,5,В)" =1 Таблица 1 Матрица коэффициентов Спирмена по дебитам нефти добывающих скважин ТаблицаМатрица коэффициентов Спирмена по дебитам воды добывающих скважин лее тал оставитель ехред М.МоРедак Корректор Л.Ливринц 43 Тираж ПодписноеИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР113035, Москва, Ж, Раушская наб,. 4/5 Заказ 4 роизводственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул,Гагарина, 1 где В 1, Й - коэффициент ранговой корре.н ьляции Спирмена соответственно по дебитам нефти, воды между выбранной и соседней добывающей скважинами, определяемые по формулам где б, Ф - разности соответственно ранн ьгов нефти, воды выбранной и соседней скважин;е - число добывающих скважин, окру жающих выбранную;п = 12 - число дебитов нефти, воды добывающих скважин (по месяцам в течение года),