Способ разработки нефтяного месторождения

(55 Е 21 В 43/2 ТЕНИЯ Е Б ПИ АВТОРСКОМ ЕТЕЛ У На ного дщинестимулмости свытеснлируюющую пласт ирующ корос яющи щего а скваж ГОСУДАРСТВЕННЫИ КОМИТЕТПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИПРИ ГКНТ СССР(56) Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектированиеразработки /Под ред. Ш.К, Гиматудиноваи др. М,; Недра, 1983, с. 313-317.(54) СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГОМЕСТОРОЖДЕНИЯ(57) Изобретение относится к способам ретулирования разработки нефтяных месторождений и может быть использованов нефтедобывающей промышленности.Цель - повышение нефтебтдачи пластов засчет более равномерного охвата пластовпроцессом вытеснения нефти по площади,Для этого производят бурение скважин (С) идля каждой добывающей С определяют расчетные зависимости удельного дебита к эффективной толщине пласта от объемазакачиваемого стимулирующего агента (СА),Выбирают количество СА, позволяющегообеспечить равенство удельных дебитов Спосле обработки, Проводят первую серию Изобретение относится к способам регулирования разработки нефтяных месторождений и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности.Целью изобретения является повышение нефтеотдачи пластов за счет более равномерного охвата пластов процессом вытеснения нефти по площади. обработок добывающих С, закачивая в них выбранное количество СА. После проведения первой серии обработок добывающих С начинают закачивать вытесняющий агент (ВА) через нагнетательные С до стабилизации дебитов добывающих С. По средним дебитам добывающих С находят фактические зависимости удельного дебита к эффективной толщине пласта, по которым определяют количество СА, закачиваемого в каждую добывающую С в ходе второй серии обработок, Контролируют продвижение фронта нефти ВА, и в случае неравномерного продвижения фронта нефти добывающие С останавливают и проводят вторую серию обработок С. Затем вновь пускают С в работу, Строятся зависимости скорости продвижения фронта нефти ВА от количества СА, закачиваемого в добывающую С в ходе предыдущей обработки, к количеству СА, закачиваемых в добывающие С в ходе предыдущей серии обработок.По данным зависимостям определяют коли- д чество закачиваемого СА в каждую добывающую С в третью и последующие серии обработок добывающих С. Зависимости для последующей после третьей серии об веюй работок строятся и уточняются по фактиче-, ф ским данным распространения фронта СЬ вытеснения нефти. 2 ил. ос показаны зависимости удельскважин к эффективной тола от обьема закачиваемого его агента; на фиг. 2 - зависити продвижения фрон 1 а нефти м агентом от количествЛ стимуента, закачиваемого в добыва.ину в ходе предыдущей серииобработки, к количеству стимулирующего агента, закачиваемого в добывающие скважины в ходе предыдущей серии обработок,Способ осуществляется следующим образом.Производят бурение скважин, определяют все параметры пласта в призабойных зонах добывающих скважин, необходимые для расчета зависимости удельного дебита скважин (с единицы эффективной толщины пласта) от объема закачки агента, стимулирующего их работу.Рассчитывают зависимости удельных дебитов скважин от объема закачки агента, стимулирующего их работу, В качестве такого агента выбирают насыщенный водяной пар, а регулирование продвижения фронта вытеснения нефти по площади осуществляют в пределах элемента однорядной линейной системы размещения скважин, включающего одну нагнетательную и две добывающие скважины.Для расчета удельного дебита скважин при различных количествах пара, закачиваемого в них при паротепловых обработках, выбирают следующие зависимости:о М Рпд - РзЬ /сО Ь Сп ( Впл/ Вскв )ь ллскв 1(2)Р 1Впр + ВплРо Вскв . Впрр 2 ф(Нь+х. - ТрСЬ4 К/Т Чп.рч кг и ТгМ 12 2 Мо лМгде ц - дебит скважины после обработки;Ь - толщина пласта;к - проницаемость пласта по нефти приначальной пластовой температуре;Рпл И Рв - СООтВЕтетВЕННО ПЛаетОВОЕ И забойное давление в добывающей скважине;ро и,и 1 - вязкость нефти соответственно при начальной пластовой температуре и в прогретой зоне;Ь - объемный коэффициент нефти;Впл, Вскв, Впр - радИуСЫ СООтВЕтСтВЕННО дренирования, скважины и зоны прогрева;рь - ,плотность воды; Нв - теплосодержание воды при температуре нагнетаемого пара;Х - сухость нагнетаемого пара;- скрытая теплота парообразования5 при температуре нагнетаемого пара;То - начальная пластовая температура;Св - теплоемкость воды;ЛТ - разность между температурой нагнетаемого пара и начальной пластовой10 температурой;К - коэффициент теплопроводности окружающих пласт пород;оп - температура нагнетания пара;1 - врЕмя;15 Мо И Мпл - тЕПЛОЕМКОСтЬ СООтВЕтСтВЕНно пласта и окружающих пород.Для обработок используют пар с температурой 270" С, средняя сухость которого на забое скважин будет 0,6. Тогда20 Нв=283,1 ккал/кг,=382,9 ккал/кг, апри То=20 С ОТ=250 С,рь:=998,2 кг/м,Св=1 ккал/(кг.С),Теплофизические свойства пород таковы, что К=2 ккал/(м.ч."С), М =. Мпл=25 - -600 ккал/(м .С), а толщины пласта в окрестности 1-й и 2-й скважин соответственно 20и 15 м, Темпы нагнетания пара в ходе обработок 1-й и 2-й скважин выбраны равнымисоответственно 8 и 4 м /ч (в пересчете наз30 конденсат).Рассчитывают радиусы зон прогревавокруг 1-й и 2-й скважин при различныхзначениях продолжительности закачки пара. Получают, что для моментов времени 60,35 140, 220 и 300 ч радиусы зон прогрева для1-й скважины будут составлять соответственно 3,48; 5,27; 6,57 и 7.64 м, а для 2-йскважины в те же моменты времени - соответственно 5,65; 8,55; 10,6 и 12,3 м. При этом40 в 1-ю скважину будет закачано соответственно 240, 560, 880 и 1200 т пара. а во 2-ю -480, 1120, 1760 и 2400 т пара.Пусть Впл = 50 м, Вскв = 0,1 м, /(о ==260 МПа си 1 = 2,4 мПа с. Тогда по фор 45 мулам (1) и (2), переводя секунды в сутки,получим, что при закачке в 1-ю скважинусоответствующих количеств пара ее удельный дебит после обработки составит 0.48;0,57; 0,63 или 0,68 м /(сут м). а удельный50 дебит 2-й скважины - 0.36; 0.45: 0,51 или0,56 м (сут м).Полученные зависимости удельных дебитов сус 1-й и 2-й скважин от количества Чпзакачиваемого пара представлены на фиг. 15 10 15 20 удельных дебитов скважин от объема закачки агента проводят по соответствующим формулам оценки дебита скважин после обработки тем или иным агентом,Изобретение может быть применено без каких-либо изменений при выборе любого агента, стимулирующего работу добывающих скважин.Выбирают количества пара, которые необходимо закачать в скважины в 1-й серии паротепловых обработок.Например, из технических или экономических соображений минимальное количество пара, закачиваемого в ходе обработки, определено в 500 т. Тогда в 1-ю скважину необходимо закачать 500 т пара, а во 2-ю - 2200 т пара, чтобы обеспечить равенство их удельных дебитов после обработки.Проводят первую серию паротепловых обработок добывающих скважин с закачкой в них определенных количеств пара.В нагнетательную скважину начинается закачка рабочего агента, а через добывающие - добыча нефти, периодически регистрируются дебиты добывающих скважин.Через 2 мес. дебиты скважин стабилизировались.По средним дебитам скважин с начала процесса разработки элемента определяются фактические удельные дебиты скважин. Например, фактический удельный дебит 1-й скважины оказался на 14,5 ниже расчетного, а дебит 2-й скважины - на 6,4 ниже расчетного,Ординаты кривых 1 и 2 корректируются соответственно на 14,5 и 6,4 , строятся кривые 1 и 2.По контрольным или наблюдательным скважинам, по данным об изменении минерализации добываемой с нефтью воды, расчетным путем или же любыми другими способами оценивают координаты фронта пара в направлении добывающих скважин. Например, в направлении 1-й скважины фронт пара продвинулся на 0,020 расстояния от этой скважины до нагнетательной, а в направлении 2-й скважины - на 0,030 расстояния от этой скважины до нагнетательной.С помощью кривых 1 и 2 (фиг. 1) из1условия равенства удельных дебитов скважин определяют количества пара, подлежащего закачке в каждую из скважин в ходе 2-й серии обработок: 500 т для 1-й скважины и 1600 т для 2-й.Проводится 2-я серия обработок скважин с закачкой в них определенных ранее количеств пара. 25 30 35 40 45 50 55 Скважины вновь пускаются в работу, периодически регистрируются их дебиты. Например, через 3 мес. дебиты стабилизировались.Оценивают координаты фронта пара (вытесняющего агента) в направлении обеих скважин. Например, в направлении 1-й скважины фронт пара находится на 0,059 расстояния от этой скважины до нагнетательной, а в направлении 2-й скважины - на 0,066 расстояния от этой скважины до нагнетател ь ной.Строят зависимости скорости продвижения фронта пара в направлении каждой скважины от доли пара, закачиваемого в нее в ходе серии обработок. Доля пара, закачанного в 1-ю скважину в 1-й серии обработок - 500:2700=0,185, а во второй - 500:2100=0,24, соответственно для 2-й скважины эти величины составляют 0,815 и 0,76. Скорость продвижения фронта пара в направлении 1-й скважины после 1-й серии обработок составила 0,020:2=0,010(мес ), а после 2-й серии - (0,059-0.020): 3= =0,013 (мес. ), соответственно для 2-й скважины эти величины составляют 0,015 и 0,012 мес Зависимости скорости Ь 1.п/Л 1 продвижения фронта пара к 1-й (кривая 1) и 2-й (кривая 2) скважинам от доли Чю/Ч,Х пара, закачиваемого в каждую из скважин в ходе серии паротепловых обработок, для рассматриваемого примера представлены на фиг, 2.Определяют количества пара, которые необходимо закачать в каждую из скважин в ходе 3-й серии обработок.Например, принимается, что распределение пара в 3-й серии обработок должно быть таким, чтобы скорость движения фронта пара к 1-й скважине после этой серии обработок составила 0,014 мес. Предполагая, что 4-я серия обработок будет проведена через 2 мес., определяем, что фронт пара в направлении этой скважины за это время продвинется на 0,028 и будет находиться на 0,087 расстояния между этой скважиной и нагнетательной, Чтобы фронт пара в направлении 2-й скважины к этому же моменту времени находился на том же относительном расстоянии от этой скважины до нагнетательной, необходимо, чтобы он продвинулся на 0,021 при скорости 0,0105 месЭкстраполируя кривые 1 и 2. находим, что доли закачки пара в 3-й серии обработок в 1-ю и 2-ю скважины должны составить соответственно 0,258 и 0,733. Учитывая, что сумма этих величин должна давать 1, они корректируются на различие между ихсуммой и единицей. Тогда доля закачки пара в 1-ю скважину составит:10,258 Ощ+Од- =0,260,а во вторую скважину - 0,740.Количества пара, которые должны быть закачаны в скважины, составят 500 т для 1-й скважины и 1420 т для 2-й,Проводится 3-я серия обработок, скважины вновь пускаются в работу, после стабилизации их дебитов оценивается положение фронта пара, корректируются кривые на фиг, 2, определяются количества пара для обработок 4-й серии и т.д,Эффективность способа является следствием эффективного регулирования продвижения фронта вытеснения нефти по площади благодаря предусматриваемому способом проведению обработок скважин, относительная интенсивность которых определяется характеристиками пласта призабойных зон скважин и корректируется по данным о продвижении фронта вытеснения нефти, Эффективное регулирование продвижения фронта вытеснения нефти дает возможность повысить охват пласта процессом по площади и, следовательно, нефтеотдачу пласта по сравнению с прототипом на 0,02 - 0,03.Формула изобретения Способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины, обработку добывающих скважин агентом, стимулирующим их работу, с последующей добычей через добывающие скважины, о тл и ч а ю щ и й с я тем, что, с целью повышения нефтеотдачи пластов за счет более равномерного охвата пластов процессом вытеснения нефти по площади, до начала закачки вытесняющего агента через нагнетательные скважины для каждой добывающей скважины определяют расчетные зависимости удельного дебита к эффективной толщине пласта от объема закачиваемого стимулирующего агента, выбирают количе ство стимулирующего агента, позволяющего обеспечить равенство удельных дебитов скважин после обработки, проводят первую серию обработок добывающих скважин, закачивая в них выбранное количество стиму лирующего агента, и после проведенияпервой серии обработок добывающих скважин начинают закачивать вытесняющий агент через нагнетательные скважины до стабилизации дебитов добывающих сква жин, по средним дебитам добывающихскважин находят фактические зависимости удельного дебита к эффективной толщине пласта, по которым определяют количество стимулирующего агента, закачиваемого в 20 каждую добывающую скважину в ходе второй серии обработок, контролируют продвижение фронта нефти вытесняющим агентом и в случае неравномерного продвижения фронта нефти вытесняющим агентом 25 добывающие скважины останавливают ипроводят вторую серию обработок. скважин, а после окончания серии обработок скважины вновь пускают в работу, строятся зависимости скорости продвижения фронта 30 нефти вытесняющим агентом от количества стимулирующего агента, закачиваемого в добывающую скважину в ходе предыдущей обработки, к количеству стимулирующего агента закачиваемых в добывающие 35 скважины в ходе предыдущей серии обработок и по данным зависимостям определяют количество закачиваемого стимулирующего агента в каждую добывающую скважину в третью и последующие серии обработок до бывающих скважин, причем эти зависимости для последующих после третьей серии обработок строятся и уточняются по фактическим данным распространения фронта вытеснения нефти.451631166 10 05 500 1000 1500 000 50Ю иг 1 дО 00 пгг о О 7 г Ож П,В 0 И,ог,Г Составитель В, Кош Техред М.Моргентал Редактор М. Циткина Корректор Л. Патэй Заказ 528 Тираж 361 Подписное ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СС 113035, Москва, Ж, Раушская наб., 4/5 Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужго