Способ разработки залежей нефти в неоднородных коллекторах

(5 ц 5 Е 21 В 43/20 ГОСУДАРСТВЕННОЕ ПАТЕНТНОЕВЕДОМСТВО СССР(71,) Татарский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности(73) Татарский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности(56) Максимов М,И. "Геологические основыразработки нефтяных месторождений". М.;Недра, 1975, с. 471,Сургучев М.Л. "Вторичные и третичныеметоды увеличения нефтеотдачи пластов",М,: Недра, 1985, с, 144.(5) СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ В НЕОДНОРОДНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ(57) Способ разработки залежей нефти внеоднородных коллекторах, включающий,Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, и может быть применено на залежах с послойно и зональна неоднородными коллекторами.Целью предлагаемого способа является снижение объема попутно добываемой воды и экономия материальных затрат.На фиг. 1 представлена карта изоляций скоростей нарастания обводненности при эксплуатации участка по известному способу; на фиг, 2 - карта изоляций скоростей нарастания обводненности при эксплуатации участка по предлагаемому способу.Предлагаемый способ осуществляют в следующей последовательности.Залежь, представленную неоднородными коллекторами, разбуриваюг проектной.Ы 2 1838593 АЗ что в процессе регулирования разработки в цикле работы скважин устанавливают и изменяют время работы каждой добывающей и нагнетательной скважин, участвующих в циклическом отборе и закачке, причем время работы добывающих скважин определяют иэ отношения средней скорости нарастания обводненности по участку к скорости нарастания обводненности данной скважины, а время работы каждой нагнетательной скважины определяют из отношения скорости нарастания обводненности добываемой продукции добывающих скважин к скорости нарастания обводненности добывающей продукции ближайшей добывающей скважины,при этом недобор жидкости по высокообводненным скважинам компенсируют форсированным отбором в цикле отбора добывающей скважины во время цикла остановки нагнетательной скважины, 2 ил. 2 табл. сеткой скважин и осуществляют ее обустройство. Производят закачку воды в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин,Рассмотрим осуществление предлагае-, мого способа на примере элемента 3-х рядной системы эаводнения, включающего десять нагнетэтельных и тринадцать добывающих скьажин (см. фиг. 2), Рассмотренный участок состоит из множества эон с различной проницаемостью. В табл. 1 приведены значения проницаемости в районе каждой скважины. С участка добывается 44,2 тыс. т, жидкости в год,После достижения средней обводненности добываемой продукции по участку до 10-20; приступают к использованию пред 18385934550 55 лагаемого способа, а именно. создают режим нестационарного заводнения и отбора,При этом время работы и простоя добывающих скважин устанавливают прямо пропорционально скорости нарастания 5обводненности (СНО) и регулируют по мереее изменения. У скважин с большой СНОвремя простоя увеличивают вплоть до полной остановки на определенное время, а ускважин с низкой СНО уменьшают срок простаивания вплоть до прекращения циклирования, Время простоя добывающихскважин определяют следующим образом.Рассчитывают среднюю С НО по участкув целом. Для этого изменение обводненности (в) за определенный период делитсяна время(годы). Рассчитывают СНО по каждой скважине и сравнивают эти значения сосредней величиной СНО по участку, Скважины со СНО близкой к средней величинепо участку эксплуатируют с прежними периодами полуциклов простоя и эксплуатации.Изменение соотношения полупериодовциклирования. производят по скважинам свысокой и низкой СНО. Период простоя поскважинам с высокой СНО увеличивают довеличины, обеспечивающей среднюю СНО.По скважинам с низкой СНО производятувеличение периода работы скважин, причем в случае возможности увеличения СНОдо средней величины ее переводят на режим постоянного отбора,Время периодов работы добывающихскважин определяют по формулеараб 1 =ЬВср0,5аВ(1)где ЛВ,р - средняя скорость нарастанияобводненности по участку;Л В; - скорость нарастания обводненности 1-ой скважины; 0,5 - доля времени работы скважин(50% времени скважина работает, 50% -простаивает),Время работы и простоя нагнетательных скважин определяют аналогичным образом, с той лишь разницей, что учитывает СНО ближайших добывающих скважин, Для этого по ближайшим скважинам каждой нагнетательной скважины определяют среднее значение (СНО)1, Затем находят среднее значение (СНО)р по всем скважинам, расположенным вблизи всех нагнетательныхскважин. Подставляя (СНО).р вместо ЛВр и(СНО) вместо В в Формуле(1), определяют время работы каждой нагнетательной скважины. А время простоя нагнетательных скважин определяется как разница между временем полного цикла(закачка и простой как правило 2 месяца) и работы, рассчитанного по формуле (1).При осуществлении предлагаемого способа возможно некоторое снижение отборажидкости с участка иэ-за ограничения времени работы скважин с высокой СНО (какправило, это высокопродуктивые скважины), Недобор жидкости восполняют форсированной работой этих скважин в периодпростоя нагнетательных скважин.Регулирование времени полуциклов отбора и простоя, закачки и простоя каждойскважины позволяет оптимизировать объемы закачки и отбора по всей площади залежи, а также направления движениязакачиваемого вытесняющего агента и фактически приводит к автоматическому управлению движением вытесняющего агента повсей площади разрабатываемой залежинефти.Добывающие скважины обводняются содинаковой скоростью(см. фиг. 2). Происходит равномерное вытеснение нефти в направлении всех добывающих скважин,Фронт вытеснения выравнивается во всехнаправлениях, Уменьшается непроизводительная закачка и отбор вытесняющегоагента из-за ограничения ее движения в направлении добывающих скважин с высокойСНО. Часть закачиваемого вытесняющегоагента, двигающаяся ранее в сторону высокообводненных скважин (с высокой СНО)меняет направление движения в сторонунизкообводненных скважин(с низкой СНО),т.е, направляется в эоны с высоким содержанием остаточной нефти. В результатеуменьшается отбор попутно добываемой воды, увеличиваются извлекаемые запасы.Пример конкретного выполнения,Осуществление предлагаемого способарассмотрим на примере залежи нефти (фиг.2). Участок эксплуатируется три года. Средняя обводненность продукции по участкудостигла 18,3, средняя С НО - 12,2 ов год,По скважинам СНО представлены в табл. 2.Определим время периодов простоя добывающих скважин (по известному способупериод простоя равен периоду работы и дляусловий месторождений Татарии он приблизительно равен 30 дням) по формуле(1)(фиг,1 2)Результагы расчетов приведены в табл.2 и показаны на фиг. 2.Добывающие скважины пускаются в режим циклирования с расчетным временемработы и простоя (табл, 2),Как видно из табл, 2 и фиг. 1 у скважинс СНО (имеется ввиду СНО до примененияпредлагаемого способа) меньше среднегозначения (12,2 ов год) время работы превы1838593 51015 Таблица 1 Продолжение табл,1 шает время простоя, а у скважин с незначительной СНО (СНО менее 6,1 в год) время простоя отсутствует, т.е. эти скважины эксплуатируются беэ циклирования, Как видно из фиг. 2 скорость нарастания обводненносТи выравнивается по всему полю участка. Время работы скважин с высоким значением СНО уменьшается, а у скважин с низким зНачением СНО наоборот увеличивается, Время работы нагнетатель"ых скважин определяется по той же формуле (1). Так, для нагнетательной скважины М 1 расчетное15время работы траб = - 0,5 = 0,38, где 15 -20(СНО)р добывающих скважин, расположенных вблизи нагнетательных скважин, 20 - (СНО) ближайшей добывающей скважины (В 6). Доля работы этой скважины в цикле закачки составляет 38 . Если полупериод циклической закачки составляет 30 сут, то эта скважина работает 11 сут (0,38 х 30 сут), 19 сут - стоит,Для лучшего проявления капиллярных и гидродинамических сил циклы закачки агента в нагнетательные скважины совмещают с циклом простоя добывающих скважин, Таким образом, замедляется средняя скорость нарастания обводненности па участку. Скважины с высоким значением НО (МФ 17, 16 и б) в цикле простоя нагнетательных скважин (ГФМ. 1, 2 и 21, 22) переводятся на форсированный режим добычи (наиболее высокое значение СНО в скважинах М.М 17, 16 и 6 - С Н О выше 20% в год).Экономическая оценка эффективности предлагаемого способа произведена исходя из того, чта в результате применения предлагаемого способа происходит снижение обводненности добываемой продукции и соответственно добывается больше нефти. За год эксплуатации участка нефтяной залежи, рассмотренного в примере конкретного исполнения, обводненность добываемой продукции при применении предлагаемого способа снизилась на 2,1 (средняя СНО по известному способу 12,2 в год, по предлагаемому способу 10,1 в год, см. табл. 2). При добыче 44,2 тыс. т. жидкости с участка дополнительная добыча нефти составит 1458,6 т. в год (44200 х 0,021 - 928,2). Экономический эффект на одну скважину в год составит (дополнительная добыча на од-. ну скважину 928,2: 13 скв, = 71,4 т);Э = О Ц - 71,4 1000 - 71400 руб/год, 1000 руб. - стоимость одной тонны нефти. Формула изобретения Способ разработки залежей нефти внеоднородных коллекторах, включающий бурение добывающих и нагнетательных 20 скважин, циклическую закачку и отбор продукции и регулирование процесса разработки, о т л и ч а ю щ и й с я тем, что в процессе регулирования разработки в цикле работы скважин устанавливают и изменяют время 25 работы каждой добывающей и нагнетательнай скважин, участвующих в циклическом отборе и закачке, причем время работы добывающих скважин определяют из отношения средней скорости нарастания 30 обводненности па участку к скорости нарастания обводненности данной скважины, а время работы каждой нагнетательной скважины определяют из отношения скорости нарастания обвадненнасти добываемой 35 продукции добывающих скважин к скоростинарастания обводненности добываемой продукции ближайшей добывающей скважины, при этом недобор жидкости по высокообводненным скважинам компенсируют 40 форсированным отбором в цикле отбора добывающей скважины на время цикла остановки нагнетательной скважины.% Фиг, растания обаоДненности й нарастания обводненности агнетательные скважи обивающие снважинцаз 2914 Тираж ПодписноеВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР113035, Москва, Ж, Раушская наб 4/5-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул.Гагарина роизводств Е 55 к скважины значение скорости н линии равннк скорос 6 еГ 2,2 Е 7 е Ег;г Е 8 5