Способ разработки нефтяной залежи

(51)5 Е 21 В 43/20 ИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИ АВТОРСКОМ ЕТЕЛЬСТВ скии институт и Г.Г.Тастанбепо проектиротации нефтяра, 1963, т. 2,СССР983.НЕФТЯНО 2 ент нефтеотавлении перСОнефтеотдаслов онач заме- ьного ство найдкол кважин ным по еством ормул кважи О СУДА Р СТВЕ ННЫ Й КОМИТЕТО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМРИ ГКНТ СССР(54) СПОСОБ РАЗРАБОТКИЗАЛЕЖИ Изобретение относится к разработке нефтяных залежей, представленных пластами, неоднородными по толщине и простиранию, и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности,Известен способ разработки нефтяных месторождений, в котором для улучшения показателей добычи нефти и газа предусматривается резервный фонд скважин,В известном способе при определении качества резервных скважин не учитывается неоднородность пластов.Известен способ разработки нефтяных месторождений по прототипу, включающий определение количества требуемого фонда скважин по формуле К=4,32Й(1 - 0,77 Л),(1) где й - требуемое количество добывающи и нагнетательных скважин;(57) Способ разработки нефтяной залежи. Сущность изобретения; показатель объемной неоднородности вычисляют делением фактического времени работ на его проектное значение, При этом отношение фактической продолжительности работ скважин к проектному определяют при равенстве проектной и фактически накопленной нефти за один и тот же период, Обьем работы скважин определяют умножением количества скважин на продолжительность их нахождения в действующем фонде в газах. По показателю коэффициента неоднородности определяют бурение дополнительного количества скважин. 3 ил. Й 1 - фактическое количество скважин; 1 - коэффициент обьемной неоднородости пласта. де ц 1 - оптимальный коэффидачи, определяемый при совоначального проекта;р - текущий коэффиции, определяемый по промрам при внедрении перпроекта.Дополнительное количнаходят как разность междуф е (1) и ФактическимНедостатками прототипа являются низкая эффективность при различных режимах залежи, а также то, что он требует определения многих геологических факторов, построения карт равной толщины выработки, графических расчетов, зависящих от обводненности продукции, Поэтому прототип не годится для воздействия на залежь в безводный период ее работы,Цель изобретения - повышение эффективности способа при различных режимах и в начальный момент разработки.Поставленная цель достигается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем определение коэффициента объемной неоднородности пласта по отношению фактических показателей разработки к проектным и в зависимости от обьемной неоднородности пласта, бурение дополнительных скважин при различных режимах работы залежей, в начальный момент разработки, при определении обьемной неоднородности в качестве показателя разработки определяют продолжительность работы скважин действующего фонда, при этом отношение фактической продолжительности работ скважин к проектной определяют при равенстве проектной и фактически накопленной добычи нефти за один и тот же период.На фиг. 1 показана теоретическая диаграмма определения показателя обьемной неоднородности; на фиг. 2 - показатели разработки Х горизонта месторождения Узень; на фиг. 3 - определение экономической эффективности от бурения дополнительных скважин,Для оценки неоднородности пласта вводится показатель объемной неоднородности Р, существенно отличающийся от коэффициента, приводимого в прототипе, Этот показатель вычисляется путем деления фактического времени работ скважин на его проектное значение: и(4) где (НТ)н- фактическое время работы скважин на конец рассматриваемого периода времени с=+1, обеспечивающий добычу О+4(МТ); - соответствующее проектное время работы скважин, обеспечивающее один и тот же уровень добычи нефти 0+1, скв, годы, В дальнейшем знак суммы будем опускать.Воздействие на залежь осуществляетсяскважинами, уточненными по эмпириче ской формуле(ЙТ)н 3= Р (КТ)+2,(5) где (МТ)н 2 - расчетное время работы сква 10 жин на конец прогноэируемого периода,скв, годы.Объем работы скважин определяетсяумножением количества скважин на продолжительность их нахождения в действую 15 щем фонде в годах,Для выполнения расчетов по предлагаемой методике строят (фиг, 1) графики зависимости проектной и фактическинакопленной добычи нефти от объема работ20 скважин на время 1=+1. Точками обозначены: =0 - исходная точка, соответствующаяпроектному времени работы скважин дляуровня добычи нефти О 1, =1 - промежуточная точка, соответствующая фактической25 величине времени работ скважин для тогоже уровня добычи О 1, =2 - проектная точка,соответствующая заданной плановой добыче.О 2, =3 - расчетная точка, обеспечивающая плановую добычу Ог. Для нахождения30 показателя объемной неоднородности находим точки пересечения. горизонтальнойлинии О=О с проектной и фактической кривыми накопленной добычи: ит (ИТ) 35(6) При необходимости определения времени работы скважин для обеспечения за данного (планового) объема добычи нефтина время 1=+2 проводим горизонтальную линию О=О 2. Сделаем на ней отрезок, рав- ный(МТ)з= ЩИТ)2 (7) Полученная точка будет выражать расчетное значение времени работ скважин для выполнения плана добычи нефти О 2.50 Существенное отличие предлагаемогоспособа заключается в применении новыхпризнаков.1. Вместо отношений фактического ипроектного коэффициентов нефтеотдачи 55 при одинаковой обводненности вводитсяновый показатель обьемной неоднородностир, зависящей от количества и продолжительности работы скважин.1730438 15 Э=75-5,2=69,8 млн. руб,(КТ)4= ф (МТ)Э. 2, Необходимое количество скважин для достижения проектного уровня добычи нефти определяется с учетом фактического времени работ скважин,Преимущества рассматриваемого способа сводятся к следующему: методика применима для всего периода работы залежи, а также для неводонапорных режимов; исключение из рассмотрения параметров, связанных с добычей воды, существенно упрощает расчеты.В качестве примера приводятся результаты расчета (моделирования) показателей разработки Х 11 горизонта месторождения Узень, На фиг, 2 условными знаками обозначеныы; 1 - проектные,- фактические, 11 - расчетные по годовым значениям ф, Ч - расчетные по среднему значению Р, Ч - расчетные показатели по прототипу.В конце 1982 г, фактически накопленное время работы скважин составило (ЙТ)1=1860 скв. год. При этом добыто 40 млн. т нефти (точка 1, фиг, 2). Проектное время работы скважин, соответствующее этому значению добычи нефти, равно 1535 скв. годам (точка 2).Отношение фактического времени работы скважин к проектному при одном и том же уровне добычи нефти есть показатель обьемной неоднородности,В нашем случае Р - 1535 = 121860С помощью показателя объемной неоднородности определяем расчетный объем работы скважин для достижения проектной добычи на следующий год по формуле ф Здесь (ИТ)з - первоначальный проектный объем работы скважин (точка 3), соответствующий проектной добаче нефти на следующий год, При Спр=42,5 по фиг. 2 видно,.что (ЙТ)э=1635 скв, годы.(ИТ)4=1,2 1635=1981 скв. годы Расчетное время работы скважин для добычи нефти равно 1981 скв. годам (точка 4).Результаты расчетов по остальным годам разработки Х 1 горизонта месторождения Узень приведены в таблице и на фиг. 2,Экономический эффект от реализации предлагаемого изобретения рассчитывается по формулеЭ= ЛО(С 1 - С 2) - Ск,где С 1 - оптовая цена 1 т нефти (принимается равной 50 р.); С 2 - себестоимость добычи 1 т нефти,равная 20 р.;5 0 - добыча нефти из дополнительнопробуренных скважин, определяется из5 фиг. 3;Ск - расходы на бурение и обустройстводополнительных скважин,По промысловым данным, глубина залежи составляет 1100 м, стоимость буренив10 одной скважины 100 тыс. рублей. Ск= Ь М 200=26 ф 200=5200 тыс. рубгОпределяем прибыль, полученную отдобычи и реализации 60=2,5 млн, т дополнительной нефти в результате бурения 26 дополнительных скважин.20 Прибыль=оптовая цена - себестоимость добычи нефти=50-20=30 руб.Прибыль, получаемая от добычи иреализации ЬС 1=2,5 млн, т дополнительной нефти в результате бурения 25 Л К=26 дополнительных скважин, составит ЛО 30=2,5 30=75 млн. руб,30 Таким образом, прибыль, полученная отдобычи и реализации дополнительной нефти, намного превышает расходы на бурение и обустройство дополнительных скважин, что подтверждает экономическую целесооб разность применения предлагаемого способа разработки нефтяных залежей с учетом объемной неоднородности. Формула изобретения40 Способ разработки нефтяной залежи,включающий определение коэффициентанеоднородности пласта по отношению фактических показателей разработки к проект 45 ным и в зависимости от объемнойнеоднородности пласта намечают бурениедополнительных скважин, о т л и ч а ю щ и йс я тем, что, с целью повышения эффективности способа при различных режимах ра 50 боты залежи и в начальный моментразработки, при определении объемнойнеоднородности в качестве показателя разработки определяют продолжительностьработы скважины действующего фонда, при55 этом отношение фактической продолжительности работ скважин к проектному определяют при равенстве проектной ифактической накопленной добычи нефти заодин и тот же период,1730438Ф 7 свгоЬа Э=2 бСоставитель Г,Тастанбекова Редактор А,Маковская Техред М,Моргентал Корректор С.ЛыжоваЗаказ 1503 Тираж Подписное ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР113035, Москва. Ж, Раушская наб 4/5Производственно-издательский комбинат "Патент", г, Ужгород, ул.Гагарина, 101