Способ разработки нефтяной залежи

Способ разработки нефтяной залежи

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

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. Объем 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.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (51)5 Е 21 В 43/20

ГОСУДАРСТВЕ ННЫ Й КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

Л=

7| (2) N=4,32 й| (1 — 0,77 Л), (1) Дй=й-N1 (3) (21) 4729682/03 (22) 09.08.89 (46) 30.04.92. Бюл. N 16 (71) Казахский. политехнический институт им. В,И.Ленина (72) Г.Г.Вахитов, Г.А,Халиков и Г.Г.ТастанбеКовд (53) 622.276(088.8) (56) Справочное руководство по проектированию, разработке и эксплуатации нефтяных месторождений.-М. . Недра, 1963, т. 2, с. 188 — 196.

Авторское свидетельство СССР

N 925147, кл. Е 21 В 43/20, 1983. (54) СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ

ЗАЛЕЖИ

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 где N — требуемое количество добывающих и нагнетательных скважин;

„„ Ы„„1730438 Al (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. Объем 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.

N> — фактическое количество скважин;

1 — коэффициент объемной неоднородности пласта. где ))1 — оптимальный коэффициент нефтеотдачи, определяемый при составлении первоначального проекта;

rp — текущий коэффициент нефтеотдачи, определяемый по промысловым замерам при внедрении первоначального проекта.

Дополнительное количество скважин находят как разность между найденным по формуле (1) и фактическим количеством скважин:

1730438 (ЙТ)из= P (NT)l+z, (5) (Ит 1 (ИТ)

35 (6) (4) Недостатками 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 обьемной 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 объемной 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 x<е период.

Нэ фиг. 1 показана теоретическая диаграмма определения показателя обьемной неоднородности; на фиг. 2 — показатели разработки Xiii горизонта месторождения

Узень; на фиг. 3 — определение экономической эффективности от бурения дополнительных скважин, Для оценки неоднородности пласта вводится показатель обьемной неоднородности Р, существенно отличающийся от коэффициента, приводимого в прототипе.

Этот показатель вычисляется путем деления фактического времени работ скважин на его проектное значение: где (НТ)н-1 — фактическое время работы скважин на конец рассматриваемого периода времени t=i+1, обеспечивающий добычу

01+1 ° (МТ); — соответствующее проектное время работы скважин, обеспечивающее один и тот же уровень добычи нефти Qi+1, скв, годы. В дальнейшем знак суммы будем опускать.

Воздействие на залежь осуществляется скважинами, уточненными по эмпириче5 ской формуле где (МТ)н2 — расчетное время работы сква10 жин на конец прогноэируемого периода, скв. годы.

Объем работы скважин определяется умножением количества скважин на продолжительность их нахождения в действую15 щем фонде в годах, Для выполнения расчетов по предлагаемой методике строят (фиг, 1) графики зависимости проектной и фактически накопленной добычи нефти от обьема работ

20 скважин на время t=i+1. Точками обозначены: i=0 — исходная точка, соответствующая проектному времени работы скважин для уровня добычи нефти Q1, 1=1 — промежуточная точка, соответствующая фактической

25 величине времени работ скважин для того же уровня добычи Q1, i=2 — проектная точка, соответствующая заданной плановой добыче.02, i=3 — расчетная точка, обеспечивающая плановую добычу Ог. Для нахождения

30 показателя объемной неоднородности находим точки пересечения. горизонтальной линии Q=Q1 с проектной и фактической кривыми накопленной добычи:

При необходимости определения времени работы скважин для обеспечения за40 данного (планового) обьема добычи нефти на время t=i+2 проводим горизонтальную линию Q-О2. Сделаем на ней отрезок, равный (КТ)з= ДИТ), (7) Полученная точка будет выражать расчетное значение времени работ скважин для выполнения плана добычи нефти Q2.

50 Существенное отличие предлагаемого способа заключается в применении новых признаков.

1. Вместо отношений фактического и проектного коэффициентов нефтеотдачи при одинаковой обводненности вводится новый показатель объемной неоднородности/3, зависящей от количества и продолжительности работы скважин.

1730438

Э=75 — 5,2=69,8 млн. руб, (КТ)4= Р (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 XIII горизонта месторождения

Узень, На фиг. 2 условными знаками обозначеныы;! — проектные, II — фактические, I I Iâ расчетные по годовым значениям P, IV— расчетные по среднему значению P, V— расчетные показатели по прототипу.

В конце 1982 г, фактически накопленное время работы скважин составило (NT)>=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 объемной неоднородности, В нашем случае P — 1535 = 1,2 .

С помощью показателя объемной неоднородности определяем расчетный объем работы скважин для достижения проектной добычи на следующий год по формуле

Здесь (ИТ)з — первоначальный проектный объем работы скважин (точка 3), соответствующий проектной добаче нефти на следующий год. При Q p=42,5 по фиг. 2 видно,.что (ЙТ)э=1635 скв. годы. (NT)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 XIII горизонта месторождения Узень приведены в таблице и на фиг. 2.

Экономический эффект от реализации предлагаемого изобретения рассчитывается по формуле

Э= ЛО (С1 С2) Ск где С вЂ” оптовая цена 1 т нефти (принимается равной 50 р.);

Ср — себестоимость добычи 1 т нефти, равная 20 р.;

5 Q — добыча нефти из дополнительно пробуренных скважин, определяется из

5 фиг. 3;

Ск — расходы на бурение и обустройство дополнительных скважин.

По промысловым данным, глубина залежи составляет 1100 м, стоимость буренив

10 одной скважины 100 тыс. рублей.

Ск= Л N 200=26 200=5200 тыс. руб =

=5,2 млн. руб.

Определяем прибыль, полученную от добычи и реализации bQ=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 и реализации Л0=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 от добычи и реализации дополнительной нефти, намного превышает расходы на бурение и обустройство дополнительных скважин, что подтверждает экономическую целесооб35 разность применения предлагаемого способа разработки нефтяных залежей с учетом объемной неоднородности.

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи, включающий определение коэффициента неоднородности пласта по отношению фактических показателей разработки к проект45 ным и в зависимости от объемной неоднородности пласта намечают бурение дополнительных скважин, о т л и ч а ю щ и йс я тем, что, с целью повышения эффективности способа при различных режимах ра50 боты залежи и в начальный момент разработки, при определении объемной неоднородности в качестве показателя разработки определяют продолжительность работы скважины действующего фонда, при

55 этом отношение фактической продолжительности работ скважин к проектному определяют при равенстве проектной и фактической накопленной добычи нефти за один и тот же период.

1730438

1730438

173043S

4б/ gzpAi д 4/=2б

Составитель Г,Тастанбекова

Редактор А,Маковская Техред M.Ìîðãåíòàë Корректор С Лыжова *

Заказ 1503 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва. Ж-35, Раушская наб„4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", r. Ужгород, ул.Гагарина, 101