Способ разработки многопластовых нефтяных месторождений

Способ разработки многопластовых нефтяных месторождений

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки многопластовых нефтяных месторождений.

Большинство месторождений нефти и газа состоят из нескольких продуктивных пластов, расположенных на различных глубинах этажа нефтегазоносности.

Известен способ разработки многопластовых нефтяных месторождений, по которому каждый обособленный нефтяной пласт разрабатывают своей сеткой добывающих и нагнетательных скважин [1] (Иванова М.М., Дементьев Л.Ф., Чоловский И.П. Нефтепромысловая геология и геологические основы разведки месторождений нефти и газа. М.: Недра, 1985, с.282).

Основной недостаток этого способа состоит в многократном увеличении капитальных вложений в бурение скважин и текущих экономических затрат на добычу нефти. Для пластов с низкой продуктивностью применение этого способа приводит к экономической нерентабельности разработки таких месторождений.

Известен способ разработки многопластовых нефтяных месторождений, по которому все нефтяные пласты, расположенные в пределах одной и той же нефтяной площади, объединяются в один общий эксплуатационный объект [2] (Иванова М.М., Дементьев Л.Ф., Чоловский И.П. Нефтепромысловая геология и геологические основы разведки нефти и газа. М.: Недра, 1985, с.236). Однако и этот способ имеет свои негативные результаты. Опыт применения способа в России и Казахстане указывает на геолого-физические условия, благоприятствующие или препятствующие объединению нефтяных пластов в общие эксплуатационные объекты самостоятельной разработки.

Недостатком известного способа разработки многопластового месторождения с объединением нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект является то, что не учитываются продуктивности пластов, их толщина и, следовательно, потенциальные дебиты, а также зональная и послойная неоднородность пластов по проницаемости, что в отдельных случаях может привести к значительному увеличению неравномерности вытеснения нефти закачиваемой водой, и вместо ожидаемого увеличения среднего дебита на скважину происходит его снижение. Это приводит к более раннему выключению скважин из эксплуатации и снижению нефтеотдачи пластов.

Известен также способ разработки многопластовых месторождений нефти, включающий выделение эксплуатационных объектов, бурение добывающих и нагнетательных скважин на выделенные эксплуатационные объекты, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин, перед выделением эксплуатационных объектов определяют общее увеличение начального амплитудного дебита нефти проектных скважин, а выделение эксплуатационных объектов производят в соответствии со следующими критериями рационального объединения:

n·λ>e^+z,

где

где n - число нефтяных пластов, объединяемых в один общий эксплуатационный объект;

λ - относительное уменьшение суммарного амплитудного дебита нефти нефтяных пластов, возможное при объединении нескольких нефтяных пластов по причине ограничения максимального забойного давления нагнетательных скважин давлением гидроразрыва одного из пластов и минимального забойного давления добывающих скважин давлением насыщения нефти газом одного из пластов;

Z - комплексный параметр, интегрально учитывающий увеличение неравномерности вытеснения нефти агентом, увеличение суммарного отбора жидкости при фиксированном суммарном отборе нефти и уменьшение доли нефти в суммарном отборе жидкости в зависимости от числа объединяемых нефтяных пластов,

η_i - средний коэффициент продуктивности по отдельному i-му нефтяному пласту;

и - забойные давления, соответственно, нагнетательных и добывающих скважин при совместной разработке нефтяных пластов;

и - забойные давления нагнетательных и добывающих скважин при раздельной работе нефтяных пластов;

- средняя величина расчетной послойной неоднородности нефтяного пласта при обособленной разработке нефтяных пластов;

- средняя величина зональной неоднородности по проницаемости нефтяного пласта;

- неоднородность нефтяных пластов по средней проницаемости, которая проявляется при совместной разработке нефтяных пластов [3] (Патент RU 2142046, кл. Е2/В 43/20, опубл. 1999 г.).

Однако известный способ предполагает достоверное знание всех видов неоднородности по всем пластам месторождения.

Когда же многопластовое месторождение нефти имеет малую площадь нефтеносности, причем площадь отдельных пластов в плане не полностью совпадает друг с другом, и месторождение открыто и разведано 3-5 разведочными скважинами, и нет никакой информации о неоднородности пластов, то известный способ разработки (прототип) неприменим. При этом приходится иметь в виду, что для обеспечения рентабельности добычи нефти из таких месторождений, особенно с низкой продуктивностью и высокими пластовыми давлениями, приходится оставлять в эксплуатации разведочные скважины и добуривать две-три скважины для создания сетки разработки и организации воздействия на пласт закачкой воды или газа.

Месторождения с малой площадью нефтеносности, как правило, имеют законтурные воды, причем зачастую пласты гидродинамически не связаны друг с другом.

Организовывать для каждого пласта самостоятельную сетку скважин нецелесообразно по экономическим соображениям, а геологические условия зачастую не позволяют объединять все пласты в один объект разработки. Поэтому проблема выделения пластов в самостоятельные объекты разработки стоит для этих месторождений не менее остро.

В то же время по разведочным скважинам всегда имеется информация о коэффициентах продуктивности пластов в скважинах, по которой можно определить средние значения. Известно, что коэффициенты продуктивности пропорциональны проницаемости, и потому, по их величинам можно судить о неравномерности строения.

Задачей настоящего изобретения является обеспечение максимальной добычи нефти с минимальными затратами капитальных вложений и текущими затратами на добычу нефти.

Сущность настоящего изобретения заключается в том, что в способе разработки многопластовых нефтяных месторождений, включающем выделение эксплуатационных объектов, бурение добывающих и нагнетательных скважин на выделенные эксплуатационные объекты, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин, согласно изобретению эксплуатационные объекты - ячейки скважин выделяют из условия разработки всех пластов геологического разреза, определяют величину дебита ячейки скважин с выбранным вариантом объединения пластов в выделенный эксплуатационный объект разработки по формулам: при полном разделении пластов на самостоятельные объекты:

при объединении всех пластов в один объект разработки:

при объединении части пластов:

где η_Hi - средний коэффициент приемистости i-го пласта в нагнетательной скважине;

η_Эi - средний коэффициент продуктивности i-го пласта в добывающей скважине;

μ_*η_Эi - продуктивность i-го пласта добывающей скважины;

η_Hi μ_* - приемистость i-го пласта нагнетательной скважины;

n - количество пластов, объединяемых в выделенный эксплуатационный объект разработки;

k - количество пластов, оставляемых в качестве самостоятельных объектов разработки;

m - количество добывающих скважин в выделенном эксплуатационном объекте разработки - ячейке скважин;

Р_CHi и Р_СЭi - забойные давления в нагнетательной и добывающей скважинах при раздельной разработке i-го пласта;

и - максимально возможное забойное давление в нагнетательной скважине и минимально возможное забойное давление в добывающей скважине при объединении всех пластов в один выделенный эксплуатационный объект разработки;

и - максимально возможное забойное давление в нагнетательной скважине и минимально возможное забойное давление в добывающей скважине для объединяемых пластов в один выделенный эксплуатационный объект разработки,

при этом учитывают ограничения:

- из всех пластов;

- из объединяемых пластов;

- для каждого обособленного пласта;

- из объединяемых пластов;

- для каждого обособленного пласта,

где и - давление гидроразрыва пласта, соответственно минимальное из всех объединяемых пластов и i-го пласта; и - давление насыщения, соответственно максимальное из всех объединяемых пластов и i-го пласта, выбирают наилучший вариант выделения пластов в самостоятельный объект разработки из критерия обеспечения максимальной величины дебита ячейки скважин и минимального срока разработки при поочередном вводе объектов в разработку снизу вверх.

Кроме того, при аномально высокой эффективной мощности пласта в сравнении с остальными пластами разработку этого пласта ведут полого-наклонными стволами тех же скважин.

Нередко из пробуренных разведочных скважин и проектируемых эксплуатационных на площади месторождения умещается одна-две ячейки скважин, проходящие через все продуктивные пласты разреза, в зависимости от способа объединения пластов в обособленные объекты разработки, суммарный дебит ячейки скважин будет изменять свое значение. Наиболее целесообразно в этом случае выбирать вариант с максимальным дебитом. Однако может оказаться, что при одновременной разработке всех объектов, потребуется неоправданное экономически большое количество одновременно действующих скважин с колоссальными затратами на их строительство и малым сроком разработки, не обеспечивающим выработку ресурса скважин. Поэтому вариант максимального дебита ячейки скважин нужно соотносить с минимальным сроком разработки месторождения при поочередном вводе объектов. Порядок ввода объектов в разработку может быть любым: по величине вводимых запасов, по продуктивности пластов объекта разработки и т.д., но здесь нужно учитывать, что при выключении объекта из разработки и вводе нового, надежное разобщение получается при отключении нижнего.

Способ включает выделение эксплуатационных объектов, бурение добывающих и нагнетающих скважин на выделенные эксплуатационные объекты, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин. В начале определяют дебиты ячейки сетки скважин для различных вариантов объединения пластов в объект разработки с учетом ограничений по забойным давлениям нагнетательных и добывающих скважин. Выбирают вариант с наибольшим дебитом на ячейку скважины и минимальным сроком разработки при очередности ввода объектов в разработку снизу вверх.

Способ осуществляют следующим образом: выбирают ячейку скважин, разрабатывающую все пласты геологического разреза, определяют коэффициенты продуктивности для каждого пласта в процессе бурения и освоения разведочных скважин, определяют пластовые давления и давления насыщения для каждого из пластов, делают расчеты дебита ячейки скважин для различных вариантов объединения пластов в объект разработки по формулам:

при полном разделении пластов на самостоятельные объекты:

при объединении всех пластов в один объект разработки:

при объединении части пластов:

где η_Эi - средний коэффициент продуктивности i-го пласта в добывающей скважине;

μ_*η_Hi - приемистость i-го пласта нагнетательной скважины

n - количество пластов, объединяемых в выделенный эксплуатационный объект разработки;

k - количество пластов, оставляемых в качестве самостоятельных объектов разработки;

m - количество добывающих скважин в выделенном эксплуатационном объекте разработки - ячейке скважин;

Р_CHi и P_СЭi - забойные давления в нагнетательной и добывающей скважинах при раздельной разработке i-го пласта;

и - максимально возможное забойное давление в нагнетательной скважине и минимально возможное забойное давление в добывающей скважине при объединении всех пластов в один выделенный эксплуатационный объект разработки;

и - максимально возможное забойное давление в нагнетательной скважине и минимально возможное забойное давление в добывающей скважине для объединяемых пластов в один выделенный эксплуатационный объект разработки, с учетом ограничений:

- из всех пластов;

- из объединяемых пластов;

- каждого обособленного пласта;

- из объединяемых пластов;

- из объединяемых пластов;

- каждого обособленного пласта,

где и - давление гидроразрыва пласта, соответственно минимальное из всех объединяемых пластов и i-го пласта.

и - давление насыщения, соответственно максимальное из всех объединяемых пластов и i-го пласта, выбирают наилучший вариант выделения пластов в самостоятельный объект разработки из критерия обеспечения максимальной величины дебита ячейки скважин

и минимального срока разработки месторождения при поочередном вводе объектов в разработку снизу вверх.

С целью ускорения сроков разработки продуктивных пластов эффективной толщиной, превышающей остальные пласты в несколько раз, на эти пласты забуривают полого наклонные стволы скважин.

Если пластовые залежи нефти подпираются законтурной водой, то давление нагнетания в нагнетательных скважинах приконтурной зоны залежи не должно превышать пластового давления за контуром, чтобы предотвратить отток нефти за контур.

Рассмотрим вариант осуществления предлагаемого способа разработки. Исходные данные по пластам месторождения приведены в таблице.

Таблица
№ пласт	μ*ηHi	ηЭi	Рпл.	Рнас	Рраз	Примечание
1	0,72	1,0	550	270	650	Контур нефтеносности подпирается законтурной водой по всем пластам
2	0,42	0,7	560	270	650
3	0,42	0,5	570	250	650
4	0,18	0,2	570	250	650
5	0,12	0,15	600	300	700
6	0,18	0,25	600	300	700

Месторождение имеет малую площадь нефтеносности, не везде площади нефтеносности по пластам совпадают в плане. На площади, совпадающей в плане по всем шести пластам, может быть размещена пятиточечная ячейка скважин с центральной нагнетательной скважиной. Вдоль контура могут быть размещены дополнительные нагнетательные скважины. Давление нагнетания целесообразно поддерживать в центральной и периферийных нагнетательных скважинах одинаковым исходя из количества дренируемых запасов нефти внутри ячейки и скважин вне ее.

Прежде всего, выделим самостоятельные объекты разработки. Сначала рассмотрим два крайних варианта: а) раздельная разработка всех пластов и б) совместная разработка всех пластов

Рассчитаем дебит ячейки скважин:

а)

б)

Тогда

Анализируя дальше исходные данные, замечаем, что у двух нижних пластов более высокие пластовые давления.

Подсчитаем вариант объединения в самостоятельный объект разработки четырех верхних пластов и в другой объект двух нижних пластов. Тогда

где и - из четырех верхних пластов, а и - из двух нижних пластов. Тогда

(1-4 пласты)

(5-6 пласты)

Как видно, объединение всех пластов хуже этого варианта.

Рассмотрим еще один вариант объединения пластов в обособленные объекты разработок. Дальнейший анализ исходных данных показывает, что из четырех верхних пластов третий и четвертый пласты имеют более высокие пластовые давления в сравнении с первым и вторым, но более низкие давления насыщения.

Разделим четыре верхних пласта на два объекта разработки: первый и второй; третий и четвертый. Определим дебиты у ячейки скважин для каждого из этих объектов.

Тогда при разделении шести пластов на три обособленных объекта суммарный дебит ячейки всех шести пластов

Дебиты ячейки скважин по этому варианту выделения объектов разработки - 486,7 т/сутки и по первому варианту - 490,3 т/сутки сравнимы. Но при одновременной разработке для осуществления первого варианта требуется для одной ячейки (по площади) 30 скважин, а для последнего - 15 скважин. Однако, учитывая малые запасы нефти и соответственно срок разработки, можно обойтись пятью скважинами при разработке выделенных запасов снизу вверх, что и предусматривает предлагаемый нами способ разработки.

Способ позволяет обеспечить увеличение отборов из добывающих скважин с минимальными затратами на разработку.

1. Способ разработки многопластовых нефтяных месторождений, включающий выделение эксплуатационных объектов, бурение добывающих и нагнетательных скважин на выделенные эксплуатационные объекты, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин, отличающийся тем, что эксплуатационный объекты - ячейки скважин выделяют из условия разработки всех пластов геологического разреза;

определяют величину дебита ячейки скважин с выбранным вариантом объединения пластов в выделенный эксплуатационный объект разработки по формулам:

при полном разделении пластов на самостоятельные объекты:

при объединении всех пластов в один объект разработки:

при объединении части пластов:

где η_Hi - средний коэффициент приемистости i-го пласта в нагнетательной скважине;

η_Эi - средний коэффициент продуктивности i-го пласта в добывающей скважине;

μ*η_Эi - продуктивность i-го пласта добывающей скважины;

η_Hi μ_* - приемистость i-го пласта нагнетательной скважины;

n - количество пластов, объединяемых в выделенный эксплуатационный объект разработки;

k - количество пластов, оставляемых в качестве самостоятельных объектов разработки;

m - количество добывающих скважин в выделенном эксплуатационном объекте разработки - ячейке скважин;

P_CHi и P_СЭi - забойные давления в нагнетательной и добывающей скважинах при раздельной разработке i-го пласта;

Р^* _CH и Р^* _СЭ - максимально возможное забойное давление в нагнетательной скважине и минимально возможное забойное давление в добывающей скважине при объединении всех пластов в один выделенный эксплуатационный объект разработки;

Р^** _CH и Р^** _СЭ - максимально возможное забойное давление в нагнетательной скважине и минимально возможное забойное давление в добывающей скважине для объединяемых пластов в один выделенный эксплуатационный объект разработки,

при этом учитывают ограничения:

- из всех пластов;

- из объединяемых пластов;

- для каждого обособленного пласта;

- из объединяемых пластов;

- для каждого обособленного пласта,

где и - давление гидроразрыва пласта, соответственно минимальное из всех объединяемых пластов и i-го пласта;

и - давление насыщения, соответственно максимальное из всех объединяемых пластов и i-го пласта,

выбирают наилучший вариант выделения пластов в самостоятельный объект разработки из критерия обеспечения максимальной величины дебита ячейки скважин и минимального срока разработки при поочередном вводе объектов в разработку снизу вверх.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при аномально высокой эффективной мощности пласта в сравнении с остальными пластами разработку этого пласта ведут пологонаклонными стволами тех же скважин.