способ размещения скважин в анизотропном пласте
Классы МПК: | E21B43/30 особая сетка размещения скважин, например с целью выбора оптимального варианта |
Автор(ы): | Зайцев С.И. |
Патентообладатель(и): | Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт |
Приоритеты: |
подача заявки:
1992-07-28 публикация патента:
20.02.1996 |
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений с анизотропными коллекторами. Ряды скважин располагают вдоль осей анизотропии. Расстояние между рядами и между скважинами в ряду определяют по соответствующим формулам.
Формула изобретения
СПОСОБ РАЗМЕЩЕНИЯ СКВАЖИН В АНИЗОТРОПНОМ ПЛАСТЕ путем выбора ориентации рядов скважин, расстояния между рядами скважин и расстояния между скважинами в рядах, отличающийся тем, что ряды скважин располагают в направлении оси анизотропии пласта с большей проницаемостью, причем расстояние между рядами скважин определяют из соотношенияа между скважинами в ряду
где L, - расстояние между рядами скважин, м, и расстояние между скважинами в ряду, м, в изотропном пласте со средней проницаемостью, равной
L1 - расстояние между рядами скважин в анизотропном пласте, м;
1 - расстояние между скважинами в ряду в анизотропном пласте, м;
Kx - большой коэффициент проницаемости вдоль оси анизотропии, мкм2;
Ky - меньший коэффициент проницаемости вдоль другой оси анизотропии в горизонтальной плоскости, мкм2.
Описание изобретения к патенту
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений с анизотропными коллекторами. Известен способ размещения скважин на месторождении нефти рядами [1]Способ не учитывает анизотропного пласта в горизонтальной плоскости, вследствие чего при его реализации возникают потери в нефтеотдаче и большие расходы на бурение скважин. Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки анизотропного пласта, включающий определение дебитов скважин, расположенных в водонефтяной зоне, ориентацию рядов скважин, назначение расстояния между рядами и расстояния между скважинами в рядах [2]
Недостатком известного способа является то, что учитывается только анизотропия смеси в вертикальном направлении, а в горизонтальном направлении пласт принимают изотропным, следствием чего являются потери в нефтеотдаче и большие расходы на бурение скважин. Целью изобретения является увеличение нефтеотдачи и уменьшение количества скважин. Цель достигается тем, что в способе размещения скважин в анизотропном пласте путем выбора ориентации рядов скважин, расстояния между рядами скважин и расстояния между скважинами в рядах, ряды скважин располагают в направлении оси анизотропии пластов с наибольшей проницаемостью, причем расстояние между рядами скважин определяют из соотношения
L1 L а между скважинами в ряду
1 где L, расстояние между рядами скважин и расстояние между скважинами в ряду в изотропном пласте со средней проницаемостью, равной
Kср
L1 расстояние между рядами скважин в анизотропном пласте;
1 расстояние между скважинами в ряду в анизотропном пласте;
Кх наибольший коэффициент проницаемости вдоль оси анизотропии;
Ку наименьший коэффициент проницаемости вдоль другой оси анизотропии в горизонтальной плоскости. Существенными признаками изобретения являются: выбор ориентации рядов скважин; расстояние между рядами скважин; расстояние между скважинами в рядах; ряды скважин располагают в направлении оси анизотропии; расстояние между рядами и между скважинами в ряду определяют по формулам. Предлагают учитывать при выборе сетки скважин анизотропию пласта в горизонтальной плоскости. Как правило, отношения проницаемостей по главным осям анизотропии Кх коэффициент проницаемости по одной оси, максимальный, Ку по другой оси, минимальный; Кх/Ky не превосходит десяти. Как показывают оценки, учет анизотропии при выборе сетки скважин дает выигрыш в увеличении нефтеотдачи и уменьшении количества скважин. Для сопоставления используют сетку скважин, выбранную из условия изотропного строения пласта со средним коэффициентом проницаемости
Kср (1)
В этом предположении, традиционными методами проектирования разработки определяют расстояние между рядами скважин и расстояния между скважинами в одном ряду. Трансформацию пласта изотропного в анизотропный и обратно, а также смещение положения скважин определяют посредством преобразования координат Х1 х;
Y1= Y, где Х1, Y1 координатная плоскость изотропного пласта. Х, Y координаты анизотропного пласта; Кх, Ky проницаемости по осям Х и Y. Располагая ряды скважин вдоль оси Х и учитывая среднюю проницаемость пласта по формуле (1), устанавливают связь между расстоянием между рядами скважин в анизотропном и изотропном пластах и между скважинами в рядах
L1 L (2)
1 где L1 расстояние между рядами скважин и 1 расстояние между скважинами в ряду в анизотропном пласте. Как видно из формул (2), новые величины расстояний L1, 1 могут повлиять на изменение количества скважин либо в сторону его увеличения, либо уменьшения. Для оценки количества скважин сравниваются площади, приходящиеся на одну ячейку при выборе сетки скважин с учетом анизотропии и без учета, по средней проницаемости. Площадь одной ячейки в анизотропном пласте Sa L1 1 в изотропном Si L Их отношение получают с использованием формул (2). (3) где n > 1
Для величин n от 1 до 6, что соответствует анизотропии пласта в горизонтальной плоскости по большинству месторождений, отношение n больше единицы, т.е. на одну скважину при выборе сетки с учетом анизотропии пласта приходится большая площадь пласта. Так, для n 4 из формулы (3) получают
1,27, что дает экономию на бурение скважин 21%
При этом одновременно увеличивается нефтеотдача. Действительно, как это следует из формулы (2), расстояние между рядами скважин с учетом анизотропии пласта L1 меньше, чем без учета анизотропии, на величину
h=L-L1=1 L L
Таким образом, между рядами скважин при выборе сетки без учета анизотропии образуется полоса шириной L, нее попадающая в зону дренирования из-за того, что коэффициент проницаемости Ку меньше принятого при проектировании среднего значения коэффициента проницаемости Кср. Для ориентировочной оценки увеличения коэффициента нефтеотдачи пласта при выборе сетки скважин по предлагаемому способу приняли n 4 и получили
L 0,2L что составило 20% увеличения нефтеотдачи за счет правильного выбора сетки скважин. Принимая во внимание уменьшение числа скважин на 21% что дает экономию на бурение, можно обосновывать технико-экономическую целесообразность предлагаемого способа выбора сетки скважин в анизотропном пласте. Пример практического осуществления способа. Проектируют размещение скважин в анизотропном пласте как в изотропном. Для этого по коэффициентам проницаемости Кх 0,2 мкм2 и Ку 0,07 мкм2 определяют среднее значение
Kср 0,135 мкм2
Для среднего коэффициента проницаемости Кср 0,135 мкм2 по известному традиционному способу размещения скважин в изотропном пласте определили оптимальную сетку скважин с расстоянием между рядами L 400 м и между скважинами =200 м. Предлагают изменить сетку скважин с учетом анизотропии пласта. По формуле (2) находят новое расстояние между рядами скважин
L1 = 400=344 м и расстояние между скважинами в ряду
1= 200=296 м
При этом уменьшение количества скважин составило
N= 1 1 1 100%22% что дает экономию на бурение с одновременным увеличением коэффициента нефтеотдачи на величину
100%12,7%
Класс E21B43/30 особая сетка размещения скважин, например с целью выбора оптимального варианта