способ разработки многопластового нефтяного месторождения

Формула изобретения

Способ разработки многопластового нефтяного месторождения, включающий выделение одного или нескольких эксплуатационных объектов и определение для каждого объекта рациональной сетки размещения добывающих и нагнетательных скважин, бурение и исследование скважин, добычу нефти из добывающих скважин и закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины, отличающийся тем, что выделение эксплуатационных объектов делают в два этапа, причем на первом этапе при проектировании системы разработки месторождения на основе обобщенной информации по редкой сетке разведочных скважин, а на втором этапе - после бурения проектной сквозной сетки скважин на основе индивидуальной информации по скважинам этой сетки.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для разработки многопластовых нефтяных месторождений, особенно, если их нефтяные пласты обладают пониженной, низкой и ультранизкой продуктивностью.

Известен способ разработки многопластового нефтяного месторождения, при котором каждый нефтяной пласт разрабатывают отдельно самостоятельной сеткой добывающих и нагнетательных скважин [1]. При этом получается, что на нефтяной площади, где находится несколько нефтяных пластов, столько же самостоятельных сеток скважин и соответственно во столько же раз увеличено общее число скважин и примерно во столько же раз увеличены общие капитальные затраты. Недостатком этого способа является чрезмерное увеличение общего числа скважин и капитальных затрат. Более того, если каждый из пластов обладает слишком низкой продуктивностью, такой, что дебит нефти проектной скважины оказывается ниже минимальной экономически допустимой величины, то месторождение вообще не будет введено в разработку, и все его запасы нефти будут потеряны.

Также известен другой по смыслу прямо противоположный способ разработки многопластового нефтяного месторождения, при котором все нефтяные пласты объединяют в один общий эксплуатационный объект с одной общей сеткой добывающих и нагнетательных скважин [2].

Обычно при объединении нефтяных пластов происходит увеличение неравномерности вытеснения нефти агентом в добывающие скважины и, при условии обязательного обеспечения заданной нефтеотдачи пластов, происходит уменьшение средней доли нефти в суммарном отборе жидкости. Причем возможно такое значительное увеличение неравномерности вытеснения нефти и такое значительное уменьшение средней доли нефти в суммарном отборе жидкости, что не увеличивается, а наоборот уменьшается средний дебит нефти, представляющий собой произведение начального максимального (амплитудного) дебита и средней доли нефти в суммарном отборе жидкости. Тогда объединение пластов становится нерациональным и недопустимым.

Отмеченных недостатков нет у "Способа разработки многопластового месторождения" по патенту 2142046 Российской Федерации, который принят за прототип.

Этот способ включает в себя выделение эксплуатационных объектов, бурение добывающих и нагнетательных скважин на выделенные эксплуатационные объекты, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин. При выделении эксплуатационных объектов вначале определяют общее увеличение начального максимального (амплитудного) дебита, затем определяют среднюю долю нефти в суммарном отборе жидкости при условии обеспечения заданной (официально утвержденной) нефтеотдачи пластов и сравнивают увеличение начального дебита со снижением средней доли нефти. Увеличение начального дебита нефти должно быть больше уменьшения средней доли нефти, чтобы средний дебит нефти, представляющий произведение начального дебита и средней доли нефти, возрастал, но не снижался. Если средний дебит нефти на проектную скважину не увеличивается, а наоборот уменьшается, то объединение пластов нерационально и не следует этого делать.

Но у известного способа разработки многопластового месторождения по патенту 2142046 есть существенный недостаток. Дело в том, что на первом этапе проектирования разработки месторождения при составлении основного проектного документа в виде технологической схемы, когда решается вопрос о выделении эксплуатационных объектов и объединении пластов в эксплуатационные объекты, обычно имеет место дефицит исходной информации, поскольку эта информация получена по редкой сетке разведочных скважин. По этой недостаточной информации возможно ошибочное представление о невысокой межпластовой неоднородности или наоборот о слишком высокой межпластовой неоднородности; соответственно возможно ошибочное проектное решение об объединении пластов в эксплуатационные объекты или наоборот о разделении пластов в отдельные эксплуатационные объекты.

Задачей предлагаемого способа является повышение технологической и экономической эффективности разработки многопластовых нефтяных месторождений.

Для успешного решения указанной задачи в известном способе разработки многопластового нефтяного месторождения, включающем при проектировании системы разработки месторождения выделение эксплуатационных объектов и определение для каждого эксплуатационного объекта рациональной сетки размещения добывающих и нагнетательных скважин, бурение и исследование скважин, добычу нефти из добывающих скважин и закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины, выделение эксплуатационных объектов производят в два этапа, первый этап при проектировании системы разработки месторождения на основе информации по редкой сетке разведочных скважин и второй этап при осуществлении запроектированной системы на основе информации по первой сквозной сетке скважин.

Предлагаемый способ позволяет вводить в экономически рентабельную промышленную разработку малопродуктивные месторождения, тем самым увеличивая извлекаемые запасы нефти.

Приведем пример осуществления данного способа на многопластовом нефтяном месторождении.

На первом этапе при проектировании разработки многопластового месторождения по данным редкой сетки скважин в соответствии с критерием рациональности был выделен эксплуатационный объект, включающий все нефтяные пласты, с одной сквозной сеткой скважин.

Второй этап выделения эксплуатационных объектов представлен на фиг.1 и 2. На фиг.2 выделены скважины, по которым недостаточно одного эксплуатационного объекта.

На фиг. 1 представлена отдельная площадь крупного нефтяного месторождения, в пределах которой имеется 4 нефтяных пласта (пласты А, В, С и D) одинаковых по толщине, но различных по средней проницаемости. В целом по месторождению соотношение средних проницаемостей пластов А, В, С и D равно 1,6: 1,2: 0,8: 0,4. Эти пласты обладают одинаковой зональной неоднородностью, количественно характеризуемой квадратом коэффициента вариации, равным V₃ ² = 0,333. По каждому из пластов изменяемость проницаемости при переходе от одной зоны к другой совершенно хаотическая. В пределах рассматриваемой площади общее число скважин 99=81, ее размеры: ширина 90,4 = 3,6 км, длина 90,4 = 3,6 км и площадь 3,63,6 = 12,96 км² или 1296 га. На фиг.1 в пределах этой площади по зонам (по скважинам) существуют конкретные значения проницаемости и конкретное соотношение средних проницаемостей пластов А, В, С и D, равное 1,552: 0,940:0,796:0,332. Если соотношению средних проницаемостей пластов по месторождению 1,6: 1,2: 0,8: 0,4 соответствует межпластовая неоднородность V²_** = 0,2, то соотношению средних проницаемостей в пределах площади 1,552: 0,940: 0,796: 0,332 соответствует межпластовая неоднородность V²_*** = 0,232.. По скважинам часть расчетной послойной неоднородности эксплуатационного объекта, состоящего из 4 пластов (n=4), образуется за счет зональной неоднородности пластов



т. е. V²_*** = 0,231. Кроме того, на рассматриваемом месторождении в пределах каждого из пластов существует внутрипластовая расчетная послойная неоднородность, равная V²_* = 0,333.

Если каждый нефтяной пласт является отдельным эксплуатационным объектом и имеет свою собственную сетку добывающих и нагнетательных скважин, то амплитудный дебит одной скважины прямо пропорционален при доле отбора подвижных запасов нефти К₃ = 0,8 средняя доля нефти в суммарном отборе жидкости равна



где a = (1,25К₃)⁴ = (1,250,8)⁴ = 1 и V²₁ = V²_* = 0,333, соответственно (1 - А_cp) = е^-0,333 = 0,7168 и средний дебит нефти проектной скважины прямо пропорционален q₀ ¹(1 - A_cp) = 0,9050,7168 = 0,6487.

А если все нефтяные пласты объединяются в один общий эксплуатационный объект с одной общей сеткой добывающих и нагнетательных скважин, то при одинаковой репрессии и депрессии у нефтяных пластов расчетная послойная неоднородность эксплуатационного объекта V₂ ² соответствии с формулой



будет V₂ ² = 1,022.

Амплитудный дебит нефти одной скважины будет прямо пропорционален (1,552 + 0,940 + 0,796 + 0,332) = 3,62, т.е. больше, чем в предыдущем варианте в n= 4 раза. При неизменной доле отбора подвижных запасов нефти К₃ = 0,8 средняя доля нефти в суммарном отборе жидкости равна



и соответственно средний дебит нефти проектной скважины прямо пропорционален

q₀ ¹(1 - A_cp) = 3,620,3599 = 1,3027,

что примерно вдвое больше, чем в предыдущем варианте 1,3027 > 0,6487. Отсюда следует, что объединение четырех нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект на рассматриваемой площади нефтяного месторождения целесообразно.

Условие целесообразности осуществления 2-ого варианта с объединением n нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект можно представить следующим образом



соответственно условие нецелесообразности объединения n пластов будет



ln n V₂ ² - V₁ ²,

V₁ ² + ln n V₂ ²,

при V₁ ² = 0,333 и n = 4 это условие будет V₂ ² 1,7193.

На фиг.1 представлены все скважины рассматриваемой нефтяной площади. По каждой скважине показан ее номер, отдельно по нефтяным пластам А, В, С и D и в сумме по всем нефтяным пластам показаны численные значения продуктивности (коэффициента продуктивности). Видно, что коэффициент продуктивности по скважинам в среднем равен 1,810, изменяется от 0,682 в скважине 76 до 3,409 в скважине 54, различие в раз. Неоднородность по продуктивности всей совокупности скважин количественно характеризуется квадратом коэффициента вариации V² = 0,125 и коэффициентом вариации V = 0,354.

На фиг. 2 показаны те же скважины, что и на фиг.1, те же численные значения суммарного коэффициента продуктивности, но, кроме того, по каждой скважине показаны значения межпластовой неоднородности, добавляемой при объединении четырех нефтяных пластов А, В, С и D в один общий эксплуатационный объект, и результирующей расчетной послойной неоднородности V₂ ². Видно, что наблюдаемые по скважинам численные значения расчетной послойной неоднородности изменяются от минимального V₂ ² = 0,389 до максимального V₂ ² = 3,667, при этом среднее значение равно V₂ ² = 1,070. Поскольку среднее значение V₂ ² = 1,070 намного меньше критического значения V₂ ² = 1,719, то объединение четырех нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект целесообразно. Однако по 9 из 81 скважины, что составляет 11,1%, индивидуальные значения расчетной послойной неоднородности выше критической величины V₂ ² = 1,719. По этим скважинам 5, 6, 16, 32, 33, 39, 50, 63 и 70 вопрос объединения пластов и выделения эксплуатационных объектов надо будет рассматривать и решать отдельно. При этом надо учитывать, что по экономическим и технологическим соображениям существует критическая минимальная величина дебита нефти и критическая минимальная величина коэффициента продуктивности, ниже которой нельзя бурить скважину. По данному нефтяному месторождению критическая минимальная величина коэффициента продуктивности равна 0,100.

С учетом этого на участке скважины 5 (см. фиг.1) ради двух худших пластов В и D, создающих высокую расчетную послойную неоднородность эксплуатационного объекта, с суммарным коэффициентом продуктивности 0,059 + 0,014 = 0,073, который меньше критической величины 0,100 бурить дополнительную скважину нельзя; на участке скважины 6 аналогично ради трех худших пластов В, С и D с суммарным коэффициентом продуктивности 0,019 + 0,032 + 0,022 = 0,073 < 0,100 бурить дополнительную скважину нельзя; на участке скважины 16 ради трех худших пластов В, С и D с суммарным коэффициентом продуктивности 0,048 + 0,071 + 0,185 = 0,304 > 0,100 целесообразно пробурить дополнительную скважину; на участке скважины 32 ради двух худших пластов А и В с суммарным коэффициентом продуктивности 0,019 + 0,025 = 0,044 < 0,100 бурить дополнительную скважину нельзя; на участке скважины 33 на худшие пласты В, С и D с суммарным коэффициентом продуктивности 0,137 + 0,246 + 0,077 = 0,460 > 0,100 целесообразно бурить дополнительную скважину; на участке скважины 39 на худшие пласты В и D с суммарным коэффициентом продуктивности 0,075 + 0,008 = 0,083 < 0,100 бурить дополнительную скважину нельзя; на участке скважины 50 на худшие нефтяные пласты В, С и D с суммарным коэффициентом продуктивности 0,161 + 0,093 + 0,003 = 0,257 > 0,100 целесообразно бурить дополнительную скважину; на участке скважины 63 на худшие нефтяные пласты В, С и D с суммарным коэффициентом продуктивности 0,004 + 0,129 + 0,152 = 0,285 > 0,100 целесообразно бурить дополнительную скважину; на участке скважины 70 на худшие нефтяные пласты В, С и D с суммарным коэффициентом продуктивности 0,337 + 0,145 + 0,015 = 0,497 > 0,100 целесообразно бурить дополнительную скважину.

Таким образом, если на первом этапе по данным нескольких разведочных скважин (например, скважин 30, 34, 57 и 61 с их средним значением расчетной послойной неоднородности V₂ ² = 0,938 <1,719) было запроектировано объединение всех четырех нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект с общим числом скважин, равным 81, то на втором этапе по пробуренным и исследованным скважинам по каждой из них определяется целесообразность объединения пластов, по каким-то скважинам (по 9 скважинам рассматриваемой нефтяной площади) устанавливается нецелесообразность осуществленного объединения; затем на участках этих скважин с учетом экономических соображений определяется целесообразность бурения дополнительных скважин для разъединения нефтяных пластов (по рассматриваемой площади таких скважин оказалось 5, на участках скважин 16, 33, 50, 63, 70).

Иная более сложная ситуация была бы, если бы на первом этапе по разведочным скважинам (например, по скважинам 6, 33, 63 и 70 с их средним значением расчетной послойной неоднородности V₂ ² = 2,659 > 1,719) установили нецелесообразность объединения четырех нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект. Тогда, в соответствии с данным способом, сразу на все четыре нефтяные пласта пробурили примерно 20 скважин по проектной сетке, разреженной в 4 раза, на втором этапе убедились в целесообразности объединения всех четырех нефтяных пластов, пробурили все скважины проектной сетки (всего 81 скважину), плюс 5 дополнительных скважин на участках скважин (на участках разведочных скважин 16, 33, 63 и 70 и скважины 50).

Если принять во внимание, что обычно на нефтяных месторождениях, подобных рассматриваемому, выделяют 3 эксплуатационных объекта (отдельно по пластам А, В и С), а четвертый пласт (пласт D) из-за его крайне низкой продуктивности вообще не разбуривают и не вводят в разработку; кроме того, часть уже пробуренных скважин из-за их крайне низкой продуктивности (меньше 0,050) не эксплуатируют (таких скважин по пластам А, В, и С оказалось 10); то эффективность данного способа разработки многопластовых нефтяных месторождений достаточно высока и заключается в уменьшении общего числа скважин в раза, в увеличении введенных в разработку геологических запасов нефти в раза.

По сравнению со способом, принятым за прототип, данный способ разработки многопластовых нефтяных месторождений исключает ошибки при объединении пластов и за счет бурения дополнительных скважин (по рассмотренной нефтяной площади бурения 5 скважин) увеличивает нефтеотдачу пластов, уменьшает потери запасов нефти; и при разъединении пластов по данным небольшого числа разведочных скважин уменьшает общее число скважин и соответственно капитальные затраты по рассматриваемой нефтяной площади в 3-4 раза.

Используемые источники

1. Иванова М.М., Дементьев Л.Ф., Чоловский И.П. Нефтепромысловая геология и геологические основы разведки месторождений нефти и газа. - М.: Недра, 1985, стр.232.

2. Иванова М.М., Дементьев Л.Ф., Чоловский И.П. Нефтепромысловая геология и геологические основы разведки месторождений нефти и газа. - М.: Недра, 1985, стр.236.

3. Патент РФ 2142046, опубликован 11.99 г. (прототип).