Patent RU-2540718-C1 (RU)
Title: Способ разработки нефтяного месторождения
Inventor: KHISAMOV RAIS SALIKHOVICH
IPC: E21B43/16
Filed: 2014-03-21
Granted: 2015-02-10
Abstract: Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяного месторождения. Технический результат - упрощение анализа разработки и сокращение материальных затрат и трудозатрат на анализ разработки нефтяного месторождения, снижение обводненности добываемой продукции и увеличение нефтеотдачи месторождения. По способу определяют фильтрационно-емкостные характеристики продуктивных пластов. Устанавливают зависимость  забойного давления нагнетания и пластового давления от фильтрационно-емкостных характеристик. Определяют интервалы оптимальных давлений нагнетания и пластовых давлений. Осуществляют закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины на режимах фильтрации, соответствующих оптимальным значениям давления нагнетания.  При этом, нагнетательные скважины  оснащают индивидуальными средствами замера расхода жидкости. Добывающие скважины оснащают датчиками замера нагрузки на насосное оборудование. Осуществляют  архивацию и усреднение до суточных величин показаний датчиков, поступающих по системе телеметрии в режиме реального времени. На карте месторождения с координатами забоев скважин оконтуривают объемный участок месторождения с количеством скважин не менее 6 в пределах одного или нескольких продуктивных пластов с включением в контур добывающих и нагнетательных скважин.  По каждой нагнетательной скважине замеряют данные 1 раз в 2 часа и усредняют 1 раз в сутки. Каждые 40 суток строят график изменения расхода по нагнетательной скважине в зависимости от времени работы скважины. По добывающим скважинам замеряют данные 1 раз в 2 часа и усредняют 1 раз в сутки. Каждые 40 суток строят график изменения нагрузки на насосное оборудование в зависимости от времени работы скважины. Сравнивают наложением   графики по нагнетательным и добывающим скважинам. Определяют на одном и том же промежутке времени схожесть амплитуд по высоте колебания, расстоянию точек максимумов параметров расхода и времени работы добывающих скважин. При полном совпадении пиков графика делают вывод о прямом влиянии нагнетательной скважины на добывающую скважину. При полном несовпадении делают вывод о влиянии через период времени. При частичном совпадении делают вывод о влиянии через часть периода времени. При полном отсутствии пиков добывающей скважины в зависимости от пиков колебаний параметров работы нагнетательной скважины делают вывод об отсутствии влияния нагнетательных скважин на добывающую скважину. Рассчитывают коэффициент взаимовлияния, представляющий собой коэффициент схожести сигнала скважин от 1 до 0 в зависимости от удаления и фильтрационно-емкостных свойств пласта. Коэффициенты ранжируют и выбирают добывающие скважины с коэффициентами более 0,5. По этим скважинам анализируют динамику обводненности. При высокой динамике более 25% в течение 0,5 года отключают или частично ограничивают до 50% закачку через эти нагнетательные скважины. Проводят водоизоляционные работы либо потокоотклоняющие методы увеличения нефтеотдачи. При стабильной работе эксплуатируют добывающие скважины. При коэффициенте схожести сигнала скважин менее 0,1 делают вывод об отсутствии реагирования и незначительном взаимовлиянии скважин. При этом проводят дополнительные исследования нагнетательной скважины и определяют непроизводительные  закачки в заколонное пространство или нарушение герметичности эксплуатационной колонны. 7 ил.