СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВОЙ ЗАЛЕЖИ МАССИВНОГО ТИПА
METHOD OF DEVELOPMENT OF MULTI-HORIZON FIELD OF MASSIF TYPE

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки многопластовых залежей массивного типа.
Известен способ разработки многопластовой залежи массивного типа, включающий ее разбуривание нагнетательными и добывающими скважинами /1/.
Недостатком способа является его низкая эффективность в связи с невозможностью вовлечения в разработку одновременно всех пластов и, соответственно, увеличение сроков разработки залежи.
Наиболее близким к предлагаемому является способ разработки многопластовой залежи массивного типа, включающий разбуривание залежи добывающими и нагнетательными скважинами, закачку воды через нагнетательные и добычу нефти через добывающие /2/.
Недостатком способа является его низкая эффективность, поскольку пласты с разными физико-химическими свойствами коллектора вырабатываются с разной интенсивностью, что затягивает сроки разработки. Кроме того, эксплуатация пластов вертикальными скважинами, как это предлагается в прототипе, может привести к тому, что после обводнения одной из них из-за большей подвижности воды по сравнению нефтью и полного обводнения вследствие этого всего интервала отбора выработка второго практически не происходит или может происходить очень медленно и при высокой обводнености добываемой продукции.
Целью изобретения является повышение эффективности способа.
Поставленная цель достигается за счет сокращения сроков разработки и одновременного вовлечение в разработку всех пластов, слагающих массивную залежь.
Способ поясняется чертежом.
Многопластовая массивная залежь, включающая пласты 1, 2, 3, разбуривается вертикальными стволами нагнетательных 4 и добывающих 5 скважин. Нагнетательные скважины 4 снабжают горизонтальными стволами 6, 7, 8, которые размещают в пределах пластов 1, 2, 3 массивной залежи, а добывающие скважины 5 снабжают горизонтальными стволами 9, 10, которые также размещают в пределах пластов 1, 2, 3, попеременно со стволами для нагнетания воды 6, 7, 8. Далее производят закачку воды через нагнетательные скважины 4 одновременно во все пласты массивной залежи через горизонтальные стволы 6, 7, 8. Одновременно из добывающих скважин 5 производят отбор нефти через горизонтальные скважины 9, 10.
Одновременная разработка всей залежи массивного типа и, соответственно, сокращение сроков разработки обеспечивается тем, что воздействием в данной технологической схеме охвачены все пласты, составляющие залежь.
В данном техническом решении стволы горизонтальных нагнетательных скважин в различных пластах массивной залежи предлагается размещать друг над другом. Точно так же стволы горизонтальных добывающих скважин предлагается также размещать друг над другом. В противном случае межпластовые перетоки нефти и ее возможное внедрение из выше(ниже)лежащего пласта в данный пласт, который может быть уже заводнен, приведет к снижению нефтеотдачи из-за гистерезиса фазовых проницаемостей. Снижение нефтеотдачи может произойти также из-за нарушения, вследствие межпластовых перетоков, общей фильтрационной картины, построенной на основе строгого баланса по темпам вытеснения, который и является основой данной технологии.
Поскольку пласты, слагающие залежь массивного типа, отличаются по физико-химическим свойствам коллекторов и насыщающих их флюидов, то необходимым условием равномерной выработки пластов является равенство темпов дренирования:
ЗАВi
3
где V - заводненная часть i-го пласта залежи массивного типа, м,
i
3
V - объем i-го пласта массивной залежи, м,
i
ΔР - перепад давления между линиями нагнетания и отбора (между горизонтальными стволами добывающей и нагнетательной скважины) в i-том пласте, Па,
i
2
K - абсолютная проницаемость коллектора i-го пласта, м,
τ - текущее время, сек,
i
µ - динамическая вязкость нефти в i-том пласте, Па*сек,
i
σ - расстояние между горизонтальными стволами добывающей и нагнетательной скважин, м,
i
d - ширина i-го пласта, м,
i
m - пористость породы i-го пласта, доли единицы,
i
J - количество горизонтальных нагнетательных стволов в i-том пласте.
i
i
Второе условие, обеспечивающее равномерное дренирование всех пластов массивной залежи, связывает перепады давления между линиями нагнетания и отбора ΔР и приемистости (дебиты) нагнетательных (добывающих) скважин Q:
i
i
где h и е - соответственно толщина и длина i-го пласта, м,
i=1, 2, 3, … n - порядковый номер пласта,
n - количество пластов массивной залежи.
Вывод указанных расчетных выражений производится следующим образом.
В соответствии с законом Дарси приемистость нагнетательной скважины:
i
i
i
2
где F=h*e - площадь фильтрации, м.
i
Принимая во внимание, что пласт содержит J - количество горизонтальных нагнетательных стволов, количество воды, закачанное в пласт i на любой момент времени τ, составит:
Полный объем i-го пласта:
i
i
i
i
i
V=h*e*d*m
Тогда темпы дренирования:
Аналогичным образом из вышеприведенного закона Дарси:
i
i
i
i
i
i
i
i
i
i
ЗАВi
Приведенные выше соотношения между параметрами Q, ΔP, σ, µ, K, h, e, d, m, V, V - позволяют противопоставить сложности исходных геолого-физических данных гибкую систему разработки, позволяющую учитывать конкретную специфику объекта.
Изложенное позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого технического решения критерию «существенные отличия».
Пример реализации способа
В целях упрощения понимания способа принимают, что залежь массивного типа состоит из трех пластов, отличающихся физико-химическими свойствами. Исходные данные сведены в таблице.
Пласт
h<sub>i</sub>, м
К<sub>i</sub>, м<sup>2</sup>
µ<sub>i,</sub> мПа*с
e<sub>i</sub>, м
σ<sub>i</sub>, м
Q<sub>i</sub>, м<sup>3</sup>/сек
d<sub>i</sub>, м
J<sub>i</sub>
m<sub>i</sub>
1
10
0,1*10<sup>-12</sup>
1,5
10000
200
0,1
800
2
0,1
2
20
0,2*10<sup>-12</sup>
1,5
10000
200
0,4
800
2
0,2
3
30
0,3*10<sup>-12</sup>
1,5
10000
200
0,9
800
2
0,3
i
ЗАВi
i
Величины приемистостей Q нагнетательных скважин в указанной таблице установлены методом подбора из условия равной выработки пластов массивной залежи в любой момент времени. Расчеты производятся по вышеприведенному выражению для V/V. В правомерности выбора приведенных в таблице 1 величин Qj для пластов 1, 2 и 3 массивной залежи можно убедиться следующим образом.
пласт 1
пласт 2
пласт 3
i
Таким образом приведенные в таблице и установленные методом подбора величины Q по пластам верны, т.к. обеспечивают одинаковую во времени выработку пластов 1, 2 и 3:
i
В случае несовпадения величин темпов дренирования по пластам массивной залежи вносят коррективы в величины Q по этим пластам и вновь проводят расчеты до совпадения величин
В случае отсутствия вышеуказанных мероприятий по регулированию заводнения залежей массивного типа может произойти опережающее заводнение одного из пластов и в дальнейшем в скважину будет поступать только вода из указанного пласта, поскольку подвижность воды больше подвижности нефти, а нефть остальных пластов массивной залежи будет блокирована водой.
Приведенный пример реализации способа относительно несложен, что облегчает понимание вопроса. В условиях более широкого диапазона изменения приведенных в таблице параметров, также может быть осуществлено специальное регулирование показателей разработки, обеспечивающее положительную динамику нефтеотдачи.
Указанное подтверждает соответствие заявляемого технического решения критерию «существенные отличия».
э
н
Расчет положительного эффекта может быть произведен следующим образом. При реализации на залежи технологии по прототипу (без специальных мер по регулированию заводнения) заводняются только высокопроницаемые пласты 2 и 3. Пласт же 1 остается невыработанным. При реализации заявляемого способа вырабатывается также и пласт 1. Запасы нефти в указанном пласте массивной залежи и составляют экономический эффект от реализации способа µ. При объемном коэффициенте В=1,5, плотности нефти ρ=0,8 и в условиях поршневого вытеснения нефти:
Такова величина экономического эффекта от реализации предлагаемого способа.
ЛИТЕРАТУРА
1. М.И.Максимов. Геологические основы разработки нефтяных месторождений, М. Недра 1965 г, с 295 (аналог).
2. В.П.Павленко. Эксплуатация залежей нефти РГУ им. Губкина, М. 2003, с.28 (прототип).