Способ разработки нефтяного месторождения
OIL FIELD DEVELOPMENT METHOD

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для разработки нефтяных месторождений сеткой нагнетательных и добывающих скважин.
Известен способ разработки многопластовой нефтяной залежи (патент RU № 2066368, E21B 43/16, 49/00, опубл. 10.09.1996), включающий определение величины проницаемости продуктивного интервала пласта, коэффициента гидродинамического совершенства, радиуса скважины и максимальной плотности перфорации скважин, осуществление перфорации, освоения и запуска скважины в эксплуатацию. Согласно изобретению, дополнительно определяют радиус контура питания, максимальную плотность перфорации определяют по пласту, имеющему наименьшую проницаемость, а определение величины проницаемости, коэффициента гидродинамического совершенства и максимальной плотности перфорации осуществляют для каждого пласта продуктивного интервала, при этом плотность перфорации для каждого пласта определяют из условия равенства продолжительности выработки отдельных пластов. Дополнительно вскрытие по пластам с водонефтяным контактом производят перфорацией с различной плотностью, изменяющейся от оптимального на кровле до нуля по направлению к водонефтяному контакту по продуктивному интервалу.
В данном изобретении в распределение плотности перфорации не учитывают участки гидравлических сопротивлений, образующиеся в радиусе дренирования горизонтального ствола при эксплуатации реагирующей добывающей скважины, что создает высокие риски быстрого прорыва нагнетаемой жидкости в горизонтальный ствол.
-1
Известен способ перфорации нагнетательных скважин при разработке многопластовых залежей (патент RU № 2281386, E21B 43/11, 43/20, опубл. 10.08.2006 в бюл. № 22), включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, обсадку их трубами, перфорацию скважин в интервале залегания продуктивных пластов. Продольные размеры перфорационных отверстий d нагнетательных скважин выбирают, исходя из условия: d≥β·ΔP·x, где ΔР - величина давления закачки жидкости, Па; β - коэффициент сжатия пористой среды (β=1/3000-1/10000), МПа; х - расстояние от перфорационного отверстия до срединной плоскости суммарного интервала, в который производят закачку жидкости, причем под суммарным интервалом понимают совокупный интервал, составленный только из пластов, в которые производят закачку жидкости, за вычетом толщины разделяющих их пород, м.
Недостатком способа является низкая эффективность разработки нефтяного месторождения, связанная с неравномерным вытеснением нефти к реагирующей добывающей скважине и высокими рисками быстрого обводнения горизонтального ствола при образовании «языков» прорыва вытесняющего агента.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи (патент RU № 2047747, E21B 43/20, опубл. 10.11.1995), включающий перфорацию нагнетательной скважины в интервале залегания нефтенасыщенного пласта, закачку рабочего агента через нагнетательную скважину и отбор нефти через добывающую скважину. Предварительно определяют пористость, глинистость пропластков нефтяного пласта и среднее значение этих параметров. Для выравнивании профиля нагнетания в пропластках с большей пористостью и меньшей глинистостью по сравнению со средними значениями по скважине производят перфорацию меньшим количеством перфорационных отверстий, в пропластках с меньшей пористостью и большей глинистостью большим количеством перфорационных отверстий, по сравнению со средними значениями на погонный метр интервала перфорации по скважине, после чего производят избирательные поинтервальные интенсификационные обработки пропластков.
Недостатком способа является низкая эффективность разработки нефтяного месторождения, в связи с тем, что при осуществлении способа учитывают только проницаемость в призабойной зоне нагнетательной скважины, не учитывают нефтенасыщенность и нефтенасыщенную мощность коллектора, что ведет к опережающему продвижению фронта вытеснения к реагирующей добывающей скважине по пропласткам с низкой нефтенасыщенностью и небольшой мощности.
Техническим результатом является повышение эффективности эксплуатации неоднородного коллектора объекта разработки нефтяного месторождения путем увеличения охвата коллектора воздействием, равномерности выработки запасов нефти, поддержание высоких темпов отбора извлекаемых запасов, увеличения коэффициент вытеснения нефти за счет организации комплексного регулирования закачки вытесняющего агента во влияющую нагнетательную скважину и отбора жидкости в реагирующей добывающей скважине способом перфорации нефтенасыщенного коллектора с рассчитанной плотностью каналов для неоднородных нефтенасыщенных пропластков, различающихся по фильтрационно-емкостным характеристикам.
Технический результат достигается способом разработки нефтяного месторождения, включающим определение плотности перфорационных отверстий для нагнетательной скважины, перфорацию нагнетательной скважин, закачку рабочего агента через нагнетательную скважину и отбор нефти через добывающую скважину.
Новым является то, что предварительно проводят геофизические исследования коллектора объекта разработки, определяют коэффициенты открытой пористости Кп, нефтенасыщенности Кн и мощность hi нефтенасыщенных пропластков коллектора, объединяют нефтенасыщенные пропластки коллектора в слои с шагом 0,05 долей единиц по коэффициенту открытой пористости, начиная с нефтенасыщенного пропластка с минимальным коэффициентом пористости Кп1, определяют суммированную мощность всех нефтенасыщенных пропластков в слое Нсл, затем для каждого выделенного слоя определяют средневзвешенный коэффициент пористости Кп.ср.вз. и средневзвешенный коэффициент нефтенасыщенности Кн.ср.вз. по формулам:
Кп.ср.вз.= ((hi1 * Kп1) + (hi2 * Kп2)+…+ (hin * Kпn))/Нсл, доли единиц,
где hi1 - мощность нефтенасыщенного пропластка с минимальным коэффициентом пористости в слое, hin - мощность нефтенасыщенного пропластка с максимальной пористостью в слое, Кп1…Kпn - коэффициент открытой пористости в данном пропластке, Нсл - суммированная мощность всех нефтенасыщенных пропластков в слое,
и Кн.ср.вз=((hi1 * Kн1) + (hi2 * Kн2)+…+ (hin * Kнn))/Нсл, доли единиц,
где hi1 - мощность нефтенасыщенного пропластка с минимальным коэффициентом пористости в слое, hin - мощность нефтенасыщенного пропластка с максимальной пористостью в слое, Кн1…Кнn - коэффициент нефтенасыщения в данном пропластке, Нсл - суммированная мощность всех нефтенасыщенных пропластков в слое, далее для каждого выделенного слоя определяют коэффициент слоя Ксл по формуле:
Ксл= Кп.ср.вз. * Кн.ср.вз., долей единиц,
далее определяют средневзвешенный коэффициент коллектора Ккол.ср.вз по формуле:
Ккол.ср.вз=((Нсл1 * Kсл1) + (Нсл2 * Kсл2)+…+ (Нслn * Kслn))/(Нсл1+Нсл2+…+Нслn), доли единиц,
где Нсл1 - суммированная мощность первого слоя, Нслn - суммированная мощность последнего слоя, Ксл1…Kслn - коэффициент слоя, при этом за первый принимают слой, состоящий из объединенных нефтенасыщенных пропластков с минимальным коэффициентом пористости Кп1, за n-ый  принимают слой, состоящий из объединенных нефтенасыщенных пропластков с максимальным коэффициентом пористости Кпn, осуществляют для каждого выделенного слоя коллектора определение плотности перфорационных отверстий для нагнетательной скважины Nк.наг. и для реагирующей добывающей скважины Nк.доб. по формулам: Nк.наг.=10*Ксл/Ккол.ср.вз, отв./м, Nк.доб.=10*Ккол.ср.вз./Ксл, отв./м, где Ксл -коэффициент выделенного слоя, Ккол.ср.вз - средневзвешенный коэффициент коллектора, далее осуществляют перфорацию нагнетательной и реагирующей добывающей скважин.
Способ осуществляют следующим образом.
Предварительно на этапе строительства нагнетательной и реагирующей добывающей скважин проводят геофизические исследования коллектора объекта разработки.
Определяют коэффициенты открытой пористости Кп, нефтенасыщенности Кн и мощность hi нефтенасыщенных пропластков коллектора.
Объединяют нефтенасыщенные пропластки коллектора в слои с шагом 0,05 долей единиц по коэффициенту открытой пористости, начиная с нефтенасыщенного пропластка с минимальным коэффициентом пористости Кп1.
Определяют суммированную мощность всех нефтенасыщенных пропластков в слое Нсл.
В неоднородном коллекторе большое количество нефтенасыщенных пропластков, расположенных в хаотичном порядке по нефтенасыщенной мощности объекта разработки, поэтому предложенное объединение нефтенасыщенных пропластков позволяет выделить слои с наиболее близкими коллекторскими свойствами по проницаемости и содержанию нефти, что приводит в дальнейшем к равномерности выработки запасов нефти.
Затем для каждого выделенного слоя определяют средневзвешенный коэффициент пористости Кп.ср.вз. и средневзвешенный коэффициент нефтенасыщенности Кн.ср.вз. по формулам:
Кп.ср.вз.= ((hi1 * Kп1) + (hi2 * Kп2)+…+ (hin * Kпn))/Нсл, доли единиц, (1) где
hi1 - мощность нефтенасыщенного пропластка с минимальным коэффициентом пористости в слое,
hin - мощность нефтенасыщенного пропластка с максимальной пористостью в слое,
Кп1…Kпn - коэффициент открытой пористости в данном пропластке,
Нсл - суммированная мощность всех нефтенасыщенных пропластков в слое.
Кн.ср.вз=((hi1 * Kн1) + (hi2 * Kн2)+…+ (hin * Kнn))/Нсл, доли единиц, (2) где
hi1 - мощность нефтенасыщенного пропластка с минимальным коэффициентом пористости в слое,
hin - мощность нефтенасыщенного пропластка с максимальной пористостью в слое,
Кн1…Кнn - коэффициент нефтенасыщения в данном пропластке,
Нсл - суммированная мощность всех нефтенасыщенных пропластков в слое.
сл
Далее для каждого выделенного слоя определяют коэффициент слоя Ксл по формуле: Ксл= Кп.ср.вз. * Кн.ср.вз., долей единиц (3). Коэффициент слоя К определяет средневзвешенную долю пор, заполненных нефтью в слое, состоящего из пропластков.
Далее определяют средневзвешенный коэффициент коллектора Ккол.ср.вз по формуле:
Ккол.ср.вз=((Нсл1 * Kсл1) + (Нсл2 * Kсл2)+…+ (Нслn * Kслn))/(Нсл1+Нсл2+…+Нслn), доли единиц (4), где
Нсл1 - суммированная мощность первого слоя,
Нслn - суммированная мощность последнего слоя,
Ксл1…Kслn - коэффициент слоя.
При этом за первый принимают слой, состоящий из объединенных нефтенасыщенных пропластков с минимальным коэффициентом пористости Кп1, за n-ый  принимают слой, состоящий из объединенных нефтенасыщенных пропластков с максимальным коэффициентом пористости Кпn. Средневзвешенный коэффициент коллектора определяет весомость значений пористости и нефтенасыщенности в коллекторе, т.е. чем выше пористость и больше нефтенасыщенность коллектора, тем больший объем вытесняющего агента необходим для вытеснения нефти из коллектора и тем больше каналов для движения вытесняющего агента необходимо создать при перфорации в нагнетательной скважине, а в добывающей необходимо создать меньшее количество каналов напротив более пористых и нефтенасыщенных пропластков для перераспределения потоков добываемой жидкости из более проницаемых пропластков в менее проницаемые в зоне дренирования.
Осуществляют для каждого выделенного слоя коллектора определение плотности перфорационных отверстий для нагнетательной скважины Nк.наг. и для реагирующей добывающей скважины Nк.доб. по формулам: Nк.наг.=10*Ксл/Ккол.ср.вз, отв./м (5), Nк.доб.=10*Ккол.ср.вз./Ксл, отв./м (6), где
Ксл -коэффициент выделенного слоя
Ккол.ср.вз - средневзвешенный коэффициент коллектора.
Далее осуществляют перфорацию нагнетательной и реагирующей добывающей скважин.
Затем производят закачку вытесняющего агента через нагнетательную скважину и отбор нефти через реагирующую добывающую скважину.
Ввод в эксплуатацию нагнетательной и реагирующей добывающей скважин с перфорационным отверстиям, выполненным по данной методике, регулирует фронт вытеснения нефти при нагнетании вытесняющего агента для наиболее полного вытеснения подвижных запасов нефти при низких темпах обводнения реагирующих добывающих скважин.
Пример практического применения.
Предварительно на этапе проектирования определили нагнетательную и реагирующую добывающую скважины, далее при строительстве нагнетательной и реагирующей добывающей скважин провели геофизические исследования коллектора объекта разработки.
Определили коэффициенты открытой пористости Кп (минимальная 0,07 долей единиц, максимальная 0,23 долей единиц), нефтенасыщенности Кн (минимальная 0,6 долей единиц, максимальная 0,9 долей единиц) и мощность hi нефтенасыщенных пропластков коллектора (минимальная 0,5 м, максимальная 3,2 м).
Объединили нефтенасыщенные пропластки коллектора в слои с шагом 0,05 доли единиц, начиная с нефтенасыщенного пропластка с минимальным коэффициентом пористости Кп1. Получили четыре слоя.
Определили суммированную мощность всех нефтенасыщенных пропластков в каждом слое Нсл (результаты представлены в таблице).
Затем для каждого выделенного слоя определили средневзвешенный коэффициент пористости Кп.ср.вз. и средневзвешенный коэффициент нефтенасыщенности Кн.ср.вз. (результаты представлены в таблице). Далее для каждого выделенного слоя определили коэффициент Ксл (результаты представлены в таблице). Далее определили средневзвешенный коэффициент коллектора Ккол.ср.вз. равный 0,133 доли единиц. Для каждого выделенного слоя коллектора определили плотность перфорационных отверстий для нагнетательной скважины Nк.наг. и для реагирующей добывающей скважины Nк.доб. (результаты представлены в таблице).
Таблица. Показателей проведения способа
№ слоя
Коэффициент открытой пористости Кп, долей единиц
Суммированная мощность нефтенасыщенных пропластков в слое Нсл, м
Средневзвешенный коэффициент пористости Кп.ср.вз., доли единиц
Средневзвешенный коэффициент нефтенасыщенности Кн.ср.вз., доли единиц
Коэффициент слоя Ксл., доли единиц
Плотность перфорационных отверстий для нагнетательной скважины Nк.наг., отв./м
Плотность перфорационных отверстий для реагирующей добывающей скважины Nк.доб., отв./м
1
0,07 до 0,12
7,5
0,09
0,64
0,057
4
23
2
0,13 до 0,18
5,7
0,16
0,85
0,136
10
10
3
0,19 до 0,24
3,9
0,21
0,87
0,182
14
7
4
0,25 до 0,30
3
0,28
0,9
0,252
19
5
Далее произвели перфорацию нагнетательной и реагирующей добывающей скважин.
Затем закачали вытесняющий агент в нагнетательную скважину и отбор нефти через добывающую скважину.
Период безводной эксплуатации добывающей скважины на участке внедрения способа увеличился на 2 года, дополнительная добыча нефти за период эксплуатации реагирующей добывающей скважины составила 1600 т.
Таким образом, предлагаемый способ повышает эффективность эксплуатации неоднородного коллектора объекта разработки нефтяного месторождения путем увеличения охвата коллектора воздействием, равномерности выработки запасов нефти, увеличения коэффициент вытеснения нефти за счет организации комплексного регулирования закачки вытесняющего агента во влияющую нагнетательную скважину и отбора жидкости в реагирующей добывающей скважине способом перфорации нефтенасыщенного коллектора с рассчитанной плотностью каналов для неоднородных нефтенасыщенных пропластков, различающихся по фильтрационно-емкостным характеристикам.