способ разработки водоплавающей нефтяной залежи. Водоплавающая залежь нефти рисунок


Способ разработки водоплавающей нефтяной залежи

 

Использование: в нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений, представляющих собой водоплавающую залежь. Обеспечивает продление безводного периода добычи нефти и увеличение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: отбор нефти и воды ведут через разные добывающие горизонтальные скважины. В пласте водоплавающей залежи определяют положение водонефтяного контакта и толщины водяной и нефтяной зон пласта. В зоне пласта, имеющей меньшую толщину, проводят первую горизонтальную скважину параллельно поверхности водонефтяного контакта. Проводят вторую горизонтальную скважину в зоне большей толщины параллельно первой скважине с длиной, равной длине первой скважины, с осью скважины, расположенном на одной вертикали с осью первой скважины, с началом и концом горизонтального участка, расположенными на одних вертикалях с началом и концом горизонтального участка первой скважины. Местоположения скважин назначают из условия совпадения границы раздела областей питания скважин с водонефтяным контактом. Положение оси второй горизонтальной скважины определяют по формуле. Производят отбор жидкостей из первой и второй скважин с дебитами, определенными из условия сохранения положения водонефтяного контакта.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений, представляющих собой водоплавающую залежь.

Известен способ разработки нефтяного месторождения с пластовой водой, при котором посредством установления пакера между водяной и нефтяной зонами пласта производят независимый отбор воды и нефти на забое [1]. Недостатком способа является во-первых то, что на удалении от скважины переток жидкости через водонефтяной контакт не регулируется, что не исключает возможности перетока жидкости через водонефтяной контакт на удалении от забоя, и во-вторых - ограничение добычи нефти из-за работы клапана и предотвращения образования водяного конуса. Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки водоплавающей нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти из нефтяной зоны и воды из водяной зоны через добывающие скважины [2]. Способ предусматривает независимый отбор воды и нефти на скважине посредством установки непроницаемого экрана, разделяющего нефтяную и водяную зоны пласта. Недостатком способа является переток воды через водонепроницаемый контакт за пределами непроницаемого экрана и обводнение нефти. В изобретении решается задача продления безводного периода добычи нефти и увеличения нефтеотдачи залежи. Решение поставленной задачи достигается тем, что в способе разработки водоплавающей нефтяной запеки, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти из нефтяной зоны и воды из водяной зоны через добывающие скважины, согласно изобретению, отбор нефти и воды ведут через разные добывающие горизонтальные скважины, в пласте водоплавающей залежи определяют положение водонефтяного контакта и толщины водяной и нефтяной зон пласта, в зоне пласта, имеющей меньшую толщину, проводят первую горизонтальную скважину параллельно поверхности водонефтяного контакта, проводят вторую горизонтальную скважину в зоне большей толщины параллельно первой скважине с длиной, равной длине первой скважины, с осью скважины, расположенной на одной вертикали с осью первой скважины, с началом и концом горизонтального участка, расположенными на одних вертикалях с началом и концом горизонтального участка первой скважины, причем местоположения скважин назначают из условия совпадения границ областей питания скважин с положением водонефтяного контакта, производят отбор жидкостей из первой и второй скважин с дебитами, определенными из условия сохранения положения водонефтяного контакта, при этом местоположение оси второй горизонтальной скважины определяют по формуле где S2 - искомое относительное расстояние второй скважины от границы пласта, б/р, равное отношению где L2 - расстояние второй скважины от границы пласта, м; H - толщина пласта, м; а, b, с определяют из формул; где S1 - относительное расстояние первой скважины от границы пласта, б/р, равное отношению где L1 - расстояние первой скважины от границы пласта, м; hгр - относительное положение в о до нефтяного контакта, б/р, равное отношению где Hгр - расстояние водонефтяного контакта от границы пласта со стороны первой скважины, м. Признаками изобретения являются. 1. Закачка рабочего агента через нагнетательные скважины. 2. Отбор нефти из нефтяной зоны и воды из водяной зоны через добывающие скважины. 3. Отбор нефти и воды ведут через разные добывающие горизонтальные скважины. 4. В пласте водоплавающей залежи определяют положение водонефтяного контакта и толщины водяной и нефтяной зон пласта. 5. В зоне пласта, имеющей меньшую толщину, проводят первую горизонтальную скважину параллельно поверхности водонефтяного контакта. 6. Проводят вторую горизонтальную скважину в зоне большей толщины параллельно первой скважине с длиной, равной длине первой скважины, с осью скважины, расположенной на одной вертикали с осью первой скважины, с началом и концом горизонтального участка, расположенными на одних вертикалях с началом и концом горизонтального участка первой скважины. 7. Местоположения скважин назначают из условия совпадения границ областей питания скважин с положением водонефтяного контакта. 8. Производят отбор жидкостей из первой и второй скважин с дебитами, определенными из условия сохранения положения водонефтяного контакта, 9. Местоположение оси второй горизонтальной скважины определяют по формуле где S2 - искомое относительное расстояние второй скважины от границы пласта, б/р, равное отношению L2 - толщина пласта, м; а, b, с определяют из формул где S1 - относительное расстояние первой скважины от границы пласта, б/р, равное отношению где L1 - расстояние первой скважины от границы пласта, м; hгр - относительное положение водонефтяного контакта, б/р, равное отношению где Hгр - расстояние водонефтяного контакта от границы пласта со стороны первой скважины, м. Признаки 1 и 2 являются общими с прототипом, признаки 3-9 являются существенными отличительными признаками изобретения. Сущность изобретения Проблемой нефтяной промышленности является получение безводной продукции. В изобретении решается задача продления безводного периода добычи нефти. Для разработки водоплавающей залежи нефти по предлагаемому способу выбирают сетку добывающих горизонтальных нефтяных скважин и водяных горизонтальных скважин для отбора воды. По вертикальному разрезу пласта определяют положение водонефтяного контакта в пласте, например по результатам геофизических исследований. По предлагаемому способу определяют положения горизонтальных стволов скважин, одна из которых нефтяная, а другая - водяная. Обе скважины одной пары параллельны между собой и водонефтяному контакту. Они имеют одинаковую длину. Их оси расположены на одной вертикали, также как начала и концы горизонтальных участков. Выбор положения скважин определяется тем условием, что при одновременном и согласованном отборе двумя горизонтальными скважинами нефти из нефтяной зоны пласта и воды из водяной зоны пласта формируются области питания каждой скважины с независимым отбором жидкостей и прямолинейной границей раздела, расположенной между двумя скважинами, через которую переток жидкости не происходит и которая как бы является непроницаемым экраном. Плоскость водонефтяного контакта разделяет пласт по вертикали на две области, верхняя из которых питает нефтяную скважину, нижняя - водяную. Сама граница раздела за время разработки остается неподвижной и имеет ту особенность, что градиент давления в ее направлении обращается в нуль и соответственно движения жидкости через границу не происходит, т.е. она работает как непроницаемый экран. Согласно изобретению расположение пары горизонтальных скважин и режимы их работы выбирают таким образом, что граница раздела областей питания проходит по поверхности водонефтяного контакта. Только в этих условиях возможна рациональная разработка водоплавающей залежи горизонтальными скважинами, обеспечивающая отбор чистой нефти в течение всего периода разработки пласта вплоть до полной его выработки. При этом граница водонефтяного контакта не сдвигается и нефтенасыщенная зона остается постоянной в течение всего периода разработки. Для обеспечения этого условия разработки требуется вполне определенное расположение горизонтальных стволов и согласование дебитов по воде и нефти. При этом обе горизонтальные скважины, как нефтяная, так и водяная, работают на отбор жидкости. Воду из водяной скважины используют, например, следующим образом. Водяную скважину закольцовывают с нагнетательной скважиной при максимально возможном использовании преимуществ, связанных с пластовыми давлением и температурой, а также химическим составом извлекаемой воды. Для выполнения условия совпадения границы раздела областей питания нефтяной и водяной скважин с поверхностью водонефтяного контакта, размещение осей скважин относительно границы пласта, соответствует решению уравнения где S1 - относительное расстояние первой скважины от границы пласта, б/р, равное отношению где L1 - расстояние первой скважины от границы пласта, м; H - толщина пласта, м; S2 - искомое относительное расстояние второй скважины от границы пласта, б/р, равное отношению где L2 - расстояние второй скважины от границы пласта, м; hгр - относительное положение водонефтяного контакта, б/р, равное отношению где Hгр - расстояние водонефтяного контакта от границы пласта со стороны первой скважины, м. Вводят обозначения коэффициентов а, b, с при искомом параметре S2 Тогда вместо уравнения (8) получают в компактном виде биквадратное уравнение aS24 + bS22 + c = 0. решение которого имеет вид (1) Уравнение (8) имеет ту особенность, что его решение при определении положения второй из пары скважин при заданном положении одной скважины существует только для ограниченной части пласта. Так, если произвольным образом задать положение одной скважины в большей по размерам зоне пласта вне зависимости от того, является ли эта зона нефтяной или водяной, то другую скважину этой пары не всегда можно найти. Обратное же выполнимо всегда, т.е. заданному положению одной скважины в меньшей зоне пласта всегда соответствует положение другой скважины в большей зоне. В связи с этим, при определении пары скважин, согласно изобретению задают положение скважины исходя из условия разработки в меньшей зоне пласта вне зависимости от того, является ли эта зона нефтяной или водяной, а положение второй скважины, расположенной по другую сторону от водонефтяного контакта определяют из решения уравнения (8) или аналогичного ему уравнения (9). Согласование дебитов нефтяной и водяной скважин состоит в том, что дебиты обеих скважин в размерности м3/сут должны быть одинаковы. После определения местоположения скважин в нефтяной и водяной зонах пласта предварительно разбуривают по паре горизонтальных скважин, одну из которых - нефтяную скважину, разбуривают в нефтяной зоне пласта, а вторую - водяную скважину - в водяной зоне пласта. При соблюдении этих условий ведут разработку пласта до полного истощения нефтяной зоны. В течение всего периода разработки граница раздела областей питания нефтяной и водяной скважин выполняет роль непроницаемого экрана, поскольку исключается возможность перетока через него из-за нулевой вертикальной составляющей скорости фильтрации. На всем своем протяжении граница раздела остается прямолинейной и, в соответствии с выбором режимов работы скважин, совпадает с поверхностью водонефтяного контакта, что исключает возможность перетока нефти и воды через водонефтяной контакт на любом удалении от скважины. Бесконечное простирание непроницаемой границы имеет преимущество перед прототипом, согласно которому искусственно создаваемый непроницаемый экран имеет ограниченное простирание. Кроме того, формирование по предлагаемому способу границы раздела областей питания нефтяной и водяной скважин, которая в гидродинамическом отношении эквивалентна непроницаемому экрану, в отличие от прототипа, не требует какого-либо вмешательства в геологическое строение пласта. В прототипе экран, разделяющий нефтяную и водяную зону, создают специально. К тому же экран предлагаемый в прототипе, нельзя ликвидировать, когда необходимость в нем отпадает, без проведения специальных работ. Дебит нефтяной скважины задают из условия разработки какой требуется, в том числе сколь угодно большой, без ограничения на предупреждение появления водяного конуса, который в условиях предлагаемого способа разработки не образуется. Возможность продления безводного периода работы скважины, обеспечиваемого предлагаемым способом, практически до полного истощения пласта, способствует увеличению извлекаемых запасов на 20-30%, благодаря чему повышается нефтеотдача пласта. Пример осуществления способа. Водоплавающая залежь представлена пластом толщиной H = 7,78 м. Геофизическими методами определяют положение водонефтяного контакта в пласте. Его расстояние от кровли пласта составило 3,11 м - толщину нефтяной зоны, или 40% от общей толщины, что занимает меньшую часть пласта. Ввиду этого именно для этой части пласта как меньшей, для удобства счета, присваивают индекс 1, а водяной зоне присваивают индекс 2. Тогда Hгр - расстояние водонефтяного контакта от границы пласта со стороны меньшей зоны равно Hгр = 3.11 м. Задают, исходя из условий разработки, положение оси горизонтального ствола скважины в зоне 1 расстоянием от кровли пласта L1. В данном случае наиболее рациональная разработка месторождения ожидается при величине L1, равной L1 = 1,55 м. Далее переходят к безразмерным параметрам: hгр, S1 и S2 hгр - относительное положение водонефтяного контакта, б/р, равное отношению по формуле (7) hгр = Hгр/H = 3,11/7,78 = 0,4, S1 - относительное расстояние первой скважины от границы пласта, б/р, равное отношению по формуле (6) S1 = L1/H = 1,55/7,78 = 0,2, и S2 - искомое относительное расстояние второй скважины от границы пласта, б/р, подлежащее определению из формулы (I) и равное отношению (2) где L2 - расстояние второй скважины от границы пласта, (в этом примере - подошвы) м; Положение S2 другой скважины, в данном случае водяной, определяют из биквадратного уравнения (9), эквивалентного уравнению (8). Чтобы найти положение S2 скважины, в данном случае водяной, необходимо определить коэффициенты a, b и с, которые выделены в отдельные формулы (3)-(5). Определяют значения коэффициентов а, b, с: По формуле (3) По формуле (4) По формуле (5) Далее по формуле (1) решения уравнения (9) определяют Таким образом, положение второй скважины определяют относительным расстоянием второй скважины от границы пласта S2 = 0,254, или расстоянием оси горизонтального участка от подошвы L2, равным L2 = S2H = 0,2547,78 = 1,98 м. Производят проводку горизонтальных стволов нефтяной и водяной скважин размещением их на одной вертикали с расстоянием соответственно от кровли пласта L1 = 1,55 м и от подошвы L2 = 1,98 м, параллельно между собой и плоскости водонефтяного контакта, причем начала и концы горизонтальных участков скважин находятся на одних вертикалях. Длина скважины 870 м. Отбирают нефть через горизонтальную нефтяную скважину с дебитом, равным 38 м3/сут и одновременно производят отбор воды из водяной горизонтальной скважины - с одинаковым дебитом 38 м3/сут. При необходимости, с течением времени, задают новый дебит нефтяной скважины из условий разработки и одновременно задают такой же дебит водяной скважины. При соблюдении этих условий разработки положение водонефтяного контакта остается постоянным и совпадает с границей раздела hгр в течение всего периода разработки, а нефтяная скважина дает чистую нефть. Разработку пласта ведут до предельного истощения нефтяной зоны. Применение предложенного способа позволит продлить безводный период эксплуатации нефтяных скважин в 5-10 раз и увеличить нефтеотдачу залежи на 20-30%. Информационные источники, принятые во внимание при составлении заявки 1. Авторское свидетельство СССР N 1687771 Кл. E 21 В 43/00, 30.01.91 г. 1. Авторское свидетельство СССР N 1627673 Кл. E 21 В 43/00, 15.02.91 г. - Прототип.

Формула изобретения

Способ разработки водоплавающей нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти из нефтяной зоны и воды из водяной зоны через добывающие скважины, отличающийся тем, что отбор нефти и воды ведут через разные добывающие горизонтальные скважины, в пласте водоплавающей нефтяной залежи определяют положение водонефтяного контакта и толщины водяной и нефтяной зон пласта, в зоне пласта, имеющей меньшую толщину, проводят первую горизонтальную скважину параллельно поверхности водонефтяного контакта, проводят вторую горизонтальную скважину в зоне большей толщины параллельно первой скважине с длиной, равной длине первой скважины, с осью скважины, расположенной на одной вертикали с осью первой скважины, с началом и концом горизонтального участка, расположенными на одних вертикалях с началом и концом горизонтального участка первой скважины, причем местоположения скважин назначают из условия совпадения границ областей питания скважин с положением водонефтяного контакта, производят отбор жидкостей из первой и второй скважин с дебитами, определенными из условия сохранения положения водонефтяного контакта, при этом местоположение оси второй горизонтальной скважины определяют по формуле где S2 - искомое относительное расстояние второй скважины от границы пласта, равное отношению где L2 - расстояние второй скважины от границы пласта, м; H - толщина пласта, м; a, b, c определяют из формул где S1 - относительное расстояние первой скважины от границы пласта, равное отношению где L1 - расстояние первой скважины от границы пласта, м; hгр - относительное положение водонефтяного контакта, равное отношению где Hгр - расстояние водонефтяного контакта от границы пласта со стороны первой скважины, м.

www.findpatent.ru

Способ разработки водоплавающей нефтяной залежи

Использование: в нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений, представляющих собой водоплавающую залежь. Обеспечивает продление безводного периода добычи нефти и увеличение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: отбор нефти и воды ведут через разные добывающие горизонтальные скважины. В пласте водоплавающей залежи определяют положение водонефтяного контакта и толщины водяной и нефтяной зон пласта. В зоне пласта, имеющей меньшую толщину, проводят первую горизонтальную скважину параллельно поверхности водонефтяного контакта. Проводят вторую горизонтальную скважину в зоне большей толщины параллельно первой скважине с длиной, равной длине первой скважины, с осью скважины, расположенном на одной вертикали с осью первой скважины, с началом и концом горизонтального участка, расположенными на одних вертикалях с началом и концом горизонтального участка первой скважины. Местоположения скважин назначают из условия совпадения границы раздела областей питания скважин с водонефтяным контактом. Положение оси второй горизонтальной скважины определяют по формуле. Производят отбор жидкостей из первой и второй скважин с дебитами, определенными из условия сохранения положения водонефтяного контакта.

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ПАТЕНТУ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений, представляющих собой водоплавающую залежь. Известен способ разработки нефтяного месторождения с пластовой водой, при котором посредством установления пакера между водяной и нефтяной зонами пласта производят независимый отбор воды и нефти на забое [1]. Недостатком способа является во-первых то, что на удалении от скважины переток жидкости через водонефтяной контакт не регулируется, что не исключает возможности перетока жидкости через водонефтяной контакт на удалении от забоя, и во-вторых - ограничение добычи нефти из-за работы клапана и предотвращения образования водяного конуса. Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки водоплавающей нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти из нефтяной зоны и воды из водяной зоны через добывающие скважины [2]. Способ предусматривает независимый отбор воды и нефти на скважине посредством установки непроницаемого экрана, разделяющего нефтяную и водяную зоны пласта. Недостатком способа является переток воды через водонепроницаемый контакт за пределами непроницаемого экрана и обводнение нефти. В изобретении решается задача продления безводного периода добычи нефти и увеличения нефтеотдачи залежи. Решение поставленной задачи достигается тем, что в способе разработки водоплавающей нефтяной запеки, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти из нефтяной зоны и воды из водяной зоны через добывающие скважины, согласно изобретению, отбор нефти и воды ведут через разные добывающие горизонтальные скважины, в пласте водоплавающей залежи определяют положение водонефтяного контакта и толщины водяной и нефтяной зон пласта, в зоне пласта, имеющей меньшую толщину, проводят первую горизонтальную скважину параллельно поверхности водонефтяного контакта, проводят вторую горизонтальную скважину в зоне большей толщины параллельно первой скважине с длиной, равной длине первой скважины, с осью скважины, расположенной на одной вертикали с осью первой скважины, с началом и концом горизонтального участка, расположенными на одних вертикалях с началом и концом горизонтального участка первой скважины, причем местоположения скважин назначают из условия совпадения границ областей питания скважин с положением водонефтяного контакта, производят отбор жидкостей из первой и второй скважин с дебитами, определенными из условия сохранения положения водонефтяного контакта, при этом местоположение оси второй горизонтальной скважины определяют по формуле

где S2 - искомое относительное расстояние второй скважины от границы пласта, б/р, равное отношению

где L2 - расстояние второй скважины от границы пласта, м; H - толщина пласта, м; а, b, с определяют из формул;

где S1 - относительное расстояние первой скважины от границы пласта, б/р, равное отношению

где L1 - расстояние первой скважины от границы пласта, м;hгр - относительное положение в о до нефтяного контакта, б/р, равное отношению

где Hгр - расстояние водонефтяного контакта от границы пласта со стороны первой скважины, м.

Признаками изобретения являются. 1. Закачка рабочего агента через нагнетательные скважины. 2. Отбор нефти из нефтяной зоны и воды из водяной зоны через добывающие скважины. 3. Отбор нефти и воды ведут через разные добывающие горизонтальные скважины. 4. В пласте водоплавающей залежи определяют положение водонефтяного контакта и толщины водяной и нефтяной зон пласта. 5. В зоне пласта, имеющей меньшую толщину, проводят первую горизонтальную скважину параллельно поверхности водонефтяного контакта. 6. Проводят вторую горизонтальную скважину в зоне большей толщины параллельно первой скважине с длиной, равной длине первой скважины, с осью скважины, расположенной на одной вертикали с осью первой скважины, с началом и концом горизонтального участка, расположенными на одних вертикалях с началом и концом горизонтального участка первой скважины. 7. Местоположения скважин назначают из условия совпадения границ областей питания скважин с положением водонефтяного контакта. 8. Производят отбор жидкостей из первой и второй скважин с дебитами, определенными из условия сохранения положения водонефтяного контакта, 9. Местоположение оси второй горизонтальной скважины определяют по формуле

где S2 - искомое относительное расстояние второй скважины от границы пласта, б/р, равное отношению

L2 - толщина пласта, м; а, b, с определяют из формул

где S1 - относительное расстояние первой скважины от границы пласта, б/р, равное отношению

где L1 - расстояние первой скважины от границы пласта, м; hгр - относительное положение водонефтяного контакта, б/р, равное отношению

где Hгр - расстояние водонефтяного контакта от границы пласта со стороны первой скважины, м.

Признаки 1 и 2 являются общими с прототипом, признаки 3-9 являются существенными отличительными признаками изобретения. Сущность изобретения Проблемой нефтяной промышленности является получение безводной продукции. В изобретении решается задача продления безводного периода добычи нефти. Для разработки водоплавающей залежи нефти по предлагаемому способу выбирают сетку добывающих горизонтальных нефтяных скважин и водяных горизонтальных скважин для отбора воды. По вертикальному разрезу пласта определяют положение водонефтяного контакта в пласте, например по результатам геофизических исследований. По предлагаемому способу определяют положения горизонтальных стволов скважин, одна из которых нефтяная, а другая - водяная. Обе скважины одной пары параллельны между собой и водонефтяному контакту. Они имеют одинаковую длину. Их оси расположены на одной вертикали, также как начала и концы горизонтальных участков. Выбор положения скважин определяется тем условием, что при одновременном и согласованном отборе двумя горизонтальными скважинами нефти из нефтяной зоны пласта и воды из водяной зоны пласта формируются области питания каждой скважины с независимым отбором жидкостей и прямолинейной границей раздела, расположенной между двумя скважинами, через которую переток жидкости не происходит и которая как бы является непроницаемым экраном. Плоскость водонефтяного контакта разделяет пласт по вертикали на две области, верхняя из которых питает нефтяную скважину, нижняя - водяную. Сама граница раздела за время разработки остается неподвижной и имеет ту особенность, что градиент давления в ее направлении обращается в нуль и соответственно движения жидкости через границу не происходит, т.е. она работает как непроницаемый экран. Согласно изобретению расположение пары горизонтальных скважин и режимы их работы выбирают таким образом, что граница раздела областей питания проходит по поверхности водонефтяного контакта. Только в этих условиях возможна рациональная разработка водоплавающей залежи горизонтальными скважинами, обеспечивающая отбор чистой нефти в течение всего периода разработки пласта вплоть до полной его выработки. При этом граница водонефтяного контакта не сдвигается и нефтенасыщенная зона остается постоянной в течение всего периода разработки. Для обеспечения этого условия разработки требуется вполне определенное расположение горизонтальных стволов и согласование дебитов по воде и нефти. При этом обе горизонтальные скважины, как нефтяная, так и водяная, работают на отбор жидкости. Воду из водяной скважины используют, например, следующим образом. Водяную скважину закольцовывают с нагнетательной скважиной при максимально возможном использовании преимуществ, связанных с пластовыми давлением и температурой, а также химическим составом извлекаемой воды. Для выполнения условия совпадения границы раздела областей питания нефтяной и водяной скважин с поверхностью водонефтяного контакта, размещение осей скважин относительно границы пласта, соответствует решению уравнения

где S1 - относительное расстояние первой скважины от границы пласта, б/р, равное отношению

где L1 - расстояние первой скважины от границы пласта, м; H - толщина пласта, м; S2 - искомое относительное расстояние второй скважины от границы пласта, б/р, равное отношению

где L2 - расстояние второй скважины от границы пласта, м;hгр - относительное положение водонефтяного контакта, б/р, равное отношению

где Hгр - расстояние водонефтяного контакта от границы пласта со стороны первой скважины, м.

Вводят обозначения коэффициентов а, b, с при искомом параметре S2

Тогда вместо уравнения (8) получают в компактном виде биквадратное уравнениеaS24 + bS22 + c = 0.

решение которого имеет вид (1)

Уравнение (8) имеет ту особенность, что его решение при определении положения второй из пары скважин при заданном положении одной скважины существует только для ограниченной части пласта. Так, если произвольным образом задать положение одной скважины в большей по размерам зоне пласта вне зависимости от того, является ли эта зона нефтяной или водяной, то другую скважину этой пары не всегда можно найти. Обратное же выполнимо всегда, т.е. заданному положению одной скважины в меньшей зоне пласта всегда соответствует положение другой скважины в большей зоне. В связи с этим, при определении пары скважин, согласно изобретению задают положение скважины исходя из условия разработки в меньшей зоне пласта вне зависимости от того, является ли эта зона нефтяной или водяной, а положение второй скважины, расположенной по другую сторону от водонефтяного контакта определяют из решения уравнения (8) или аналогичного ему уравнения (9). Согласование дебитов нефтяной и водяной скважин состоит в том, что дебиты обеих скважин в размерности м3/сут должны быть одинаковы. После определения местоположения скважин в нефтяной и водяной зонах пласта предварительно разбуривают по паре горизонтальных скважин, одну из которых - нефтяную скважину, разбуривают в нефтяной зоне пласта, а вторую - водяную скважину - в водяной зоне пласта. При соблюдении этих условий ведут разработку пласта до полного истощения нефтяной зоны.

В течение всего периода разработки граница раздела областей питания нефтяной и водяной скважин выполняет роль непроницаемого экрана, поскольку исключается возможность перетока через него из-за нулевой вертикальной составляющей скорости фильтрации. На всем своем протяжении граница раздела остается прямолинейной и, в соответствии с выбором режимов работы скважин, совпадает с поверхностью водонефтяного контакта, что исключает возможность перетока нефти и воды через водонефтяной контакт на любом удалении от скважины. Бесконечное простирание непроницаемой границы имеет преимущество перед прототипом, согласно которому искусственно создаваемый непроницаемый экран имеет ограниченное простирание. Кроме того, формирование по предлагаемому способу границы раздела областей питания нефтяной и водяной скважин, которая в гидродинамическом отношении эквивалентна непроницаемому экрану, в отличие от прототипа, не требует какого-либо вмешательства в геологическое строение пласта. В прототипе экран, разделяющий нефтяную и водяную зону, создают специально. К тому же экран предлагаемый в прототипе, нельзя ликвидировать, когда необходимость в нем отпадает, без проведения специальных работ. Дебит нефтяной скважины задают из условия разработки какой требуется, в том числе сколь угодно большой, без ограничения на предупреждение появления водяного конуса, который в условиях предлагаемого способа разработки не образуется. Возможность продления безводного периода работы скважины, обеспечиваемого предлагаемым способом, практически до полного истощения пласта, способствует увеличению извлекаемых запасов на 20-30%, благодаря чему повышается нефтеотдача пласта. Пример осуществления способа. Водоплавающая залежь представлена пластом толщиной H = 7,78 м. Геофизическими методами определяют положение водонефтяного контакта в пласте. Его расстояние от кровли пласта составило 3,11 м - толщину нефтяной зоны, или 40% от общей толщины, что занимает меньшую часть пласта. Ввиду этого именно для этой части пласта как меньшей, для удобства счета, присваивают индекс 1, а водяной зоне присваивают индекс 2. Тогда Hгр - расстояние водонефтяного контакта от границы пласта со стороны меньшей зоны равно Hгр = 3.11 м. Задают, исходя из условий разработки, положение оси горизонтального ствола скважины в зоне 1 расстоянием от кровли пласта L1. В данном случае наиболее рациональная разработка месторождения ожидается при величине L1, равной L1 = 1,55 м. Далее переходят к безразмерным параметрам: hгр, S1 и S2 · hгр - относительное положение водонефтяного контакта, б/р, равное отношению по формуле (7) hгр = Hгр/H = 3,11/7,78 = 0,4, S1 - относительное расстояние первой скважины от границы пласта, б/р, равное отношению по формуле (6) S1 = L1/H = 1,55/7,78 = 0,2, и S2 - искомое относительное расстояние второй скважины от границы пласта, б/р, подлежащее определению из формулы (I) и равное отношению (2)

где L2 - расстояние второй скважины от границы пласта, (в этом примере - подошвы) м;Положение S2 другой скважины, в данном случае водяной, определяют из биквадратного уравнения (9), эквивалентного уравнению (8). Чтобы найти положение S2 скважины, в данном случае водяной, необходимо определить коэффициенты a, b и с, которые выделены в отдельные формулы (3)-(5). Определяют значения коэффициентов а, b, с:По формуле (3)

По формуле (4)

По формуле (5)

Далее по формуле (1) решения уравнения (9) определяют

Таким образом, положение второй скважины определяют относительным расстоянием второй скважины от границы пласта S2 = 0,254, или расстоянием оси горизонтального участка от подошвы L2, равнымL2 = S2·H = 0,254·7,78 = 1,98 м.

Производят проводку горизонтальных стволов нефтяной и водяной скважин размещением их на одной вертикали с расстоянием соответственно от кровли пласта L1 = 1,55 м и от подошвы L2 = 1,98 м, параллельно между собой и плоскости водонефтяного контакта, причем начала и концы горизонтальных участков скважин находятся на одних вертикалях. Длина скважины 870 м. Отбирают нефть через горизонтальную нефтяную скважину с дебитом, равным 38 м3/сут и одновременно производят отбор воды из водяной горизонтальной скважины - с одинаковым дебитом 38 м3/сут. При необходимости, с течением времени, задают новый дебит нефтяной скважины из условий разработки и одновременно задают такой же дебит водяной скважины. При соблюдении этих условий разработки положение водонефтяного контакта остается постоянным и совпадает с границей раздела hгр в течение всего периода разработки, а нефтяная скважина дает чистую нефть. Разработку пласта ведут до предельного истощения нефтяной зоны. Применение предложенного способа позволит продлить безводный период эксплуатации нефтяных скважин в 5-10 раз и увеличить нефтеотдачу залежи на 20-30%. Информационные источники, принятые во внимание при составлении заявки 1. Авторское свидетельство СССР N 1687771 Кл. E 21 В 43/00, 30.01.91 г. 1. Авторское свидетельство СССР N 1627673 Кл. E 21 В 43/00, 15.02.91 г. - Прототип.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Способ разработки водоплавающей нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти из нефтяной зоны и воды из водяной зоны через добывающие скважины, отличающийся тем, что отбор нефти и воды ведут через разные добывающие горизонтальные скважины, в пласте водоплавающей нефтяной залежи определяют положение водонефтяного контакта и толщины водяной и нефтяной зон пласта, в зоне пласта, имеющей меньшую толщину, проводят первую горизонтальную скважину параллельно поверхности водонефтяного контакта, проводят вторую горизонтальную скважину в зоне большей толщины параллельно первой скважине с длиной, равной длине первой скважины, с осью скважины, расположенной на одной вертикали с осью первой скважины, с началом и концом горизонтального участка, расположенными на одних вертикалях с началом и концом горизонтального участка первой скважины, причем местоположения скважин назначают из условия совпадения границ областей питания скважин с положением водонефтяного контакта, производят отбор жидкостей из первой и второй скважин с дебитами, определенными из условия сохранения положения водонефтяного контакта, при этом местоположение оси второй горизонтальной скважины определяют по формуле

где S2 - искомое относительное расстояние второй скважины от границы пласта, равное отношению

где L2 - расстояние второй скважины от границы пласта, м;H - толщина пласта, м;a, b, c определяют из формул

где S1 - относительное расстояние первой скважины от границы пласта, равное отношению

где L1 - расстояние первой скважины от границы пласта, м;hгр - относительное положение водонефтяного контакта, равное отношению

где Hгр - расстояние водонефтяного контакта от границы пласта со стороны первой скважины, м.

bankpatentov.ru

Способ разработки водоплавающей нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений, представляющих собой водоплавающую залежь. Обеспечивает продление безводного периода добычи нефти и увеличение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: по способу отбор нефти и воды ведут через разные добывающие горизонтальные скважины. В пласте водоплавающей нефтяной залежи определяют положение водонефтяного контакта и толщины водяной и нефтяной зон пласта. В зоне пласта, имеющей меньшую толщину, проводят первую горизонтальную скважину параллельно поверхности водонефтяного контакта. Проводят вторую горизонтальную скважину в зоне большей толщины параллельно первой скважине. Ее длина равна длине первой скважины. Ось скважины расположена на одной вертикали с осью первой скважины. Начало и конец горизонтального участка расположены на одних вертикалях с началом и концом горизонтального участка первой скважины. Определяют положение границы раздела областей питания двух горизонтальных скважин. При прохождении границы раздела областей питания по нефтяной зоне разработку залежи ведут в два этапа. На первом этапе разработку ведут отбором жидкостей из первой и второй скважин. Их дебиты определены из условия сохранения положения границы раздела областей питания скважин до истощения части нефтяной зоны, относящейся к области питания нефтяной скважины. Затем на втором этапе разработку ведут продолжением отбора из нефтяной скважины и переводом водяной скважины на меньший дебит, и/или отключением водяной скважины, и/или переводом водяной скважины под нагнетание. Положение границы раздела областей питания скважин определяют из уравнения.

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ПАТЕНТУ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений, представляющих собой водоплавающую залежь. Известен способ разработки нефтяного месторождения с пластовой водой, при котором посредством установления пакера между водяной и нефтяной зонами пласта производят независимый отбор воды и нефти на забое [1]. Недостатком способа является, во-первых, то, что на удалении от скважины переток жидкости через водонефтяной контакт не регулируется, что не исключает возможности перетока жидкости через водонефтяной контакт на удалении от забоя, и во-вторых - ограничение добычи нефти из-за работы клапана и предотвращения образования водяного конуса. Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки водоплавающей нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти из нефтяной зоны и воды из водяной зоны через добывающие скважины [2]. Способ предусматривает независимый отбор воды и нефти на скважине посредством установки непроницаемого экрана, разделяющего нефтяную и водяную зоны пласта. Недостатком способа является возможность перетока через водонефтяной контакт за пределами непроницаемого экрана и обводнение нефти. В изобретении решается задача продления безводного периода добычи нефти и увеличения нефтеотдачи залежи. Решение задачи достигается тем, что в способе разработки водоплавающей нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти из нефтяной зоны и воды из водяной зоны через добывающие скважины, согласно изобретению отбор нефти и воды ведут через разные добывающие горизонтальные скважины, в пласте водоплавающей нефтяной залежи определяют положение водонефтяного контакта и толщины водяной и нефтяной зон пласта, в зоне пласта, имеющей меньшую толщину, проводят первую горизонтальную скважину параллельно поверхности водонефтяного контакта, проводят вторую горизонтальную скважину в зоне большей толщины параллельно первой скважине с длиной, равной длине первой скважины, с осью скважины, расположенной на одной вертикали с осью первой скважины, с началом и концом горизонтального участка, расположенными на одних вертикалях с началом и концом горизонтального участка первой скважины, определяют положение границы раздела областей питания двух горизонтальных скважин, при прохождении границы раздела областей питания по нефтяной зоне, разработку залежи ведут в два этапа, причем на первом этапе разработку ведут отбором жидкостей из первой и второй скважин с дебитами, определенными из условия сохранения положения границы раздела областей питания скважин, до истощения части нефтяной зоны, относящейся к области питания нефтяной скважины, затем на втором этапе разработку ведут продолжением отбора из нефтяной скважины и переводом водяной скважины на меньший дебит, и/или отключением водяной скважины, и/или переводом водяной скважины под нагнетание, причем положение границы раздела областей питания скважин определяют из уравнения

где hгр - относительное расстояние границы раздела областей питания горизонтальных скважин от непроницаемой границы пласта, расположенной со стороны первой скважины, равное отношениюhгр=Hгр/H, (2)где Hгр - положение границы раздела областей питания двух горизонтальных скважин, м, H - толщина пласта, м; S1 - относительное расстояние оси первой горизонтальной скважины от границы пласта, равное отношению S1 =L1/H, где L1 - расстояние первой скважины от границы пласта, м; S2 - относительное расстояние второй скважины от границы пласта, равное отношению S2=L2/H, где L2 - расстояние второй скважины от границы пласта, м.

Признаками изобретения являются. 1. Закачка рабочего агента через нагнетательные скважины. 2. Отбор нефти из нефтяной зоны и воды из водяной зоны через добывающие скважины. 3. Отбор нефти и воды ведут через разные добывающие горизонтальные скважины. 4. В пласте водоплавающей залежи определяют положение водонефтяного контакта и толщины водяной и нефтяной зон пласта. 5. В зоне пласта, имеющей меньшую толщину, проводят первую горизонтальную скважину параллельно поверхности водонефтяного контакта. 6. Проводят вторую горизонтальную скважину в зоне большей толщины параллельно первой скважине с длиной, равной длине первой скважины, с осью скважины, расположенной на одной вертикали с осью первой скважины, с началом и концом горизонтального участка, расположенными на одних вертикалях с началом и концом горизонтального участка первой скважины. 7. Определяют положение границы раздела областей питания двух горизонтальных скважин. 8. При прохождении границы раздела областей питания скважин по нефтяной зоне, разработку залежи ведут в два этапа. 9. На первом этапе разработку залежи ведут одновременным отбором жидкостей из первой и второй скважин с дебитами, определенными из условия сохранения положения границы раздела областей питания скважин, до истощения части нефтяной зоны, относящейся к области питания нефтяной скважины. 10. На втором этапе разработку ведут продолжением отбора из нефтяной скважины и переводом водяной скважины на меньший дебит, и/или отключением водяной скважины, и/или переводом водяной скважины под нагнетание. 11. Положение границы раздела областей питания скважин определяют из уравнения

где hгр - относительное расстояние границы раздела областей питания горизонтальных скважин от непроницаемой границы пласта, расположенной со стороны первой скважины, равное отношению hгр=Hгр/H, где Hгр - положение границы раздела областей питания двух горизонтальных скважин, м, H - толщина пласта, м; S1 - относительное расстояние оси первой горизонтальной скважины от границы пласта, равное отношению S1=L1/H,где L1 - расстояние первой скважины от границы пласта, м; S2 - относительное расстояние второй скважины от границы пласта, равное отношению S2= L2/H, где L2 - расстояние второй скважины от границы пласта, м.

Признаки 1 и 2 являются общими с прототипом, признаки 3-11 являются существенными отличительными призаками изобретения. Сущность изобретения Проблемой нефтяной промышленности является получение безводной нефти. В изобретении решается задача продления безводного периода добычи нефти и как следствие увеличения нефтеотдачи залежи. Для разработки водоплавающей залежи нефти по предлагаемому способу выбирают сетку добывающих нефтяных и водяных горизонтальных скважин. По вертикальному разрезу пласта определяют положение водонефтяного контакта в пласте, например по результатам геофизических исследований. Исходя из этого определяют размеры толщин нефтяной и водяной зон пласта, сравнивая которые выделяют зоны с меньшей и большей толщинами. По предлагаемому способу из условий разработки водоплавающей залежи задают положения горизонтальных стволов двух скважин, одна из которых нефтяная, а другая - водяная. Для удобства обсчета первый номер присваивают скважине, пробуренной в зоне меньшей толщины, вне зависимости от того, является она нефтяной или водяной, а второй номер - скважине в зоне большей толщины. Обе скважины одной пары параллельны между собой и имеют одинаковую длину. Оси их горизонтальных участков расположены на одной вертикали, начала и концы участков также расположены на одних вертикалях. Гидродинамическим обоснованием предлагаемого способа является то, что при одинаковом отборе жидкостей двумя горизонтальными скважинами: нефти из нефтяной зоны пласта и воды из водяной зоны пласта, фильтрационные потоки внутри пласта формируются таким образом, что создаются области питания двух скважин с независимым отбором жидкостей и прямолинейной границей раздела, расположенной между двумя скважинами. При этом положение границы раздела областей питания скважин с течением времени не меняется и она как бы является неподвижным непроницаемым экраном, поскольку градиент поля давления на ней равен нулю и переток жидкости через нее не происходит. Вместе с тем, посредством применения горизонтальных скважин, обеспечивают добычу жидкости при меньшей депрессии на пласт в сравнении с вертикальными скважинами и тем самым большую продолжительность его работы на естественном режиме. Положение границы раздела областей питания скважин определяют из уравнения:

где hгр - относительное расстояние границы раздела областей питания горизонтальных скважин от непроницаемой границы пласта, расположенной со стороны первой скважины, равное отношению hгр=Hгр/H, (2)где Hгр - положение границы раздела областей питания двух горизонтальных скважин, м; H - толщина пласта, м; S1 - относительное расстояние оси первой горизонтальной скважины, равное отношению S1=L1/H, (3), где L1 - расстояние первой скважины от границы пласта, м; S2 - относительное расстояние второй скважины, равное отношению S2=L2/H, (4), где L2 - расстояние второй скважины от границы пласта, м.

Непосредственное определение hгр из уравнения (1) связано с полиномом 7-го порядка. Поскольку общее решение такого уравнения не существует, то необходимо применять косвенные методы. Один из таких методов связан с решением обратной задачи, в которой за неизвестную величину, вместо hгр принимают S2, а величиной hгр задаются случайным образом. Для определения S2 исходное уравнение (1) преобразуют следующим образом. Вводят обозначения коэффициентов a, b, c в уравнении (1) при искомом параметре S2:

Тогда вместо уравнения (1) получают в компактном виде биквадратное уравнение (8) относительно S2:aS24+bS22+c=0, (8), решение которого имеет вид (9)

Определение величины S2 при заданных параметрах S1 и hгр не составляет затруднений, однако получаемый результат при случайном выборе hгр имеет расхождение с фактическим значением S2. Для получения решения hгр подбирают методом итерации до совпадения определяемой величины S2 с заданным его значением. Проверяют искомое значение hгр подстановкой в уравнение (1) обращением его в тождество. Найденное таким образом значение hгр и является решением уравнения (1).

При прохождении границы раздела областей питания скважин по нефтяной зоне области питания скважин представляют следующее. Область питания нефтяной скважины целиком состоит из нефти, а область питания водяной скважины состоит частично из воды и частично из нефти, примыкающей к границе раздела. Разработку залежи ведут в два этапа. На первом этапе обе скважины эксплуатируют залежь с одинаковым дебитом. При этом нефтяная скважина дает чистую нефть. Разработку ведут до истощения области питания нефтяной скважины. За это время часть нефтяной зоны, попавшая в область отбора водяной скважины и отсеченная границей раздела, находится в малоподвижном состоянии. Если нефть все-таки достигает забоя, то возможен ее отбор водяной скважиной. После окончания первого периода разработки переходят ко второму периоду, связанному с переброской части нефти, относящейся на первом этапе к области питания водяной скважины, в нефтяную скважину. С этой целью устраняют прежнюю границу раздела областей питания скважин и вытесняют оставшуюся за границей нефть к нефтяной скважине посредством перевода водяной скважины либо на меньший дебит, либо ее отключением, либо переводом ее под нагнетание. В результате изменения режима работы водяной скважины прежняя граница раздела преобразуется в поверхность перетока нефти в направлении нефтяной скважины, где ее добывают. Разработку на втором этапе ведут до полной выработки залежи. Добываемую воду используют для закачки в пласт через нагнетательные скважины. Весьма эффективно при этом использование замкнутой системы, состоящей из горизонтальной водяной и нагнетательной скважин, из-за высоких пластовых давления и температуры добываемой пластовой воды, а также благоприятного для вытеснения нефти ее химического состава. Возможность продления безводного периода работы скважины, обеспечиваемого предлагаемым способом, практически до полного истощения пласта, способствует увеличению извлекаемых запасов на 20-30%, благодаря чему повышается нефтеотдача пласта. Пример осуществления способа. Способ применяют для разработки водоплавающей нефтяной залежи, для которой задают пятиточечную сетку скважин и кроме того пару горизонтальных скважин, одна из которых нефтяная, другая - водяная. Пласт общей толщиной H = 6,4 м, в верхней части насыщенный нефтью и в нижней - водой, разделен на зоны поверхностью водонефтяного контакта, положение которой определяют геофизическими методами. Расстояние водонефтяного контакта от кровли пласта составило HВНК = 3,52 м, откуда следует, что водяная зона пласта имеет меньшую толщину, равную H - HВНК = 6,4 - 3,52 = 2,88 м, в сравнении с нефтяной. Поэтому водяной скважине присваивают первый номер, а нефтяной - второй номер. Скважины пробуривают из условий разработки на расстоянии от подошвы пласта L1 = 1,6 м в водяной зоне и на расстоянии от кровли пласта L2 = 1,6 м в нефтяной зоне. Горизонтальные участки скважин имеют одинаковую длину 870 м, параллельны между собой и поверхности водонефтяного контакта, и их начала и концы расположены на одних вертикальных линиях. Определяют относительные расстояния скважин от кровли и подошвы пласта по формулам (3) и (4). Для водяной скважины S1 = L1/H = 1,6/6,4 = 0,25, и для нефтяной скважины S2 = L2/H = 1,6/6,4 = 0,25, и относительное положение водонефтяного контакта - hВНК hВНК = НВНК/H = 3,52/6,4 = 0,55 Неизвестной величиной является граница раздела областей питания скважин hгр и она подлежит определению. Непосредственное определение hгр из уравнения (1) связано с полиномом 7-го порядка, общее решение которого не существует. Вместо этого определение hгр связывают с решением обратной задачи, в которой неизвестной величиной является S2, a hгр подбирают известным методом итерации до совпадения определяемой величины S2 с заданным его значением, равным 0,25. В данном случае процесс итерации опускают, как хорошо известный. Методом итерации определено значение hгр, равное 0,5. Проверяют искомое значение hгр подстановкой в формулы (5) - (9). Тогда получают по формулам (5) - (7): a=(1-0,5)0,252+(1-0,5)(2·0,5-1/4)=0,40625; b= -0,5·0,254+[0,5(9/2-4·0,5)-2(1-0,5) (1+0,52)] 0,252-0,5(17/16-0,5)-2(1-0,5)(1+0,52) (2·0,5-1/4)=-1,20703; c= -0,5(1-0,52)0,254+(1-0,52) [0,5(9/2-4·0,5)+(1-0,5)(1-0,52)] 0,252- (1-0,52)[0,5(17/16-0,5)(2·0,5-1/4)=0,0747. После этого по формуле (9) определяют величину S2

что соответствует заданному значению S2. Тем самым подтверждают правильность определения границы раздела областей питания нефтяной и водяной скважин hгр = 0,5.

В данном примере при hгр = 0,5 и HВНК = 0,55 граница раздела областей питания скважин прошла по нефтяной зоне пласта. В соответствии с описанием способа, по которому реализуют два возможных случая разработки, связанные с прохождением границы раздела областей питания скважин по водяной или нефтяной зонам, результат определения hгр соответствует второму случаю, когда граница раздела проходит по нефтяной зоне. Согласно этому случаю разработку залежи ведут в два этапа. На первом этапе разработку залежи ведут при одинаковых отборах жидкости каждой скважиной. При этом плоскость, параллельная водонефтяному контакту hгр = 0,5, играет роль твердой стенки, рассекающей пласт на две независимые области питания скважин. Из них на нефтяную скважину приходится часть чисто нефтяной зоны, рассекаемая hгр. Оставшаяся часть нефтяной зоны, расположенная ниже hгр до водонефтяного контакта, равная hВНК - hгр=0,55 - 0,5 = 0,05, вместе со всей водяной зоной, составляет область питания водяной скважины. Разрабатывают пласт при одинаковых дебитах нефтяной и водяной скважин, равных вначале 36 м3/сут, а затем одинаково меняющихся и равных дебитах, до тех пор, пока будет извлечено 95% запасов нефти, находящихся в зоне отбора нефтяной скважины и ограниченной границей раздела hгр. Причиной окончания первого периода является падение дебита нефтяной скважины, вследствие истощения пласта, до минимального экономически оправданного значения. После этого переходят ко второму этапу разработки месторождения. На втором этапе разработки осуществляют вытесняющее воздействие на ту часть нефти, которая относилась к водяной скважине, ее переводом в направлении нефтяной скважины и отбором ее этой скважиной. Оставшуюся нефть вытесняют через границу раздела в зону отбора нефтяной скважины посредством остановки водяной скважины и переводом ее под нагнетание с приемистостью 200 м3/сут, под воздействием которого нефть перетекает в направлении нефтяной скважины, которой она затем отбирается. Разработку пласта ведут до предельного истощения нефтяной зоны. В результате применения способа увеличивают время безводного периода работы скважины в 2,5 раза и нефтеотдачу на 28%. Применение предложенного способа позволит продлить безводный период эксплуатации нефтяных скважин в 5-10 раз и увеличить нефтеотдачу залежи на 20-30%. Информационные источники, принятые во внимание 1. Авторское свидетельство СССР N 1687771, кл E 21 B 43/00, 30.01.91 г. 2. Авторское свидетельство СССР N 1627673, кл E 21 B 43/00, 15.02.91 г. - Прототип.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Способ разработки водоплавающей нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти из нефтяной зоны и воды из водяной зоны через добывающие скважины, отличающийся тем, что отбор нефти и воды ведут через разные добывающие горизонтальные скважины, в пласте водоплавающей нефтяной залежи определяют положение водонефтяного контакта и толщины водяной и нефтяной зон пласта, в зоне пласта, имеющей меньшую толщину, проводят первую горизонтальную скважину параллельно поверхности водонефтяного контакта, проводят вторую горизонтальную скважину в зоне большей толщины параллельно первой скважине длиной, равной длине первой скважины, с осью скважины, расположенной на одной вертикали с осью первой скважины, с началом и концом горизонтального участка, расположенными на одних вертикалях с началом и концом горизонтального участка первой скважины, определяют положение границы раздела областей питания двух горизонтальных скважин, при прохождении границы раздела областей питания по нефтяной зоне разработку залежи ведут в два этапа, причем на первом этапе разработку ведут отбором жидкостей из первой и второй скважин с дебитами, определенными на условия сохранения положения границы раздела областей питания скважин до истощения части нефтяной зоны, относящейся к области питания нефтяной скважины, затем на втором этапе разработку ведут продолжением отбора из нефтяной скважины и переводом водяной скважины на меньший дебит, и/или отключением водяной скважины, и/или переводом водяной скважины под нагнетание, причем положение границы раздела областей питания скважин определяют из уравнения

где hгр - относительное расстояние границы раздела областей питания горизонтальных скважин от непроницаемой границы пласта, расположенной со сторон первой скважины, равное отношению hгр = Hгр/H, где Hгр - положение границы раздела областей питания двух горизонтальных скважин, м; H - толщина пласта, м;S1 - относительное расстояние оси первой горизонтальной скважины от границы пласта, равное отношению S1 = L1/H, где L1 - расстояние первой скважины от границы пласта, м;S2 - относительное расстояние второй скважины от границы пласта, равное отношению S2 = L2/H, где L2 - расстояние второй скважины от границы пласта, м.

bankpatentov.ru

способ разработки водоплавающей нефтяной залежи - патент РФ 2136858

Использование: в нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений, представляющих собой водоплавающую залежь. Обеспечивает продление безводного периода добычи нефти и увеличение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: отбор нефти и воды ведут через разные добывающие горизонтальные скважины. В пласте водоплавающей залежи определяют положение водонефтяного контакта и толщины водяной и нефтяной зон пласта. В зоне пласта, имеющей меньшую толщину, проводят первую горизонтальную скважину параллельно поверхности водонефтяного контакта. Проводят вторую горизонтальную скважину в зоне большей толщины параллельно первой скважине с длиной, равной длине первой скважины, с осью скважины, расположенном на одной вертикали с осью первой скважины, с началом и концом горизонтального участка, расположенными на одних вертикалях с началом и концом горизонтального участка первой скважины. Местоположения скважин назначают из условия совпадения границы раздела областей питания скважин с водонефтяным контактом. Положение оси второй горизонтальной скважины определяют по формуле. Производят отбор жидкостей из первой и второй скважин с дебитами, определенными из условия сохранения положения водонефтяного контакта. Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений, представляющих собой водоплавающую залежь. Известен способ разработки нефтяного месторождения с пластовой водой, при котором посредством установления пакера между водяной и нефтяной зонами пласта производят независимый отбор воды и нефти на забое [1]. Недостатком способа является во-первых то, что на удалении от скважины переток жидкости через водонефтяной контакт не регулируется, что не исключает возможности перетока жидкости через водонефтяной контакт на удалении от забоя, и во-вторых - ограничение добычи нефти из-за работы клапана и предотвращения образования водяного конуса. Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки водоплавающей нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти из нефтяной зоны и воды из водяной зоны через добывающие скважины [2]. Способ предусматривает независимый отбор воды и нефти на скважине посредством установки непроницаемого экрана, разделяющего нефтяную и водяную зоны пласта. Недостатком способа является переток воды через водонепроницаемый контакт за пределами непроницаемого экрана и обводнение нефти. В изобретении решается задача продления безводного периода добычи нефти и увеличения нефтеотдачи залежи. Решение поставленной задачи достигается тем, что в способе разработки водоплавающей нефтяной запеки, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти из нефтяной зоны и воды из водяной зоны через добывающие скважины, согласно изобретению, отбор нефти и воды ведут через разные добывающие горизонтальные скважины, в пласте водоплавающей залежи определяют положение водонефтяного контакта и толщины водяной и нефтяной зон пласта, в зоне пласта, имеющей меньшую толщину, проводят первую горизонтальную скважину параллельно поверхности водонефтяного контакта, проводят вторую горизонтальную скважину в зоне большей толщины параллельно первой скважине с длиной, равной длине первой скважины, с осью скважины, расположенной на одной вертикали с осью первой скважины, с началом и концом горизонтального участка, расположенными на одних вертикалях с началом и концом горизонтального участка первой скважины, причем местоположения скважин назначают из условия совпадения границ областей питания скважин с положением водонефтяного контакта, производят отбор жидкостей из первой и второй скважин с дебитами, определенными из условия сохранения положения водонефтяного контакта, при этом местоположение оси второй горизонтальной скважины определяют по формуле где S2 - искомое относительное расстояние второй скважины от границы пласта, б/р, равное отношению где L2 - расстояние второй скважины от границы пласта, м; H - толщина пласта, м; а, b, с определяют из формул; где S1 - относительное расстояние первой скважины от границы пласта, б/р, равное отношению где L1 - расстояние первой скважины от границы пласта, м; hгр - относительное положение в о до нефтяного контакта, б/р, равное отношению где Hгр - расстояние водонефтяного контакта от границы пласта со стороны первой скважины, м. Признаками изобретения являются. 1. Закачка рабочего агента через нагнетательные скважины. 2. Отбор нефти из нефтяной зоны и воды из водяной зоны через добывающие скважины. 3. Отбор нефти и воды ведут через разные добывающие горизонтальные скважины. 4. В пласте водоплавающей залежи определяют положение водонефтяного контакта и толщины водяной и нефтяной зон пласта. 5. В зоне пласта, имеющей меньшую толщину, проводят первую горизонтальную скважину параллельно поверхности водонефтяного контакта. 6. Проводят вторую горизонтальную скважину в зоне большей толщины параллельно первой скважине с длиной, равной длине первой скважины, с осью скважины, расположенной на одной вертикали с осью первой скважины, с началом и концом горизонтального участка, расположенными на одних вертикалях с началом и концом горизонтального участка первой скважины. 7. Местоположения скважин назначают из условия совпадения границ областей питания скважин с положением водонефтяного контакта. 8. Производят отбор жидкостей из первой и второй скважин с дебитами, определенными из условия сохранения положения водонефтяного контакта, 9. Местоположение оси второй горизонтальной скважины определяют по формуле где S2 - искомое относительное расстояние второй скважины от границы пласта, б/р, равное отношению L2 - толщина пласта, м; а, b, с определяют из формул где S1 - относительное расстояние первой скважины от границы пласта, б/р, равное отношению где L1 - расстояние первой скважины от границы пласта, м; hгр - относительное положение водонефтяного контакта, б/р, равное отношению где Hгр - расстояние водонефтяного контакта от границы пласта со стороны первой скважины, м. Признаки 1 и 2 являются общими с прототипом, признаки 3-9 являются существенными отличительными признаками изобретения. Сущность изобретения Проблемой нефтяной промышленности является получение безводной продукции. В изобретении решается задача продления безводного периода добычи нефти. Для разработки водоплавающей залежи нефти по предлагаемому способу выбирают сетку добывающих горизонтальных нефтяных скважин и водяных горизонтальных скважин для отбора воды. По вертикальному разрезу пласта определяют положение водонефтяного контакта в пласте, например по результатам геофизических исследований. По предлагаемому способу определяют положения горизонтальных стволов скважин, одна из которых нефтяная, а другая - водяная. Обе скважины одной пары параллельны между собой и водонефтяному контакту. Они имеют одинаковую длину. Их оси расположены на одной вертикали, также как начала и концы горизонтальных участков. Выбор положения скважин определяется тем условием, что при одновременном и согласованном отборе двумя горизонтальными скважинами нефти из нефтяной зоны пласта и воды из водяной зоны пласта формируются области питания каждой скважины с независимым отбором жидкостей и прямолинейной границей раздела, расположенной между двумя скважинами, через которую переток жидкости не происходит и которая как бы является непроницаемым экраном. Плоскость водонефтяного контакта разделяет пласт по вертикали на две области, верхняя из которых питает нефтяную скважину, нижняя - водяную. Сама граница раздела за время разработки остается неподвижной и имеет ту особенность, что градиент давления в ее направлении обращается в нуль и соответственно движения жидкости через границу не происходит, т.е. она работает как непроницаемый экран. Согласно изобретению расположение пары горизонтальных скважин и режимы их работы выбирают таким образом, что граница раздела областей питания проходит по поверхности водонефтяного контакта. Только в этих условиях возможна рациональная разработка водоплавающей залежи горизонтальными скважинами, обеспечивающая отбор чистой нефти в течение всего периода разработки пласта вплоть до полной его выработки. При этом граница водонефтяного контакта не сдвигается и нефтенасыщенная зона остается постоянной в течение всего периода разработки. Для обеспечения этого условия разработки требуется вполне определенное расположение горизонтальных стволов и согласование дебитов по воде и нефти. При этом обе горизонтальные скважины, как нефтяная, так и водяная, работают на отбор жидкости. Воду из водяной скважины используют, например, следующим образом. Водяную скважину закольцовывают с нагнетательной скважиной при максимально возможном использовании преимуществ, связанных с пластовыми давлением и температурой, а также химическим составом извлекаемой воды. Для выполнения условия совпадения границы раздела областей питания нефтяной и водяной скважин с поверхностью водонефтяного контакта, размещение осей скважин относительно границы пласта, соответствует решению уравнения где S1 - относительное расстояние первой скважины от границы пласта, б/р, равное отношению где L1 - расстояние первой скважины от границы пласта, м; H - толщина пласта, м; S2 - искомое относительное расстояние второй скважины от границы пласта, б/р, равное отношению где L2 - расстояние второй скважины от границы пласта, м; hгр - относительное положение водонефтяного контакта, б/р, равное отношению где Hгр - расстояние водонефтяного контакта от границы пласта со стороны первой скважины, м. Вводят обозначения коэффициентов а, b, с при искомом параметре S2 Тогда вместо уравнения (8) получают в компактном виде биквадратное уравнение aS24 + bS22 + c = 0. решение которого имеет вид (1) Уравнение (8) имеет ту особенность, что его решение при определении положения второй из пары скважин при заданном положении одной скважины существует только для ограниченной части пласта. Так, если произвольным образом задать положение одной скважины в большей по размерам зоне пласта вне зависимости от того, является ли эта зона нефтяной или водяной, то другую скважину этой пары не всегда можно найти. Обратное же выполнимо всегда, т.е. заданному положению одной скважины в меньшей зоне пласта всегда соответствует положение другой скважины в большей зоне. В связи с этим, при определении пары скважин, согласно изобретению задают положение скважины исходя из условия разработки в меньшей зоне пласта вне зависимости от того, является ли эта зона нефтяной или водяной, а положение второй скважины, расположенной по другую сторону от водонефтяного контакта определяют из решения уравнения (8) или аналогичного ему уравнения (9). Согласование дебитов нефтяной и водяной скважин состоит в том, что дебиты обеих скважин в размерности м3/сут должны быть одинаковы. После определения местоположения скважин в нефтяной и водяной зонах пласта предварительно разбуривают по паре горизонтальных скважин, одну из которых - нефтяную скважину, разбуривают в нефтяной зоне пласта, а вторую - водяную скважину - в водяной зоне пласта. При соблюдении этих условий ведут разработку пласта до полного истощения нефтяной зоны. В течение всего периода разработки граница раздела областей питания нефтяной и водяной скважин выполняет роль непроницаемого экрана, поскольку исключается возможность перетока через него из-за нулевой вертикальной составляющей скорости фильтрации. На всем своем протяжении граница раздела остается прямолинейной и, в соответствии с выбором режимов работы скважин, совпадает с поверхностью водонефтяного контакта, что исключает возможность перетока нефти и воды через водонефтяной контакт на любом удалении от скважины. Бесконечное простирание непроницаемой границы имеет преимущество перед прототипом, согласно которому искусственно создаваемый непроницаемый экран имеет ограниченное простирание. Кроме того, формирование по предлагаемому способу границы раздела областей питания нефтяной и водяной скважин, которая в гидродинамическом отношении эквивалентна непроницаемому экрану, в отличие от прототипа, не требует какого-либо вмешательства в геологическое строение пласта. В прототипе экран, разделяющий нефтяную и водяную зону, создают специально. К тому же экран предлагаемый в прототипе, нельзя ликвидировать, когда необходимость в нем отпадает, без проведения специальных работ. Дебит нефтяной скважины задают из условия разработки какой требуется, в том числе сколь угодно большой, без ограничения на предупреждение появления водяного конуса, который в условиях предлагаемого способа разработки не образуется. Возможность продления безводного периода работы скважины, обеспечиваемого предлагаемым способом, практически до полного истощения пласта, способствует увеличению извлекаемых запасов на 20-30%, благодаря чему повышается нефтеотдача пласта. Пример осуществления способа. Водоплавающая залежь представлена пластом толщиной H = 7,78 м. Геофизическими методами определяют положение водонефтяного контакта в пласте. Его расстояние от кровли пласта составило 3,11 м - толщину нефтяной зоны, или 40% от общей толщины, что занимает меньшую часть пласта. Ввиду этого именно для этой части пласта как меньшей, для удобства счета, присваивают индекс 1, а водяной зоне присваивают индекс 2. Тогда Hгр - расстояние водонефтяного контакта от границы пласта со стороны меньшей зоны равно Hгр = 3.11 м. Задают, исходя из условий разработки, положение оси горизонтального ствола скважины в зоне 1 расстоянием от кровли пласта L1. В данном случае наиболее рациональная разработка месторождения ожидается при величине L1, равной L1 = 1,55 м. Далее переходят к безразмерным параметрам: hгр, S1 и S2 hгр - относительное положение водонефтяного контакта, б/р, равное отношению по формуле (7) hгр = Hгр/H = 3,11/7,78 = 0,4, S1 - относительное расстояние первой скважины от границы пласта, б/р, равное отношению по формуле (6) S1 = L1/H = 1,55/7,78 = 0,2, и S2 - искомое относительное расстояние второй скважины от границы пласта, б/р, подлежащее определению из формулы (I) и равное отношению (2) где L2 - расстояние второй скважины от границы пласта, (в этом примере - подошвы) м; Положение S2 другой скважины, в данном случае водяной, определяют из биквадратного уравнения (9), эквивалентного уравнению (8). Чтобы найти положение S2 скважины, в данном случае водяной, необходимо определить коэффициенты a, b и с, которые выделены в отдельные формулы (3)-(5). Определяют значения коэффициентов а, b, с: По формуле (3) По формуле (4) По формуле (5) Далее по формуле (1) решения уравнения (9) определяют Таким образом, положение второй скважины определяют относительным расстоянием второй скважины от границы пласта S2 = 0,254, или расстоянием оси горизонтального участка от подошвы L2, равным L2 = S2H = 0,2547,78 = 1,98 м. Производят проводку горизонтальных стволов нефтяной и водяной скважин размещением их на одной вертикали с расстоянием соответственно от кровли пласта L1 = 1,55 м и от подошвы L2 = 1,98 м, параллельно между собой и плоскости водонефтяного контакта, причем начала и концы горизонтальных участков скважин находятся на одних вертикалях. Длина скважины 870 м. Отбирают нефть через горизонтальную нефтяную скважину с дебитом, равным 38 м3/сут и одновременно производят отбор воды из водяной горизонтальной скважины - с одинаковым дебитом 38 м3/сут. При необходимости, с течением времени, задают новый дебит нефтяной скважины из условий разработки и одновременно задают такой же дебит водяной скважины. При соблюдении этих условий разработки положение водонефтяного контакта остается постоянным и совпадает с границей раздела hгр в течение всего периода разработки, а нефтяная скважина дает чистую нефть. Разработку пласта ведут до предельного истощения нефтяной зоны. Применение предложенного способа позволит продлить безводный период эксплуатации нефтяных скважин в 5-10 раз и увеличить нефтеотдачу залежи на 20-30%. Информационные источники, принятые во внимание при составлении заявки 1. Авторское свидетельство СССР N 1687771 Кл. E 21 В 43/00, 30.01.91 г. 1. Авторское свидетельство СССР N 1627673 Кл. E 21 В 43/00, 15.02.91 г. - Прототип.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Способ разработки водоплавающей нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти из нефтяной зоны и воды из водяной зоны через добывающие скважины, отличающийся тем, что отбор нефти и воды ведут через разные добывающие горизонтальные скважины, в пласте водоплавающей нефтяной залежи определяют положение водонефтяного контакта и толщины водяной и нефтяной зон пласта, в зоне пласта, имеющей меньшую толщину, проводят первую горизонтальную скважину параллельно поверхности водонефтяного контакта, проводят вторую горизонтальную скважину в зоне большей толщины параллельно первой скважине с длиной, равной длине первой скважины, с осью скважины, расположенной на одной вертикали с осью первой скважины, с началом и концом горизонтального участка, расположенными на одних вертикалях с началом и концом горизонтального участка первой скважины, причем местоположения скважин назначают из условия совпадения границ областей питания скважин с положением водонефтяного контакта, производят отбор жидкостей из первой и второй скважин с дебитами, определенными из условия сохранения положения водонефтяного контакта, при этом местоположение оси второй горизонтальной скважины определяют по формуле где S2 - искомое относительное расстояние второй скважины от границы пласта, равное отношению где L2 - расстояние второй скважины от границы пласта, м; H - толщина пласта, м; a, b, c определяют из формул где S1 - относительное расстояние первой скважины от границы пласта, равное отношению где L1 - расстояние первой скважины от границы пласта, м; hгр - относительное положение водонефтяного контакта, равное отношению где Hгр - расстояние водонефтяного контакта от границы пласта со стороны первой скважины, м.

www.freepatent.ru

Способ разработки водоплавающей нефтяной залежи

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений, представляющих собой водоплавающую залежь. Обеспечивает продление безводного периода добычи нефти и увеличение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: по способу отбор нефти и воды ведут через разные добывающие горизонтальные скважины, в пласте водоплавающей нефтяной залежи определяют положение водонефтяного контакта и толщины водяной и нефтяной зон пласта. В зоне пласта, имеющей меньшую толщину, проводят первую горизонтальную скважину параллельно поверхности водонефтяного контакта, проводят вторую горизонтальную скважину в зоне большей толщины параллельно первой скважине с длиной, равной длине первой скважины, с осью скважины, расположенной на одной вертикали с осью первой скважины, с началом и концом горизонтального участка, расположенными на одних вертикалях с началом и концом горизонтального участка первой скважины. Определяют положение границы раздела областей питания двух горизонтальных скважин, причем в случае прохождения границы раздела областей питания скважин по водяной зоне разработку пласта ведут одновременным отбором жидкостей из первой и второй скважин с дебитами, определенными из условия сохранения положения границы раздела областей питания скважин. Положение границы раздела определяют из специального уравнения.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений, представляющих собой водоплавающую залежь.

Известен способ разработки нефтяного месторождения с пластовой водой, при котором посредством установления пакера между водяной и нефтяной зонами пласта производят независимый отбор воды и нефти на забое [1]. Недостатком способа является, во-первых, то, что на удалении от скважины переток жидкости через водонефтяной контакт не регулируется, что не исключает возможности перетока жидкости через водонефтяной контакт на удалении от забоя, и, во-вторых, - ограничение добычи нефти из-за работы клапана и предотвращения образования водяного конуса. Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки водоплавающей нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти из нефтяной зоны и воды из водяной зоны через добывающие скважины [2]. Способ предусматривает независимый отбор воды и нефти на скважине посредством установки непроницаемого экрана, разделяющего нефтяную и водяную зоны пласта. Недостатком способа является возможность перетока через водонефтяной контакт за пределами непроницаемого экрана и обводнение нефти. В изобретении решается задача продления безводного периода добычи нефти и увеличения нефтеотдачи залежи. Решение задачи достигается тем, что в способе разработки водоплавающей нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти из нефтяной зоны и воды из водяной зоны через разные добывающие скважины, согласно изобретению отбор нефти и воды ведут через разные добывающие горизонтальные скважины, в пласте водоплавающей нефтяной залежи определяют положение водонефтяного контакта и толщины водяной и нефтяной зон пласта, в зоне пласта, имеющей меньшую толщину, проводят первую горизонтальную скважину параллельно поверхности водонефтяного контакта, проводят вторую горизонтальную скважину в зоне большей толщины параллельно первой скважине с длиной, равной длине первой скважины, с осью скважины, расположенной на одной вертикали с осью первой скважины, с началом и концом горизонтального участка, расположенными на одних вертикалях с началом и концом горизонтального участка первой скважины, определяют положение границы раздела областей питания двух горизонтальных скважин, при прохождении границы раздела областей питания скважин по водяной зоне, разработку пласта ведут одновременным отбором жидкостей из первой и второй скважин с дебитами, определенными из условия сохранения положения границы раздела областей питания скважин, причем положение границы раздела областей питания скважин определяют из уравнения где hгр - относительное расстояние границы раздела областей питания горизонтальных скважин от непроницаемой границы пласта, расположенной со стороны первой скважины, равное отношению где Hгр - положение границы раздела областей питания двух горизонтальных скважин, m; H - толщина пласта, м; S1 - относительное расстояние оси первой горизонтальной скважины от границы пласта, равное отношению где L1 - расстояние первой скважины от границы пласта, м; S2 - относительное расстояние второй скважины от границы пласта, равное отношению где L2 - расстояние второй скважины от границы пласта, м. Признаками изобретения являются: 1. Закачка рабочего агента через нагнетательные скважины. 2. Отбор нефти из нефтяной зоны и воды из водяной зоны через добывающие скважины. 3. Отбор нефти и воды ведут через разные добывающие горизонтальные скважины. 4. В пласте водоплавающей залежи определяют положение водонефтяного контакта и толщины водяной и нефтяной зон пласта. 5. В зоне пласта, имеющей меньшую толщину, проводят первую горизонтальную скважину параллельно поверхности водонефтяного контакта. 6. Проводят вторую горизонтальную скважину в зоне большей толщины параллельно первой скважине с длиной, равной длине первой скважины, с осью скважины, расположенной на одной вертикали с осью первой скважины, с началом и концом горизонтального участка, расположенными на одних вертикалях с началом и концом горизонтального участка первой скважины. 7. Определяют положение границы раздела областей питания двух горизонтальных скважин. 8. При прохождении границы раздела областей питания скважин по водяной зоне разработку пласта ведут отбором жидкостей из первой и второй скважин с дебитами, определенными из условия сохранения положения границы раздела областей питания скважин. 9. Положение границы раздела областей питания скважин определяют из уравнения где hгр - относительное расстояние границы раздела областей питания горизонтальных скважин от непроницаемой границы пласта, расположенной со стороны первой скважины, равное отношению где Hгр - положение границы раздела областей питания двух горизонтальных скважин, м; H - толщина пласта, м; S1 - относительное расстояние оси первой горизонтальной скважины от границы пласта, равное отношению где L1 - расстояние первой скважины от границы пласта, м; S2 - относительное расстояние второй скважины от границы пласта, равное отношению где L2 - расстояние второй скважины от границы пласта, м. Признаки 1 и 2 являются общими с прототипом, признаки 3 - 9 являются существенными отличительными признаками изобретения. Сущность изобретения Проблемой нефтяной промышленности является получение безводной нефти. В изобретении решается задача продления безводного периода добычи нефти и, как следствие, увеличение нефтеотдачи залежи. Для разработки водоплавающей залежи нефти по предлагаемому способу выбирают сетку добывающих нефтяных и водяных горизонтальных скважин. По вертикальному разрезу пласта определяют положение водонефтяного контакта в пласте, например по результатам геофизических исследований. Исходя из этого определяют размеры толщин нефтяной и водяной зон пласта, сравнивая которые выделяют зоны с меньшей и большей толщинами. По предлагаемому способу из условий разработки водоплавающей залежи задают положение горизонтальных стволов двух скважин, одна из которых - нефтяная, а другая - водяная. Для удобства обсчета первый номер присваивают скважине, пробуренной в зоне меньшей толщины вне зависимости от того, является она нефтяной или водяной, а второй номер - скважине в зоне большей толщины. Обе скважины одной пары параллельны между собой и имеют одинаковую длину. Оси их горизонтальных участков расположены на одной вертикали, начала и концы участков также расположены на одних вертикалях. Гидродинамическим обоснованием предлагаемого способа является то, что при одинаковом отборе жидкостей двумя горизонтальными скважинами - нефти из нефтяной зоны пласта и воды из водяной зоны пласта - фильтрационные потоки внутри пласта формируются таким образом, что создаются области питания двух скважин с независимым отбором жидкостей и прямолинейной границей раздела, расположенной между двумя скважинами. При этом положение границы раздела областей питания скважин с течением времени не меняется и она как бы является неподвижным непроницаемым экраном, поскольку градиент поля давления на ней равен нулю и переток жидкости через нее не происходит. Вместе с тем посредством применения горизонтальных скважин обеспечивают добычу жидкости при меньшей депрессии на пласт в сравнении с вертикальными скважинами и тем самым большую продолжительность его работы на естественном режиме. Положение границы раздела областей питания скважин определяют из уравнения где hгр - относительное расстояние границы раздела областей питания горизонтальных скважин от непроницаемой границы пласта, расположенной со стороны первой скважины, равное отношению где Hгр - положение границы раздела областей питания двух горизонтальных скважин, м; H - толщина пласта, м; S1 - относительное расстояние оси первой горизонтальной скважины, равное отношению где L1 - расстояние первой скважины от границы пласта, м; S2 - относительное расстояние второй скважины, равное отношению где L2 - расстояние второй скважины от границы пласта, м. Непосредственное определение hгр из уравнения (1) связано с полиномом 7-го порядка. Поскольку общее решение такого уравнения не существует, то необходимо применять косвенные методы. Один из таких методов связан с решением обратной задачи, в которой за неизвестную величину вместо hгр принимают S2, а величиной hгр задаются случайным образом. Для определения S2 исходное уравнение (1) преобразуют следующим образом. Вводят обозначения коэффициентов a, b, c в уравнении (1) при искомом параметре S2: Тогда вместо уравнения (1) получают в компактном виде биквадратное уравнение относительно S2 aS24 + bS22 + c = 0, (8) решение которого имеет вид Определение величины S2 при заданных параметрах S1 и hгр не составляет затруднений, однако получаемый результат при случайном выборе hгр имеет расхождение с фактическим значением S2. Для получения решения hгр подбирают методом итерации до совпадения определяемой величины S2 с заданным его значением. Проверяют искомое значение hгр подстановкой в уравнение (1) обращением его в тождество. Найденное таким образом значение hгр и является решением уравнения (1). Когда граница раздела проходит по воде, область питания нефтяной скважины захватывает часть водяной зоны, тогда как область питания водяной скважины полностью состоит из оставшейся части воды. Разработку пласта ведут таким образом, что обе горизонтальные скважины, как нефтяная, так и водяная, работают на отбор жидкости с одинаковым дебитом. При этом условии разработки граница раздела областей питания не сдвигается и сами области питания остаются неизменными в течение всего периода разработки. Разработку ведут до полного истощения залежи. Нефтяная скважина вначале дает чистую нефть до тех пор, пока часть воды, находившаяся вблизи границы раздела областей питания со стороны нефтяной скважины не достигнет ее забоя. Поскольку граница раздела неподвижна, то вода, примыкающая к ней, малоподвижна, в связи с чем попадание ее на забой нефтяной скважины имеет большую растяжку во времени, в течение которого скважина дает чистую нефть. Одновременно с добычей нефти отбором воды водяной скважиной препятствуют притоку воды в нефтяную скважину и снижают ее обводненность. Тем самым обеспечивают длительный безводный период работы нефтяной скважины, а после него - малое содержание воды в продукции скважины. Величина этой обводненности порядка отношения толщины той части водяной зоны, которая попадает в область питания нефтяной скважины к толщине нефтяной зоны. При этом отношении, равном 10%, уровень обводненности будет того же порядка, что обеспечивает высокую нефтеотдачу пласта. Добываемую воду используют для закачки в пласт через нагнетательные скважины. Весьма эффективно при этом использование замкнутой системы, состоящей из горизонтальной водяной и нагнетательной скважин, из-за высоких пластовых давления и температуры добываемой пластовой воды, а также благоприятного для вытеснения нефти ее химического состава. Возможность продления безводного периода работы скважины, обеспечиваемого предлагаемым способом, практически до полного истощения пласта способствует увеличению извлекаемых запасов на 20-30%, благодаря чему повышается нефтеотдача пласта. Пример осуществления способа Способ применяют для разработки водоплавающей нефтяной залежи, для которой задают пятиточечную сетку скважин и, кроме того, пару горизонтальных скважин, одна из которых нефтяная, другая - водяная. Пласт общей толщиной H = 6,4 м, в верхней части насыщенный нефтью и в нижней - водой, разделен на зоны поверхностью водонефтяного контакта, положение которой определяют геофизическими методами. Расстояние водонефтяного контакта от кровли пласта составило HВНК = 2,88 м, откуда следует, что водяная зона пласта имеет большую толщину, равную H - HВНК= 6,4 - 2,88 = 3,52 м, в сравнении с нефтяной. Поэтому нефтяной скважине присваивают первый номер, а водяной - второй номер. Скважины пробуривают из условий разработки на расстоянии от подошвы пласта L1 = 1,6 м в водяной зоне и на расстоянии от кровли пласта L2 = 1,6 м в нефтяной зоне. Горизонтальные участки скважин имеют одинаковую длину 870 м, параллельны между собой и поверхности водонефтяного контакта, и их начала и концы расположены на одних вертикальных линиях. Определяют относительные расстояния скважин от кровли и подошвы пласта по формулам (3) и (4). Для водяной скважины S1 = L1/H = 1,6/6,4 = 0,25, и для нефтяной скважины S2 = L2/H = 1,6/6,4 = 0,25, и относительное положение водонефтяного контакта hВНК = HВНК/H = 2,88/6,4 = 0,45. Неизвестной величиной является граница раздела областей питания скважин hгр и она подлежит определению. Непосредственное определение hгр из уравнения (1) связано с полиномом 7-го порядка, общее решение которого не существует. Вместо этого определение hгр связывают с решением обратной задачи, в которой неизвестной величиной является S2, а hгр подбирают известным методом итерации до совпадения определяемой величины S2 с заданным его значением, равным 0,25. В данном случае процесс итерации опускают как хорошо известный. Методом итерации определено значение hгр, равное 0,5. Проверяют искомое значение hгр подстановкой в формулы (5) - (9). Тогда получают по формулам (5) - (7): a = (1-0,5)0,252 + (1-0,5)(2,05-1/4)=0,40625, b = -0,5 0,254 + [0,5(9/2-40,5)-2(1-0,5)(1+0.52)]0,252- 0,5(17/16-0,5)-(2(1-0,5)(1+0,52)(2,0,5-1/4)= -1,220703, c = -0,5(1-0,52)0,254 + (1-0,52) [0,5(9/2-40,5)+(1-0,5)(1-0,52)]0,252- (1-0,52)[0,5(17/16-0,5)(20,5-1/4)=0,0747. После этого по формуле (9) определяют величину S2 что соответствует заданному значению S2. Тем самым подтверждают правильность определения границы раздела областей питания нефтяной и водяной скважин hгр = 0,5. В данном примере при hгр = 0,5 и HВНК = 0,45 граница раздела областей питания скважин прошла по водяной зоне пласта. Разработку залежи ведут при одинаковых отборах жидкости каждой скважиной. При этом плоскость, параллельная водонефтяному контакту hгр = 0,5, играет роль твердой стенки, рассекающей пласт на две независимые области питания скважин. Разрабатывают пласт при одинаковых дебитах нефтяной и водяной скважин, равных вначале 36 м3/сут, а затем одинаково меняющихся и равных дебитах, до определенного истощения нефтяной зоны. В результате получили продление безводного периода добычи нефти в 2,5 раза и нефтеотдачи на 20%. Применение предложенного способа позволит продлить безводный период эксплуатации нефтяных скважин в 5-10 раз и увеличить нефтеотдачу залежи на 20-30%. Информационные источники, принятые во внимание при составлении заявки 1. Авторское свидетельство СССР N 1687771 Кл E 21 B 43/00, 30.01.91 г. 2. Авторское свидетельство СССР N 1627673 Кл E 21 B 43/00, 15.02.91 г. - Прототип.

Формула изобретения

Способ разработки водоплавающей нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти из нефтяной зоны и воды из водяной зоны через добывающие скважины, отличающийся тем, что отбор нефти и воды ведут через разные добывающие горизонтальные скважины, в пласте водоплавающей нефтяной залежи определяют положение водонефтяного контакта и толщины водяной и нефтяной зон пласта, в зоне пласта, имеющей меньшую толщину, проводят первую горизонтальную скважину параллельно поверхности водонефтяного контакта, проводят вторую горизонтальную скважину в зоне большей толщины параллельно первой скважине с длиной, равной длине первой скважины, с осью скважины, расположенной на одной вертикали с осью первой скважины, с началом и концом горизонтального участка, расположенными на одних вертикалях с началом и концом горизонтального участка первой скважины, определяют положение границы раздела областей питания двух горизонтальных скважин, при прохождении границы раздела областей питания скважин по водяной зоне, разработку пласта ведут одновременным отбором жидкостей из первой и второй скважин с дебитами, определенными из условия сохранения положения границы раздела областей питания скважин, причем положение границы раздела областей питания скважин определяют из уравнения где hгр - относительное расстояние границы раздела областей питания горизонтальных скважин от непроницаемой границы пласта, расположенной со стороны первой скважины, равное отношению где Hгр - положение границы раздела областей питания двух горизонтальных скважин, м; H - толщина пласта, м; S1 - относительное расстояние оси первой горизонтальной скважины от границы пласта, равно отношению где L1 - расстояние первой скважины от границы пласта, м; S2 - относительное расстояние второй скважины от границы пласта, равное отношению где L2 - расстояние второй скважины от границы пласта, м.

www.findpatent.ru

Способ разработки водонефтяной залежи

 

Использование: в нефтедобывающей промышленности, в частности в способах разработки монолитной обводненной нефтяной или водонефтяной залежи. Обеспечивает повышение эффективности разработки обводненных нефтяных и водонефтяных залежей за счет перераспределения фильтрационных потоков и уменьшения вероятности образования конуса обводнения. Сущность изобретения: по способу закачивают изолирующий состав в водонасыщенную часть пласта. В качестве изолирующего состава применяют состав с большой проникающей способностью. В монолитных изотропных пластах без естественных разделов создают экран. Его образуют высоковязкой малопроницаемой композицией при контакте изолирующего состава с пластовой водой. Экран создают в виде цилиндра с максимальным радиусом, исходя из приемистости конкретной скважины. Толщину его принимают равной мощности наиболее однородной и находящейся непосредственно под нефтенасыщенной водонасыщенной частью пласта. Экран закрепляют цементным раствором для сохранения горизонтальной фильтрации нефти, и избежания фильтраций и вертикальных перетоков, и исключения активной гидродинамической связи нефтенасыщенной и водонасыщенной частей пласта, и образования конуса обводнения при создании депрессии в перфорированной части. 1 табл., 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки монолитной обводненной нефтяной или водонефтяной залежи.

Известен способ разработки обводненных нефтяных пластов, включающий последовательную закачку в пласт оторочек блокирующего и нефтевытесняющего агентов (1). Известен способ разработки нефтегазовой залежи, включающий разбуривание добывающими и нагнетательными скважинами, вскрытие интервалами перфорации нефтяной и газовой частей залежи в добывающих и нагнетательных скважинах, закачку воды в область газонефтяного контакта, создание барьера между нефтяной и газовой частями залежи (2). Известен способ разработки водонефтяной залежи, заключающийся в закачке изолирующего состава под линзовидный естественный пропласток и создании искусственного экрана радиусом, равным удвоенной толщине отсекаемого слоя водоносной части пласта, и толщиной, обеспечивающей выдержку давления в 30-80 атм (3). Данные способы не пригодны для разработки монолитных залежей, для создания значительных депрессий на пласт, а создаваемые экраны обладают низкой прочностью. Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности является способ разработки обводненной неоднородной залежи, включающий закачку тампонажного раствора и создание в пласте непроницаемого экрана с использованием естественных разделов. Однако в монолитных изотропных пластах данный способ неэффективен. Целью изобретения является повышение эффективности разработки обводненных нефтяных и водонефтяных залежей за счет перераспределения фильтрационных потоков и уменьшения вероятности образования конуса обводнения. Сущность предлагаемого способа заключается в увеличении добычи нефти и снижения попутно добываемой воды в монолитных изотропных пластах без естественных разделов путем подачи в водонасыщенную часть пласта изолирующего состава, обладающего большой проникающей способностью и свойствами образовывать при контакте с пластовой водой высоковязкие малопроницаемые композиции. В пласте создается экран в виде "цилиндра", который, исключая условия для фильтрации и вертикальных перетоков из водонасыщенной части пласта, создает условия для горизонтальной фильтрации в перфорированной нефтенасыщенной части. Радиус (Rц) создаваемого экрана должен быть максимальным, исходя из приемистости водонасыщенной части пласта, конкретной скважины и технических возможностей. Толщина (высота) (Hц) экрана должна быть достаточной, чтобы исключить условия для образования конуса обводнения фильтрацией и вертикальных перетоков при создании депрессии, и равна мощности наиболее однородной и находящейся непосредственно под нефтенасыщенной-водонасыщенной частью пласта. Перед закачкой изолирующего состава по данным приемистости конкретной скважины рассчитывается объем изолирующего состава, радиус экрана, а по данным геофизических исследований - его толщина. Важным моментом является то, что непосредственно после закачки изолирующего состава с целью "замуровывания" формируемого экрана закачивается порция цементного раствора. На чертеже представлена схема осуществления способа разработки водонефтяной залежи. В таблице представлены результаты осуществления способа разработки водонефтяной залежи. Водонефтяная залежь в монолитном пласте представлена нефтенасыщенной частью пласта 1 и водонасыщенной 2 с участком ствола скважины, где после закачки изолирующего состава в перфорируемом интервале 3 создан экран в виде цилиндра радиусом Rц и высотой Hц и закрепленный цементным раствором 5 с последующей перфорацией интервала 6. Способ разработки водонефтяной залежи реализуется следующим образом. В скважине проводятся геофизические исследования с целью определения нефтенасыщенной части пласта и интервала для создания экрана в виде цилиндра в водонасыщенной части, который перфорируется. По результатам определения приемистости рассчитывается необходимый объем изолирующего состава, а радиус экрана определяется по формуле: где Y - объем изолирующего состава; Hц - высота экрана; m - открытая пористость коллектора в водонасыщенной части пласта; П - константа = 3,14. При заранее заданном радиусе будущего экрана необходимый объем изолирующего состава определяется соответственно по формуле: Y = П Rц Hц m Производится последовательно закачка изолирующего, а затем цементного раствора, цементный стакан разбуривается и перфорируется нефтенасыщенная часть пласта для последующего отбора нефти. Реализация технологии. По геолого-промысловым данным и анализу разработки месторождений выбрана скважина N 1470 Первомайского месторождения АО "Татнефть", вступившая в эксплуатацию в 1991 году. Изоляционные работы по предлагаемому способу проведены на ней в IV квартале 1997 г. Результаты приведены в таблице. Технология проведения изоляционных работ: Интервал залегания пласта составляет 1676,6 - 1684, Ом. По данным геофизических исследований определили мощности нефтенасыщенной и водонасыщенной частей пласта. Произвели перфорацию наиболее однородной водонасыщенной части пласта в интервале 1678,0 - 1682,0 м. После спуска пакера определили приемистость, которая составила 240 м3/с при давлении 90 атм. После чего в пласт было закачено 30 м3 изолирующего состава и 0,8 м3 цементного раствора, что по расчетам позволяет получить экран в виде цилиндра радиусом Rц = 3,1 м и высотой Hц = 4 м. После коагуляции и схватывания цемента цементный стакан разбуривается и проводится перфорация в интервале 1675,6 - 1676,6 м. Экономическая эффективность от реализации технологии складывается из: - снижения объема закачки на месторождении за счет ограничения непроизводительной закачки; - снижения добычи жидкости из скважин; - снижения объема транспорта и сепарации жидкости; - снижения подготовки жидкости на узлах подготовки нефти и воды; - повышения добычи нефти. Источники информации 1. Патент РФ N 1836871, E 21 B 43/22 "Способ разработки обводненных пластов". 2. Патент РФ N 2018640, E 21 B 43/20 "Способ разработки нефтегазовой залежи". 3. Патент РФ N 2015312, E 21 B 43/22 "Способ разработки водонефтяной залежи". 4. Журнал "Нефтяное хозяйство" 1969 г, N 5 стр. 29-32, прототип.

Формула изобретения

Способ разработки водонефтяной залежи, включающий закачку изолирующего состава в водонасыщенную часть пласта, отличающийся тем, что в качестве изолирующего состава применяют изолирующий состав с большой проникающей способностью, в монолитных изотропных пластах без естественных разделов создают экран путем образования высоковязкой малопроницаемой композиции при контакте изолирующего состава с большой проникающей способностью с пластовой водой, при этом экран создают в виде цилиндра с максимальным радиусом, исходя из приемистости конкретной скважины, и толщиной, равной мощности наиболее однородной и находящейся непосредственно под нефтенасыщенной водонасыщенной частью пласта, который закрепляют цементным раствором для сохранения условий горизонтальной фильтрации нефти и избежания фильтраций и вертикальных перетоков в приствольной зоне пласта, исключения активной гидродинамической связи нефтенасыщенной и водонасыщенной частей пласта и образования конуса обводнения при создании депрессии в перфорированной нефтенасыщенной части.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2

www.findpatent.ru

Способ разработки водоплавающей нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений, представляющих собой водоплавающую залежь. Обеспечивает продление безводного периода добычи нефти и увеличение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: по способу отбор нефти и воды ведут через разные добывающие горизонтальные скважины, в пласте водоплавающей нефтяной залежи определяют положение водонефтяного контакта и толщины водяной и нефтяной зон пласта. В зоне пласта, имеющей меньшую толщину, проводят первую горизонтальную скважину параллельно поверхности водонефтяного контакта, проводят вторую горизонтальную скважину в зоне большей толщины параллельно первой скважине с длиной, равной длине первой скважины, с осью скважины, расположенной на одной вертикали с осью первой скважины, с началом и концом горизонтального участка, расположенными на одних вертикалях с началом и концом горизонтального участка первой скважины. Определяют положение границы раздела областей питания двух горизонтальных скважин, причем в случае прохождения границы раздела областей питания скважин по водяной зоне разработку пласта ведут одновременным отбором жидкостей из первой и второй скважин с дебитами, определенными из условия сохранения положения границы раздела областей питания скважин. Положение границы раздела определяют из специального уравнения.

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ПАТЕНТУ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений, представляющих собой водоплавающую залежь. Известен способ разработки нефтяного месторождения с пластовой водой, при котором посредством установления пакера между водяной и нефтяной зонами пласта производят независимый отбор воды и нефти на забое [1]. Недостатком способа является, во-первых, то, что на удалении от скважины переток жидкости через водонефтяной контакт не регулируется, что не исключает возможности перетока жидкости через водонефтяной контакт на удалении от забоя, и, во-вторых, - ограничение добычи нефти из-за работы клапана и предотвращения образования водяного конуса. Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки водоплавающей нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти из нефтяной зоны и воды из водяной зоны через добывающие скважины [2]. Способ предусматривает независимый отбор воды и нефти на скважине посредством установки непроницаемого экрана, разделяющего нефтяную и водяную зоны пласта. Недостатком способа является возможность перетока через водонефтяной контакт за пределами непроницаемого экрана и обводнение нефти. В изобретении решается задача продления безводного периода добычи нефти и увеличения нефтеотдачи залежи. Решение задачи достигается тем, что в способе разработки водоплавающей нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти из нефтяной зоны и воды из водяной зоны через разные добывающие скважины, согласно изобретению отбор нефти и воды ведут через разные добывающие горизонтальные скважины, в пласте водоплавающей нефтяной залежи определяют положение водонефтяного контакта и толщины водяной и нефтяной зон пласта, в зоне пласта, имеющей меньшую толщину, проводят первую горизонтальную скважину параллельно поверхности водонефтяного контакта, проводят вторую горизонтальную скважину в зоне большей толщины параллельно первой скважине с длиной, равной длине первой скважины, с осью скважины, расположенной на одной вертикали с осью первой скважины, с началом и концом горизонтального участка, расположенными на одних вертикалях с началом и концом горизонтального участка первой скважины, определяют положение границы раздела областей питания двух горизонтальных скважин, при прохождении границы раздела областей питания скважин по водяной зоне, разработку пласта ведут одновременным отбором жидкостей из первой и второй скважин с дебитами, определенными из условия сохранения положения границы раздела областей питания скважин, причем положение границы раздела областей питания скважин определяют из уравнения

где hгр - относительное расстояние границы раздела областей питания горизонтальных скважин от непроницаемой границы пласта, расположенной со стороны первой скважины, равное отношению

где Hгр - положение границы раздела областей питания двух горизонтальных скважин, m; H - толщина пласта, м;S1 - относительное расстояние оси первой горизонтальной скважины от границы пласта, равное отношению

где L1 - расстояние первой скважины от границы пласта, м;S2 - относительное расстояние второй скважины от границы пласта, равное отношению

где L2 - расстояние второй скважины от границы пласта, м.

Признаками изобретения являются: 1. Закачка рабочего агента через нагнетательные скважины. 2. Отбор нефти из нефтяной зоны и воды из водяной зоны через добывающие скважины. 3. Отбор нефти и воды ведут через разные добывающие горизонтальные скважины. 4. В пласте водоплавающей залежи определяют положение водонефтяного контакта и толщины водяной и нефтяной зон пласта. 5. В зоне пласта, имеющей меньшую толщину, проводят первую горизонтальную скважину параллельно поверхности водонефтяного контакта. 6. Проводят вторую горизонтальную скважину в зоне большей толщины параллельно первой скважине с длиной, равной длине первой скважины, с осью скважины, расположенной на одной вертикали с осью первой скважины, с началом и концом горизонтального участка, расположенными на одних вертикалях с началом и концом горизонтального участка первой скважины. 7. Определяют положение границы раздела областей питания двух горизонтальных скважин. 8. При прохождении границы раздела областей питания скважин по водяной зоне разработку пласта ведут отбором жидкостей из первой и второй скважин с дебитами, определенными из условия сохранения положения границы раздела областей питания скважин. 9. Положение границы раздела областей питания скважин определяют из уравнения

где hгр - относительное расстояние границы раздела областей питания горизонтальных скважин от непроницаемой границы пласта, расположенной со стороны первой скважины, равное отношению

где Hгр - положение границы раздела областей питания двух горизонтальных скважин, м; H - толщина пласта, м;S1 - относительное расстояние оси первой горизонтальной скважины от границы пласта, равное отношению

где L1 - расстояние первой скважины от границы пласта, м;S2 - относительное расстояние второй скважины от границы пласта, равное отношению

где L2 - расстояние второй скважины от границы пласта, м.

Признаки 1 и 2 являются общими с прототипом, признаки 3 - 9 являются существенными отличительными признаками изобретения. Сущность изобретения Проблемой нефтяной промышленности является получение безводной нефти. В изобретении решается задача продления безводного периода добычи нефти и, как следствие, увеличение нефтеотдачи залежи. Для разработки водоплавающей залежи нефти по предлагаемому способу выбирают сетку добывающих нефтяных и водяных горизонтальных скважин. По вертикальному разрезу пласта определяют положение водонефтяного контакта в пласте, например по результатам геофизических исследований. Исходя из этого определяют размеры толщин нефтяной и водяной зон пласта, сравнивая которые выделяют зоны с меньшей и большей толщинами. По предлагаемому способу из условий разработки водоплавающей залежи задают положение горизонтальных стволов двух скважин, одна из которых - нефтяная, а другая - водяная. Для удобства обсчета первый номер присваивают скважине, пробуренной в зоне меньшей толщины вне зависимости от того, является она нефтяной или водяной, а второй номер - скважине в зоне большей толщины. Обе скважины одной пары параллельны между собой и имеют одинаковую длину. Оси их горизонтальных участков расположены на одной вертикали, начала и концы участков также расположены на одних вертикалях. Гидродинамическим обоснованием предлагаемого способа является то, что при одинаковом отборе жидкостей двумя горизонтальными скважинами - нефти из нефтяной зоны пласта и воды из водяной зоны пласта - фильтрационные потоки внутри пласта формируются таким образом, что создаются области питания двух скважин с независимым отбором жидкостей и прямолинейной границей раздела, расположенной между двумя скважинами. При этом положение границы раздела областей питания скважин с течением времени не меняется и она как бы является неподвижным непроницаемым экраном, поскольку градиент поля давления на ней равен нулю и переток жидкости через нее не происходит. Вместе с тем посредством применения горизонтальных скважин обеспечивают добычу жидкости при меньшей депрессии на пласт в сравнении с вертикальными скважинами и тем самым большую продолжительность его работы на естественном режиме. Положение границы раздела областей питания скважин определяют из уравнения

где hгр - относительное расстояние границы раздела областей питания горизонтальных скважин от непроницаемой границы пласта, расположенной со стороны первой скважины, равное отношению

где Hгр - положение границы раздела областей питания двух горизонтальных скважин, м; H - толщина пласта, м;S1 - относительное расстояние оси первой горизонтальной скважины, равное отношению

где L1 - расстояние первой скважины от границы пласта, м;S2 - относительное расстояние второй скважины, равное отношению

где L2 - расстояние второй скважины от границы пласта, м.

Непосредственное определение hгр из уравнения (1) связано с полиномом 7-го порядка. Поскольку общее решение такого уравнения не существует, то необходимо применять косвенные методы. Один из таких методов связан с решением обратной задачи, в которой за неизвестную величину вместо hгр принимают S2, а величиной hгр задаются случайным образом. Для определения S2 исходное уравнение (1) преобразуют следующим образом. Вводят обозначения коэффициентов a, b, c в уравнении (1) при искомом параметре S2:

Тогда вместо уравнения (1) получают в компактном виде биквадратное уравнение относительно S2aS24 + bS22 + c = 0, (8)решение которого имеет вид

Определение величины S2 при заданных параметрах S1 и hгр не составляет затруднений, однако получаемый результат при случайном выборе hгр имеет расхождение с фактическим значением S2. Для получения решения hгр подбирают методом итерации до совпадения определяемой величины S2 с заданным его значением. Проверяют искомое значение hгр подстановкой в уравнение (1) обращением его в тождество. Найденное таким образом значение hгр и является решением уравнения (1).

Когда граница раздела проходит по воде, область питания нефтяной скважины захватывает часть водяной зоны, тогда как область питания водяной скважины полностью состоит из оставшейся части воды. Разработку пласта ведут таким образом, что обе горизонтальные скважины, как нефтяная, так и водяная, работают на отбор жидкости с одинаковым дебитом. При этом условии разработки граница раздела областей питания не сдвигается и сами области питания остаются неизменными в течение всего периода разработки. Разработку ведут до полного истощения залежи. Нефтяная скважина вначале дает чистую нефть до тех пор, пока часть воды, находившаяся вблизи границы раздела областей питания со стороны нефтяной скважины не достигнет ее забоя. Поскольку граница раздела неподвижна, то вода, примыкающая к ней, малоподвижна, в связи с чем попадание ее на забой нефтяной скважины имеет большую растяжку во времени, в течение которого скважина дает чистую нефть. Одновременно с добычей нефти отбором воды водяной скважиной препятствуют притоку воды в нефтяную скважину и снижают ее обводненность. Тем самым обеспечивают длительный безводный период работы нефтяной скважины, а после него - малое содержание воды в продукции скважины. Величина этой обводненности порядка отношения толщины той части водяной зоны, которая попадает в область питания нефтяной скважины к толщине нефтяной зоны. При этом отношении, равном 10%, уровень обводненности будет того же порядка, что обеспечивает высокую нефтеотдачу пласта. Добываемую воду используют для закачки в пласт через нагнетательные скважины. Весьма эффективно при этом использование замкнутой системы, состоящей из горизонтальной водяной и нагнетательной скважин, из-за высоких пластовых давления и температуры добываемой пластовой воды, а также благоприятного для вытеснения нефти ее химического состава. Возможность продления безводного периода работы скважины, обеспечиваемого предлагаемым способом, практически до полного истощения пласта способствует увеличению извлекаемых запасов на 20-30%, благодаря чему повышается нефтеотдача пласта. Пример осуществления способа Способ применяют для разработки водоплавающей нефтяной залежи, для которой задают пятиточечную сетку скважин и, кроме того, пару горизонтальных скважин, одна из которых нефтяная, другая - водяная. Пласт общей толщиной H = 6,4 м, в верхней части насыщенный нефтью и в нижней - водой, разделен на зоны поверхностью водонефтяного контакта, положение которой определяют геофизическими методами. Расстояние водонефтяного контакта от кровли пласта составило HВНК = 2,88 м, откуда следует, что водяная зона пласта имеет большую толщину, равную H - HВНК= 6,4 - 2,88 = 3,52 м, в сравнении с нефтяной. Поэтому нефтяной скважине присваивают первый номер, а водяной - второй номер. Скважины пробуривают из условий разработки на расстоянии от подошвы пласта L1 = 1,6 м в водяной зоне и на расстоянии от кровли пласта L2 = 1,6 м в нефтяной зоне. Горизонтальные участки скважин имеют одинаковую длину 870 м, параллельны между собой и поверхности водонефтяного контакта, и их начала и концы расположены на одних вертикальных линиях. Определяют относительные расстояния скважин от кровли и подошвы пласта по формулам (3) и (4). Для водяной скважины S1 = L1/H = 1,6/6,4 = 0,25, и для нефтяной скважины S2 = L2/H = 1,6/6,4 = 0,25, и относительное положение водонефтяного контакта hВНК = HВНК/H = 2,88/6,4 = 0,45. Неизвестной величиной является граница раздела областей питания скважин hгр и она подлежит определению. Непосредственное определение hгр из уравнения (1) связано с полиномом 7-го порядка, общее решение которого не существует. Вместо этого определение hгр связывают с решением обратной задачи, в которой неизвестной величиной является S2, а hгр подбирают известным методом итерации до совпадения определяемой величины S2 с заданным его значением, равным 0,25. В данном случае процесс итерации опускают как хорошо известный. Методом итерации определено значение hгр, равное 0,5. Проверяют искомое значение hгр подстановкой в формулы (5) - (9). Тогда получают по формулам (5) - (7): a = (1-0,5)0,252 + (1-0,5)(2,05-1/4)=0,40625, b = -0,5 · 0,254 + [0,5(9/2-4·0,5)-2(1-0,5)(1+0.52)]0,252- 0,5(17/16-0,5)-(2(1-0,5)(1+0,52)(2,0,5-1/4)= -1,220703, c = -0,5(1-0,52)0,254 + (1-0,52) [0,5(9/2-4·0,5)+(1-0,5)(1-0,52)]0,252- (1-0,52)[0,5(17/16-0,5)(2·0,5-1/4)=0,0747. После этого по формуле (9) определяют величину S2

что соответствует заданному значению S2. Тем самым подтверждают правильность определения границы раздела областей питания нефтяной и водяной скважин hгр = 0,5.

В данном примере при hгр = 0,5 и HВНК = 0,45 граница раздела областей питания скважин прошла по водяной зоне пласта. Разработку залежи ведут при одинаковых отборах жидкости каждой скважиной. При этом плоскость, параллельная водонефтяному контакту hгр = 0,5, играет роль твердой стенки, рассекающей пласт на две независимые области питания скважин. Разрабатывают пласт при одинаковых дебитах нефтяной и водяной скважин, равных вначале 36 м3/сут, а затем одинаково меняющихся и равных дебитах, до определенного истощения нефтяной зоны. В результате получили продление безводного периода добычи нефти в 2,5 раза и нефтеотдачи на 20%. Применение предложенного способа позволит продлить безводный период эксплуатации нефтяных скважин в 5-10 раз и увеличить нефтеотдачу залежи на 20-30%. Информационные источники, принятые во внимание при составлении заявки 1. Авторское свидетельство СССР N 1687771 Кл E 21 B 43/00, 30.01.91 г. 2. Авторское свидетельство СССР N 1627673 Кл E 21 B 43/00, 15.02.91 г. - Прототип.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Способ разработки водоплавающей нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти из нефтяной зоны и воды из водяной зоны через добывающие скважины, отличающийся тем, что отбор нефти и воды ведут через разные добывающие горизонтальные скважины, в пласте водоплавающей нефтяной залежи определяют положение водонефтяного контакта и толщины водяной и нефтяной зон пласта, в зоне пласта, имеющей меньшую толщину, проводят первую горизонтальную скважину параллельно поверхности водонефтяного контакта, проводят вторую горизонтальную скважину в зоне большей толщины параллельно первой скважине с длиной, равной длине первой скважины, с осью скважины, расположенной на одной вертикали с осью первой скважины, с началом и концом горизонтального участка, расположенными на одних вертикалях с началом и концом горизонтального участка первой скважины, определяют положение границы раздела областей питания двух горизонтальных скважин, при прохождении границы раздела областей питания скважин по водяной зоне, разработку пласта ведут одновременным отбором жидкостей из первой и второй скважин с дебитами, определенными из условия сохранения положения границы раздела областей питания скважин, причем положение границы раздела областей питания скважин определяют из уравнения

где hгр - относительное расстояние границы раздела областей питания горизонтальных скважин от непроницаемой границы пласта, расположенной со стороны первой скважины, равное отношению

где Hгр - положение границы раздела областей питания двух горизонтальных скважин, м;H - толщина пласта, м;S1 - относительное расстояние оси первой горизонтальной скважины от границы пласта, равно отношению

где L1 - расстояние первой скважины от границы пласта, м;S2 - относительное расстояние второй скважины от границы пласта, равное отношению

где L2 - расстояние второй скважины от границы пласта, м.

bankpatentov.ru