Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: Использование: для нефтяных пластов с повышенной и высокой неоднородностью пластов по коллекторским параметрам. Сущность изобретения: рабочий агент нагнетают через нагнетательные скважины и добывают флюид через добывающие скважины. Определяют степень изменчивости проницаемости по различным направлениям и располагают нагнетательные и добывающие скважины рядами в направлении наименьшей степени изменчивости проницаемости. 2 ил.
Поиск по сайту

1. С помощью поисковых систем

   С помощью Google:    

2. Экспресс-поиск по номеру патента


введите номер патента (7 цифр)

3. По номеру патента и году публикации

2000000 ... 2099999   (1994-1997 гг.)

2100000 ... 2199999   (1997-2003 гг.)
Номер патента: 2012784
Класс(ы) патента: E21B43/20
Номер заявки: 5021884/03
Дата подачи заявки: 28.11.1991
Дата публикации: 15.05.1994
Заявитель(и): Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт
Автор(ы): Баишев Б.Т.; Блох С.С.; Иоффе О.П.; Котов В.А.; Луценко В.В.; Подлапкин В.И.
Патентообладатель(и): Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт
Описание изобретения: Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для разработки нефтяных пластов с повышенной и высокой неоднородностью пластов по коллекторским параметрам.
Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий нагнетание рабочего агента через нагнетательные скважины и добычу флюида через добывающие скважины [1] .
Недостатками способа являются недостаточно высокая нефтеотдача за счет того, что неоднородность фильтрационных параметров учитывается только по разрезу, и большой расход рабочего агента за счет неполного учета реальной площадной фильтрационной неоднородности.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и добычу флюида через добывающие скважины. При этом сменяют режимы работы нагнетательных и добывающих скважин [2] . Недостатки данного способа такие же, как у аналога.
Целью изобретения является увеличение нефтеотдачи и сокращение расхода рабочего агента.
Достигается это тем, что в способе разработки нефтяной залежи путем нагнетания рабочего агента через нагнетательные скважины и добычи флюида через добывающие скважины сначала определяют степень изменчивости проницаемости по различным направлениям, а затем добывающие и нагнетательные скважины размещают рядами в направлении наименьшей степени изменчивости проницаемости.
Степень изменчивости характеризуется величинами параметров неоднородности пласта по проницаемости.
На фиг. 1 представлены значения проницаемостей ячеек модельного участка, мД (мкм2 ˙ 10-3); на фиг. 2 - сопоставление расчетных вариантов модельного участка пласта ЮК10, Таллинской площади при различных размещениях нагнетательных скважин.
П р и м е р. Одним из объектов разработки сильно неоднородных нефтяных пластов является Таллинское месторождение, пласт ЮК10, коэффициент вариации проницаемости которого достигает 250-350% , что в 3-4 раза выше, чем по другим месторождениям страны с аналогичными геолого-физическими свойствами пластов.
Сильно неоднородное строение пласта обуславливает резкое отличие в величинах проницаемости отдельных зон и прослоев, что приводит к появлению сверхпроницаемых прослоев различной протяженностью - суперколлекторов. Доля их на Таллинском месторождении по отдельным участкам колеблется от 10 до 29% , что существенно ухудшает характеристику вытеснения нефти водой в пласте и негативно влияет на технологические результаты разработки месторождения, а также увеличивает расход рабочего агента и объемы попутно добываемой с нефтью воды.
Для осуществления способа сначала определяют одним из известных способов степень изменчивости проницаемости в различных направлениях разбуренного участка пласта. Например, это можно сделать с помощью геостатического метода построения вариограмм пространственной изменчивости признака. Особенность этого приема заключается в том, что пары скважин выбираются в определенном направлении, а не в целом по объему (площади). В нашем примере в качестве расчетной модели был выбран участок пласта (модельный участок) с физико-коллекторскими параметрами, близкими к параметрам пласта ЮК10 12 блока Таллинского месторождения, проницаемость отдельных ячеек которого по определенным направлениям подобрана таким образом, чтобы изменчивость (V) ее была по горизонтальным ячейкам около 200% , а по вертикальным ячейкам - 50% , т. е. соответствовала фактическим результатам по 12 блоку Таллинского месторождения.
Рассматривалась линейная система заводнения (7 добывающих и 7 нагнетательных скважин) с расстоянием от добывающих до нагнетательных скважин - 400 м.
Из фиг. 1 видно, что степень изменчивости проницаемости в горизонтальном направлении сильно варьирует, а именно:
V = 189% ; = 209 = 209% ; Хср. = 100 мД. где V - коэффициент вариации проницаемости;
Кmax, Kmin - соответственно максимальное и минимальное значение проницаемости;
Хср. - среднее значение проницаемости.
В вертикальном направлении степень изменчивости проницаемости относительно невелика:
V = 52% ; = 5 = 5; Хср. = 100 мД.
В дальнейшем расстановка нагнетательного ряда скважин производилась по 2 вариантам: 1 вариант - ряды нагнетательных и добывающих скважин размещались по направлению наибольшей степени изменчивости проницаемости (с запада на восток - по горизонтали); 2 - вариант - расположение рядов нагнетательных и добывающих скважин производилось в направлении наименьшей степени изменчивости проницаемости пласта (с севера на юг - по вертикали, т. е. ряды повернуты на 90о по отношению к 1 варианту).
На фиг. 2 в соответствии с выполненными гидродинамическими расчетами показано сопротивление основных технологических характеристик вытеснения нефти водой для этих вариантов. Из рассмотрения представленных на фиг. 2 графиков видно, что расстановка нагнетательных рядов по направлению наименьшей степени изменчивости проницаемости значительно улучшает технологические показатели разработки, а именно увеличение безводной нефтеотдачи в 3-4 раза. Кроме того, происходит увеличение конечной нефтеотдачи в 1,5 раза и уменьшение расхода рабочего агента из-за того, что меньшее количество нагнетательных скважин попадает в суперколлектора, которые приводят к кинжальному прорыву воды в добывающие скважины и неэффективному процессу закачки рабочего агента.
Формула изобретения: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ путем нагнетания рабочего агента через нагнетательные скважины и добычи флюида через добывающие скважины, отличающийся тем, что сначала определяют степень изменчивости проницаемости по различным направлениям, а добывающие и нагнетательные скважины размещают рядами в направлении наименьшей степени изменчивости проницаемости.