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

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ВОДОПЛАВАЮЩЕЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: 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.
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: 2136858
Класс(ы) патента: E21B43/16, E21B43/00
Номер заявки: 98113194/03
Дата подачи заявки: 16.07.1998
Дата публикации: 10.09.1999
Заявитель(и): Открытое акционерное общество Научно-технологическая компания Российский межотраслевой научно-технический комплекс "Нефтеотдача"
Автор(ы): Зайцев С.И.; Крючков Б.Н.
Патентообладатель(и): Открытое акционерное общество Научно-технологическая компания Российский межотраслевой научно-технический комплекс "Нефтеотдача"
Описание изобретения: 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 = 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.