Спосіб розробки нафтового покладу

Спосіб розробки нафтового покладу, який містить закачування робочого агента через нагнітальні свердловини, відбір нафти через видобувні свердловини, зупинку принаймні однієї видобувної свердловини, ІЗОЛЯЦІЮ в ній раніше перфорованих інтервалів з глибини вище верхнього інтервалу перфорації, визначення рівня розташування водонафтового контакту, буріння нового похилого стовбура свердловини з переходом в продуктивному пласті на горизонтальний або похилий стовбур, який проводять біля покрівлі продуктивного пласта, утворення депресії на вибої пласта при відборі нафти через свердловину, який відрізняється тим, що перед бурінням похилого стовбура визначають величину поверхневого натягу пластової нафти, величину проникності колектора продуктивного пласта, за цими величинами визначають критичний градієнт тиску, використовуючи графічну залежність, побудовану на моделі пласта, а за величиною градієнта тиску визначають критичну депресію на вибої свердловини за формулою ДР кр =grad P-L, де grad P - критичний градієнт тиску в колекторі Винахід стосується нафтової галузі і може бути використаний для розробки нафтових покладів з підошовною водою переважно на ПІЗНІХ стадіях Відомий спосіб розробки водоплаваючого нафтового покладу, який містить закачування робочого агента через нагнітальні свердловини, відбір нафти із нафтової зони і води через видобувні свердловини, причому відбір нафти і води ведуть через різні видобувні горизонтальні свердловини В пласті водоплаваючого нафтового покладу ви продуктивного пласта, атм/м, L - нафтонасичена товщина пласта, м, кр за величиною із графіка залежності мінімальної довжини горизонтального стовбура на моделі пласта від критичної депресії на вибої свердловини для конкретної горизонтальної проникності колектора продуктивного пласта визначають розрахункову довжину горизонтального стовбура, визначають розрахунковий дебіт свердловини за формулою Q p = 27ikhp /ц н • ДР к р /ln(Rk /R c ) -fH, де Qp - розрахунковий дебіт свердловини, куб см/сек, k - горизонтальна проникність, дарсі, hp - розрахункова довжина горизонтального стовбура, см, ™ - в'язкість пластової нафти, сп, кр - критична депресія, атм, Rk - радіус контура живлення, см, Rc - радіус свердловини, см , fH - відносна фазова проникність для нафти, частка одиниці, визначають оптимальну довжину горизонтального стовбура за формулою де horn - оптимальна довжина горизонтального стовбура, см, Оопт - оптимальний дебіт свердловини, куб см /сек значають положення водонафтового контакту і товщини водяної і нафтової зони пласта В зоні пласта з меншою товщиною проводять горизонтальну свердловину паралельно поверхні водонафтового контакту, другу горизонтальну свердловину проводять в зоні більшої товщини пласта паралельно першій свердловині довжиною, рівною довжині першої свердловини (патент RU № 2153575 кл Е21В43/16) Співпадають з суттєвими ознаками пропоно ю ю ю 55159 ваного способу розробки нафтового покладу, закачування робочого агента через нагнітальні свердловини, відбір нафти через видобувні свердловини, причому відбір нафти і води ведуть через видобувні горизонтальні свердловини з визначенням положення водонафтового контакту При використанні відомого способу недостатньо забезпечується продовження безводного періоду роботи свердловини з більш високими рівнями видобутку нафти Відомий спосіб розробки нафтового покладу, вибраний нами як прототип (патент RU № 2151861 кл Е21В 43/20), включає закачування робочого агента через нагнітальні свердловини, відбір нафти через видобувні свердловини, зупинку, принаймні, однієї видобувної свердловини, ІЗОЛЯЦІЮ раніше перфорованих інтервалів з глибини вище верхнього інтервалу перфорації, визначення рівня розташування водонафтового контакту, буріння нового похилого стовбура свердловини з переходом в продуктивному пласті на горизонтальний стовбур, який проводять наближено до покрівлі продуктивного пласта Новий вибій розташовують на відстані не менше 100м, від раніше існуючого вибою свердловини, а депресію на пласт підтримують не більше 1МПа при відборі нафти через свердловину Співпадають з суттєвими ознаками пропонованого способу розробки нафтового покладу визначення рівня розташування водонафтового контакту, буріння нового похилого стовбура свердловини з переходом у продуктивному пласті на горизонтальний або похилий стовбур, який проводять наближено до покрівлі продуктивного пласта, утворення депресії на вибої пласта Задачею винаходу є поліпшення контакту вибою з нафтонасиченою частиною продуктивного горизонту Для цього у способі розробки нафтового покладу, який містить закачування робочого агента через нагнітальні свердловини, відбір нафти через видобувні свердловини, зупинку, принаймні, однієї видобувної, ІЗОЛЯЦІЮ в ній раніше перфорованих інтервалів з глибини вище верхнього інтервалу перфорації, визначення рівня розташування водонафтового контакту, буріння нового похилого стовбура свердловини з переходом в продуктивному пласті на горизонтальний або похилий стовбур, який проводять наближено до покрівлі продуктивного пласта, утворення депресії на вибої пласта при відборі нафти через свердловину, згідно винаходу перед бурінням похилого стовбура визначають величину поверхневого натягу пластової нафти, величину проникності колектора продуктивного пласта, за якою із графіка залежності критичного градієнта тиску на моделі пласта від вертикальної проникності пласта для визначеного поверхневого натягу визначають величину критичного градієнта тиску в колекторі продуктивного пласта, визначають величину критичної депресії на вибої свердловини за формулою ДРКр - grad P L, де ДР кр - величина критичної депресії на вибої свердловини, атм, grad P - критичний градієнт тиску в колекторі продуктивного пласта, атм/м, L - нафтонасичена товщина пласта, м, за величиною ДР кр із графіка на залежності мінімальної довжини горизонтального стовбура на моделі пласта від критичної депресії на вибої свердловини для конкретної горизонтальної проникності колектора продуктивного пласта визначають розрахункову довжину горизонтального стовбура, визначають розрахунковий дебіт свердловини за формулою Qp = 2тікгір/Мн UPKp/ln(Rk/Rc) fHl де Qp - розрахунковий дебіт свердловини, куб см/сек, k - горизонтальна проникність, дарсі, hp - розрахункова довжина горизонтального стовбуру, см, |j H - в'язкість пластової нафти, сп, ДР кр - критична депресія, атм, Rk - радіус контура живлення, см, Rc - радіус свердловини, см, FH - відносна фазова проникність для нафти частка одиниці, визначають оптимальну довжину горизонтального стовбура за формулою QP де Попт - оптимальна довжина горизонтального стовбура,см, Оопт - оптимальний дебіт свердловини, куб см/сек, На фіг 1 показана залежність критичного градієнта тиску від проникності пласта На фіг 2 показана залежність мінімальної довжини горизонтального стовбура свердловини від критичної депресії на вибої свердловини Спосіб реалізують таким чином Здійснюють підготовку свердловини, ІЗОЛЯЦІЮ перфорованих інтервалів, визначення рівня розташування водонафтового контакту і буріння похилого стовбура свердловини При бурінні горизонтального стовбура свердловини в разі суттєвого відхилення від покрівельної частини продуктивного горизонту слідкують, щоб критична депресія на вибої була достатньою для здійснення буріння технічно можливим Визначають поверхневий натяг пластової нафти Із вертикальної проникності і визначеного поверхневого натягу пластової нафти за графіком на фіг 1 знаходять критичний градієнт тиску На осі абсцис фіг 1 відкладена вертикальна проникність пласта, на осі ординат, ВІДПОВІДНО, критичний градієнт тиску Криві стосуються пластових нафт з різним поверхневим натягом Із відстані водонафтового контакту до вибою горизонтальної свердловини і величини градієнта тиску знаходять значення критичної депресії на вибої Із величини критичної депресії на вибої і величини горизонтальної проникності, за фіг 2 визначають необхідну мінімальну довжину горизонтального стовбура свердловини, яка забезпечує оптимальні відбори безводної нафти при депресіях, нижчих за критичну На осі абсцис фіг 2 відкладена критична депресія на вибої свердловини, на осі ординат - мінімальна довжина горизонтального стовбура свердловини, яка забезпечує поліпшення контакту вибою з нафтонасиченою частиною продуктивного горизонту На графіку зображені криві, які стосу 55159 ються різних значень горизонтальної проникності Розрахунковий дебіт свердловини визначають за формулою Q p = 2тікгір/Мн UP K p/ln(R k /R c ) f Hl де Q p - розрахунковий дебіт свердловини, куб см/сек, k - горизонтальна проникність, дарсі, hp - розрахункова довжина горизонтального стовбура в продуктивному пласті, см, |j H - в'язкість пластової нафти, сп, Rk - радіус дії свердловини, см, Rc - радіус стовбура свердловини, см, Д Р к р - критична депресія, атм, fH - відносна фазова проникність для нафти, яку задають таблично із експериментальних досліджень або за теоретично формулою fH = (fHB + fB) (fHr + f r ) - (fB + fr), частка одиниці, де fHB = [(1 - SORW - SGR - SB)/(1 - SORW -SGR SWR)]n - відносна фазова проникність для нафти при витісненні нафти водою, частка одиниці, f Hr = [(1 - SORG - SWR - Sr)/(1 - SORG - SWR SGR)]n - відносна фазова проникність для нафти при витісненні нафти газом, частка одиниці, fB - відносна фазова проникність для води, частка одиниці, f r - відносна фазова проникність для газу, частка одиниці, SORW - залишкова нафтонасиченість при витісненні нафти водою, частка одиниці, SORG - залишкова нафтонасиченість при витісненні нафти газом, частка одиниці, SWR - насиченість зв'язаною водою, частка одиниці, SGR - критична газонасиченість, частка одиниці, S B , S r - поточна насиченість водою і газом, ВІДПОВІДНО, частки одиниці, п і т - степеневі показники, 1 4 Необхідну довжину горизонтального стовбура визначають за формулою . _ hp-Орпт де Оопт - оптимальний дебіт свердловини, куб см/сек, Приклад 1 Поклад з підошовною водою розробляється на пружно-водонапірному режимі Проектується горизонтальний стовбур в покрівельній частині пласта, товщина якого складає 15м Перед бурінням горизонтального чи похилого стовбура визначають в лабораторних умовах поверхневий натяг пластової нафти, який склав 40мН/м, в'язкість — 0,8сп За зразками керна свердловин, пробурених раніше на цьому родовищі, визначають величини горизонтальної та вертикальної проникностей, які, ВІДПОВІДНО, складають ЮОмД та 50мД, радіус контура живлення Rk та радіус стовбура свердловини Rc складають 20000см і 12см Із вертикальної проникності моделі пласта, яка дорівнює 50мД для поверхневого натягу 40мН/м, визначають значення критичного градієнта тиску в колекторі продуктивного пласта Визначають критичну депресію по формулі ДРкр = grad PKp L, де gradP K p - критичний градієнт тиску в колекторі продуктивного пласта, 0,0117МПа/м , L - нафтонасичена товщина пласта, 15м, ДРкр = 0 , 0 1 1 7 15 = 0,1755МПа визначають критичну депресію на вибої свердловини, яка дорівнює 0,1755МПа, із критичної депресії на вибої свердловини для горизонтальної проникності ЮОмД на фіг 2 визначають розрахункову довжину горизонтального стовбура, яка склала 23м Визначають розрахунковий дебіт свердловини по формулі Qp = 27ikhp/[JH ДРкр/lnfRk/Rc) f Hl де k - горизонтальна проникність -10ОмД, h p - довжина горизонтального стовбура 2300см, |j H - в'язкість нафти, - 0,8сп, Д Р к р - критична депресія - 0,1755атм, Rk - радіус контуру живлення - 20000см, Rc - радіус стовбура свердловини - 1 2 с м , fH - відносна фазова проникність для нафти, 0,8 Розрахунковий дебіт свердловини склав 341,6куб см/сек, або 29,5куб м/добу Якщо розрахунковий дебіт менше оптимального, тоді по формулі . _h p -Q O riT де hp - розрахункова довжина горизонтального стовбура - 2300см, Оопт - оптимальний дебіт свердловини 1157,4куб см/сек, Qp - розрахунковий дебіт свердловини 341,6куб см/сек , розраховують оптимальну довжину горизонтального стовбура, яка складає 77,9м Приклад 2 Перед бурінням горизонтального стовбура визначають в лабораторних умовах поверхневий натяг пластової нафти, який в даному прикладі склав 20мН/м, а в'язкість нафти - 1,5сп За зразками керну пробурених раніше свердловин визначають величини горизонтальної та вертикальної проникностей колекторів продуктивного пласта, які ВІДПОВІДНО складають 45мД та ЗОмД, радіус контуру живлення Rk - 20000см, радіус стовбура свердловини Rc - 12см Із вертикальної проникності, яка дорівнює ЗОмД для поверхневого натягу нафти 20мН/м визначають значення критичного градієнта тиску в колекторі продуктивного пласта, яка склала 0,0458МПа/м По формулі ДРкр = grad PKp L, де gradP K p - критичний градієнт тиску в колекторі продуктивного пласта - 0,0458МПа/м, L - нафтонасичена товщина пласта - 26,2м, ДРкр = 0 , 0 4 5 8 2 6 , 2 = 1,199 (1,2)МПа визначають критичну депресію на вибої свердловини, яка складає 1,2МПа Із критичної депресії на вибої свердловини для горизонтальної проникності 45мД на фіг 2 визначають розрахункову довжину горизонтального стовбура, яка склала 14м Визначають розрахунковий дебіт по формулі Qp = 27ikhp/[JH ДРкр/lnfRk/Rc) f Hl де k - горизонтальна проникність - 45мД, h p - довжина горизонтального стовбура 1400см, |j H - в'язкість нафти, -1,5сп, Д Р к р - критична депресія - 12атм, 55159 Rk - радіус контуру живлення - 20000см, Rc - радіус стовбура свердловини -12 см, fH - відносна фазова проникність для нафти, 0,12 8 0,8 Розрахунковий дебіт свердловини склав 341,25куб см/сек, що відповідає 29,5куб м/добу Поверхневий натяг, мН'м 10 -40 200 100 300 400 Проникність пласта, мД 600 500 700 ФІГ. 1 250 fr 200 4 — 150 _ _ Проникність пласта, мД Щ 8 іоо —_ _ — 50 Ч1 > ! 0,2 0,4 0,6 0,8 1 Щ 1,2 1.4 1,6 Критична депресія на вибої свердловин, МПа 1,8 2,2