Способ разработки нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности н может быть использовано при разработке нефтяным залежей,предотавленнх плестами, неоднородными по толщине и простирани.Известен способ разработки нефтяных меотороцденнй, в нотором для улучшения показателей добычи нефти н газа предусматривается резервный фонд скважин (13.В известном способе при опредоленниб нолнчества резервнн скважин не учитывается неоднородность пластов.Известен также способ разработки нефтяной залежи. включавший определение коэффициента неоднородности пласта по отношению фактических показателей разработки и проентннм и в зависимости от объемной неоднородностн пласта нанесаот бурение дополнительны скважин (2)требуеное количество скважин определяет поформуле 1-Г 3 ь 2/ЦГ 0,341), (И где ай требуемое количество добывающих скважин и нагнетательниш,34 - фактическое количество скважин, 3 коэффициент объемной неоднородности пласта.где Ад - оптимальный коэффициент нефтеотдачи, онределяецый при составлении первоначального проекта, 2 д текущий коэффициент нефтеотдачи, определнемй по промнсловш замерам при внедрении первоначального проекте.Дополнительное количество скважин находят, как разность между найденни по формуле (13 и проектным числам скважин.Недостатком этого способа является низкая эффективность при различным релииах залежи, а также то, что он требует могии геологических факторов построения карт равной толщины, выработки, графических расчетов, зависящих от обводненности продукции. Этот способ не пригоден для воздействия не залежь в безводный период ееработн.Целью изобретения является повышение эффективности спосод ба при различных режимах работы залежи и в началънн момент разработки.Поставленная цель достигается тем, что в способе разработки нефтяном залежи, включающем определение коэффициента объемнои неоднородности пласта по отношению фактических показателей разработки к проектным и в зависимости от объемной неоднородг ности пласта намечают бурение дололнительннкскаанинсогласно изобретению при определении объемной неоднородности в качестве показателя разработки определяет продолжительность работы скважины действующего фонда. при этом отношение фактической продолжительности работ скважин к проектному определяют при равной проектной н фактической накопленной добычи нефти ее один и тот же период. Т цСущость способа поясняется днаграмвни не фигурах 1.2 и 3. На фиг.1 Теоретииескаи диаграмма определения показателя объенной неоднородности, не фнг.2 Показатели разработки ХШ горизонта местороцдения Уеень, на фиг.3 - определение экономической эффективности от бурения дополнительных скважин.д 2,- проектная точка соответствующая заданной плановой добыча ад Е 3 - расчетная точка, обеспечивающая плановую добычу ад. Для нахождения показателя объемной неоднородности находим точки пересечения горизонтальной линии с 262, с проектной, фактической кривой накопленной добычиПри необходимости определении времени работы скважин для обеспечения заданного (макового) объема добычи нефти на время 541, проводит-С горизонтальную линию д д да . Сдела 5 ем на ней отрезок, равныйПолученная точна ( лТ 33 будет выражать расчетное значение времени работ скважин для выполнения плана добычи нефти 02 .Преимущества рассматриваемого способа сводятся к следуЮЩВМУгпособ применим для всего периода работы залежи, а также для неводонапорнни решшов.В качестве пршера приводятся результаты расчета (моделирезания) показателей разработки ХШ горизонта месторождения Узень. На фиг.2 условньаш знаками обозначены -ою- - проектные, -ь-офактичесиие, -по - расчетные по годовым значениям р медь-д -. расчетные по среднему значению а-хь- расчетные показатели по прототипу, В иол-ще 1982 г. фактическое накопленное время работы сиа жин составило( ЛТЪ) 1860 сивжод, добыто 40 млн. ънеф-ги(точка 2, фигнг). Проектное время работы скважин, соответствующее атоллу значению добычи нефти, равно 1536 нематодам (точке 1).Е Ь- проектная точка соответствующая заданшой плановой добыча (д Е 3 - расчетная точка, обеспечиваются плановую добычу 01. Для нахождения показателя объемной неоднородности находям точки пересечения горизонтальной линии 0 162, с проектной, фактической кривой накопленной добычиПри необходниости определения времени работы скважин для обеспечения задаккого (планового) объема добычи нефти на время МЪ проводит-С горизонтальную линию д да . Сдала ем на ней отрезок, равнйПолученная точка ( .мТ 33 будет выражать расчетное значение времени рабт скважин для выполнения плана доончн нефти 02 .Преимущества рассматриваемого способа сводятся к следуЮЩВМУ2. Способ применим для всего периода работы залежи, а такжв для неводонапорннх режимов.В качества примера приводятся результаты расчета (моделирования) покозателей разработки ХШ горизонта местороцдония Узень. На фиг.2 условии знаками обозначены -чью- проектные, --с-ьы-фактические,-ЧП 1 ъ расчетные по годовым значениян р -ЬЕ - расчетншс по среднему эначенипр жь- расчетные покаоатели по прототипу, В ноне 1982 г. фактическое накопленое время работы скважин с 0 ставНл 0(.НТЬ) 1860 сквсгод, добыто 40 млн. т.нефти(точка 2, фиг.2). Поектное время работы скващия, соответствующее этоиу значению добычи нефти, равно 15 З 6 скв.годам (точка 1).