СПОСОБ РАЗРАБОТКИ УГЛЕВОДОРОДНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 1995 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки залежей углеводородов.

Цель изобретения повышение эффективности способа при его реализации на истощенных залежах.

Известен способ разработки углеводородной залежи, включающей разбуривание залежи нагнетательными и добывающими скважинами, отбор нефти через добывающие скважины до выделения из нефти растворенного газа и последующую закачку в пласт воды через нагнетательные скважины при давлениях, обеспечивающих сохранение в пласте газированной нефти [1]
Недостатком способа является низкий коэффициент извлечения нефти вследствие неодинаковой интенсивности выделения из нефти растворенного газа по залежи и соответственно наличия в продуктивном пласте локальных зон с повышенной газонасыщенностью осложняющих работу добывающих скважин.

Наиболее близким к предлагаемому является способ, включающий разбуривание залежи нагнетательными и добывающими скважинами, закачку воды через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие.

Недостатком известного способа при реализации на истощенных залежах являются загазовывание добывающих скважин и избирательное заводнение по участкам большей газонасыщенности. Кроме того в способе не предусмотрены мероприятия по предотвращению прорывов закачиваемой воды к интервалам отбора добывающих скважин.

Целью изобретения является повышение эффективности способа при его реализации на истощенных залежах.

Цель достигается тем, что в способе разработки углеводородной залежи, включающем разбуривание залежи нагнетательными и добывающими скважинами, закачку воды через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие, разработку осуществляют с постоянным повышением текущего пластового давления и обратным растворением в нефти выделившегося из нее ранее газа, пластовое давление увеличивают до величины, которые устанавливают из соотношения:
P_пл≥ P_т + ,
(1) где Р_пл, Р_т, Р_ат давление, при котором происходит полное растворение газа в нефти, текущее пластовое давление и атмосферное давление, МПа; σ_г, σ_в начальные газо- и водонасыщенности в нефтяной зоне; Т_ст, Т_пл стандартная и пластовая температуры; К, Z (Р_ат), Z (P_т) коэффициенты сверхсжимаемости пластового газа при атмосферном и текущем пластовом давлениях; с коэффициент растворимости газа в нефти, 1/МПа,
давление на забоях нагнетательных скважин устанавливают из соотношения:
P_н > Р_о + Δ Р, (2) где Р_н давление на забое нагнетательных скважин, МПа; Р_о давление начала выделения из нефти растворенного газа, МПа; Δ Р депрессия, создаваемая добывающей скважиной, МПа, при этом нагнетательные скважины в газовой шапке и в водонасыщенной зоне размещают в вершинах прямоугольников, образованных линиями, соединяющими ближайшие нагнетательные скважины между собой, темпы закачки воды через ближайшие нагнетательные скважины в газовой шапке и водонасыщенной зоне устанавливают одинаковыми, добывающие скважины размещают на одинаковом расстоянии от двух ближайших нагнетательных скважин в водонасыщенной зоне, а расстояние ряда добывающих скважин от ряда нагнетательных скважин в водонасыщенной зоне устанавливают из соотношения:
l_o < l₁ ≅ 0,5l, (3) где l₁ расстояние добывающих скважин от нагнетательных скважин в водонасыщенной зоне, м; l_o расстояние между внутренним и внешним контурами нефтеносности, м; l расстояние между внутренним контуром газоносности и внешним контуром нефтеносности, м, причем расстояние ряда добывающих скважин от ряда нагнетательных скважин в газовой шапке устанавливают большим расстояния между рядом добывающих скважин и рядом нагнетательных скважин в водонасыщенной зоне, добывающие скважины по мере обводнения переводят под закачку воды, а давление на забоях переведенных под закачку воды скважин устанавливают из соотношения:
Р_д > Р_о + Δ Р, (4) где Р_д давление на забое переведенной под закачку воды скважины, МПа.

Сущность заявляемого способа состоит в следующем. Разработка залежи в режиме истощения пластовой энергии со снижением давления ниже давления насыщения сопровождается высвобождением растворенного в нефти газа, наличие которого в нефтенасыщенной зоне осложняет работу добывающих скважин. Для снижения остроты указанной проблемы в заявляемом способе предлагается реализация мероприятий по увеличению текущего пластового давления до величины, обеспечивающей обратное растворение в нефти выделившегося ранее газа.

Увеличение текущего давления в залежи обеспечивается путем поддержания соотношений (1) и (2), а соотношение (3) обеспечивает оптимальный режим работы добывающих скважин за счет их размещения в зонах залежи с наименьшим содержанием свободного газа. Ограничение, накладываемые на местоположение добывающей скважины, и темпы закачки воды в нагнетательные скважины обеспечивают режим вытеснения нефти к интервалам отбора вдоль контуров нефте- и газоносности и снижают вероятность образования конусов воды и газа.

В целом реализация всех указанных мероприятий обеспечивает увеличение нефтенасыщенности в нефтяной зоне. Увеличение достигается за счет растворения части газа в нефти; поджатия оставшегося свободного газа.

На фиг.1 показана истощенная нефтегазовая залежь (НГЗ) в плане в начале процессе заводнения; на фиг.2 то же, в момент образования двустороннего вала нефти; на фиг.3 схема конечной стадии вытеснения нефти.

Залежь углеводородов с покрышкой 1 включает газовую шапку 2 с внешним 3 и внутренним 4 контурами газоносности, газонефтяную зону 5, чистонефтяную зону 6 с внешним 7 и внутренним 8 контурами нефтеносности, водонефтяную зону 9. Залежь разбуривают нагнетательными скважинами 10 и 11, размещенными в газовой шапке 2 и в водонасыщенной зоне 12 по внешнему контуру 8 нефтеносности, и добывающими скважинами 13, размещенными в чистонефтяной зоне 6.

Расстояние ряда добывающих скважин от ряда нагнетательных скважин, расположенных в водонасыщенной зоне, устанавливают из соотношения l_o < l₁ ≅ 0,5l. Нагнетательные скважины в газовой шапке и в водонасыщенной зоне размещают в вершинах прямоугольников, образованных линиями, соединяющими ближайшие нагнетательные скважины между собой. Добывающие скважины размещают на одинаковом расстоянии от двух ближайших нагнетательных скважин в водонасыщенной зоне. Расстояние ряда добывающих скважин от ряда нагнетательных скважин в газовой шапке устанавливают большим расстояния между рядом добывающих скважин и рядом нагнетательных скважин в водонасыщенной зоне.

Способ реализуют следующим образом.

Через скважины 10 и 11 производят закачку воды одновременно в газовую шапку 2 и в водонасыщенную зону 12 по внешнему контуру 7 нефтеносности. Темпы закачки воды через противолежащие нагнетательные скважины в газовой шапке и в водонасыщенной зоне устанавливают одинаковыми. Одновременно через добывающие скважины 13 производят отбор пластовых флюидов. Давление по залежи в целом в процессе закачки-отбора увеличивают. Величину давления для полного растворения газа в нефти устанавливают из соотношения (1). Давление на забоях нагнетательных скважин устанавливают из соотношения: P_н > Р_о + Δ Р.

В процессе закачки воды в газовой шапке формируются водонасыщенная зона 14 и оторочка газа между ней и нефтенасыщенной зоной. По мере повышения давления в залежи газ оторочки 15 и газ, выделившийся ранее в нефтенасыщенной зоне, растворяются в нефти. При этом формируется двусторонний вал нефти 16, который перемещается к добывающим скважинам 13. Одновременно с этим закачиваемая через нагнетательные скважины вода внедряется в нефтенасыщенную зону и в условиях равенства темпов закачки через скважины в газовой шапке и водонасыщенной зоне вытесняет нефть к интервалам отбора вдоль напластования. Нефтяная оторочка при этом рассекается на блоки 17.

Пpи многорядном разбуривании нефтенасыщенной зоны добывающие скважины, примыкающие к нагнетательным, по мере обводнения переводят под закачку воды, а давление на их забоях Р_д устанавливают из соотношения:
Р_д > Р_о + Δ Р
Структуру соотношения (1) устанавливают следующим образом.

Объем свободного газа в нефтяной зоне составляет σ_г˙V_пор, где V_пор поровой объем, м³. Тот же объем в нормальных условиях V_н.у. в соответствии с уравнением состояния составит
V_н.у
Принимая во внимание, что объем занимаемый нефтяной фазой, составляет V_н V_пор(1 σ_г σ_в), объем газа, приходящийся на 1 м³ нефти, составит
V_н.у
В соответствии с законом Генри для растворения в нефти указанного количества газа давление должно быть увеличено до величины
P_пл≥ P_т + , откуда с учетом предыдущего выражения для V_н.у. получают соотношение (1).

П р и м е р. Элемент разработки имеет следующие размеры: длина 800 м, ширина 700 м, толщина 5 м. Ширины газовой шапки, газонефтяной нефтяной и водонефтяной зон составляют соответственно 300, 100, 300 и 100 м. Пористость и проницаемость коллектора соответственно 30% и 0,5 мкм². Плотность и вязкость нефти соответственно 0,8 г/см³ и 5 мПа˙с.

Начальные газо- и водонасыщенности в нефтяной зоне 0,3 и 0,1. Пластовая температура 330 К. Коэффициент сверхсжимаемости при атмосферном и текущем пластовом давлениях соответственно 1,0 и 0,9. Коэффициент растворимости газа в нефти 20 . Балансовые запасы 300000 т. Пластовое давление Р_пл 10 МПа, давление начала выделения из нефти растворенного газа Р_о 15 МПа. Залежь разбуривают десятью нагнетательными скважинами, размещенными в газовой шапке и по внешнему контуру нефтеносности и четырьмя добывающими скважинами, в нефтенасыщенной зоне. Расстояние между скважинами в ряду составляет 200 м. Расстояние ряда добывающих скважин от ряда нагнетательных, расположенных по внешнему контуру нефтеносности, рассчитывают из соотношения (3) и устанавливают равным 150 м. Расстояние добывающих скважин от ближайших нагнетательных, размещенных по внешнему контуру нефтеносности, составляет 180 м.

Через добывающие скважины производят отбор нефти с дебитами 100 т/сут. Депрессия, создаваемая добывающей скважиной при указанных дебитах, составляет 1,5 МПа. В соответствии с условиями (1) и (2) Р_пл ≥ 14,9 МПа и Р_н > 16,5 МПа. Исходя из указанных условий давление на забоях нагнетательных скважин поддерживают равным 17 МПа. Темпы закачки воды, соответствующие указанным давлениям, составляют 300 т/сут. Сроки разработки элемента при приведенных условиях реализации способа составляют два года. За указанное время нефтяная оторочка полностью вырабатывается.

Экономический эффект от реализации способа по сравнению с прототипом может быть оценен следующим образом.

Коэффициент извлечения нефти по прототипу по самым оптимистическим оценкам не превысит 0,25. Указанное подтверждается лабораторными экспериментами на образцах керна, которые были проведены в отделе обоснования нефтеотдачи ВНИГНИ. Коэффициент вытеснения в опытах составил 0,24. По предлагаемому способу остаточное нефтенасыщение составило 0,42.

Способ разработки углеводородной залежи, включающий разбуривание залежи добывающими скважинами и нагнетательными скважинами, размещенными в газо- и водонасыщенной зонах, закачку воды через нагнетательные скважины и отбор углеводородов через добывающие. Разработку осуществляют с постоянным повышением пластового давления и обратным растворением в нефти выделившегося из него ранее газа. Пластовое давление увеличивают до величины, которую устанавливают из соотношения: P_пл≥ P_т+σ_г/1-σ_г-σ_в·P_т/P_ат·T_ст/T_пл·Z(P_ат)/Z(P_т), 1/С, где P_пл, P_т, P_ат давление, при котором происходит полное растворение газа в нефти, текущее пластовое давление и атмосферное давление, МПа; σ_г, σ_в - начальные газо- и водонасыщенности в нефтяной зоне; T_ст, T_пл стандартная и пластовая температуры, К; Z(P_ат), Z(P_т) коэффициенты сверхсжимаемости пластового газа при атмосферном и текущем пластовом давлениях; C коэффициент растворимости газа в нефти, 1/МПа; давление на забоях нагнетательных скважин устанавливают из соотношения: P_н> P_o+ΔP, где P_н давление на забое нагнетательных скважин, МПа; P_o давление начала выделения из нефти растворенного газа, МПа; ΔP депрессия, создаваемая добывающей скважиной, МПа, при этом нагнетательные скважины в газовой шапке и в водонасыщенной зоне размещают в вершинах прямоугольников, образованных линиями, соединяющими ближайшие нагнетательные скважины между собой, темпы закачки воды через ближайшие нагнетательные скважины в газовой шапке и водонасыщенной зоне устанавливают одинаковыми, добывающие скважины размещают на одинаковом расстоянии от двух ближайших нагнетательных скважин в водонасыщенной зоне, а расстояние ряда добывающих скважин от ряда нагнетательных скважин в водонасыщенной зоне устанавливают из соотношения l_o< l₁≅ 0,5l, где l₁ - расстояние добывающих скважин от нагнетательных скважин и водонасыщенной зоне, м; l_o - расстояние между внутренним и внешним контурами нефтеносности, м; l расстояние между внутренним контуром газоносности и внешним контуром нефтеносности, м, причем расстояние ряда добывающих скважин от ряда нагнетательных скважин в газовой шапке устанавливают большим расстояния между рядом добывающих скважин и рядом нагнетательных скважин в водонасыщенной зоне, добывающие скважины по мере обводнения переводят под закачку воды, а давление на забоях переведенных под закачку воды скважин устанавливают из соотношения P_д> P_o+ΔP, где P_д давление на забое переведенной под закачку воды скважины, МПа. 8 з. п. ф-лы, 3 ил.

1. СПОСОБ РАЗРАБОТКИ УГЛЕВОДОРОДНОЙ ЗАЛЕЖИ, включающий разбуривание залежи добывающими скважинами и нагнетательными скважинами, размещенными в газо- и водонасыщенной зонах, закачку воды через нагнетательные скважины и отбор углеводородов через добывающие, отличающийся тем, что разработку осуществляют с постоянным повышением пластового давления и обратным растворением в нефти выделившегося из нее ранее газа. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что пластовое давление увеличивают до величины

где P_пл, P_т, P_ат соответственно давление, при котором происходит полное растворение газа в нефти, текущее пластовое давление и атмосферное давление, МПа;
σ_г, σ_в начальные газо- и водонасыщенности в нефтяной зоне,
T_ст, T_пл стандартная и пластовая температуры, К.

Z(P_ат), Z(P_т) коэффициенты сверхсжимаемости пластового газа при атмосферном и текущем пластовом давлении;
C коэффициент растворимости газа и нефти МПа^-1.