СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 1996 года по МПК E21B43/00 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности при разработке крупных нефтяных залежей с большой нефтяной площадью, особенно, содержащих нефть повышенной и высокой вязкости.

Известно, что на нефтяных залежах с большой нефтяной площадью естественный режим истощения реализуется в виде режима растворенного газа со снижением пластового давления ниже давления насыщения нефти газом и характеризуется низкой эффективностью, выражающейся в низкой нефтеотдаче пластов [1]
Известно, что на крупных нефтяных залежах, содержащих нефть повышенной и высокой вязкости, применение обычного заводнения со стационарной закачкой воды характеризуется невысокой эффективностью невысокой нефтеотдачей пластов [2]
Известно, что режим растворенного газа и режим заводнения противоречат друг другу, т. е. при режиме растворенного газа пластовое давление снижают ниже давления насыщения нефти газом и нефть добывают за счет истощения пластовой энергии, а при режиме заводнения пластовое давление поддерживают на рациональном уровне выше давления насыщения нефти газом и нефть добывающих за счет закачки воды в нефтеносные пласты за счет вносимой извне энергии.

Поэтому применение обычного заводнения вслед за применением обычного режима растворенного газа отличается долговременной низкой эффективностью. Во-первых, потому что надо восстановить пластовое давление и компенсировать ранее отобранную жидкость и нерационально вхолостую выпущенный из пластов газ, во-вторых, потому что отбор нефти добывающими скважинами из слоев различной проницаемости идет неравномерно в соответствии с послойной неоднородностью по проницаемости продуктивных пластов, в-третьих, потому что перед этим на стадии режима истощения у добывающих скважин были значительно снижены их коэффициенты продуктивности, которые теперь постепенно возрастают вслед за восстановлением пластового давления.

Сущность изобретения заключается в том, что на крупной нефтяной залежи с нефтью повышенной и высокой вязкости последовательно применяют два названных режима два способа разработки, порознь имеющих низкую и невысокую эффективность, с целью достижения достаточно высокой эффективности. Кроме того, эти способы надо применять в измененном усовершенствованном варианте.

Первое отличие предлагаемого способа на стадии режима истощения режима растворенного газа состоит в том, что по добывающим скважинам поддерживают рациональную разность пластового и забойного давлений, обеспечивающую максимальный текущий дебит нефти
q η·(P_пл Р_сэ) η_о· l^-α(Po^-Pсэ⁾· (P_пл Р_сэ),
q ___→ max __→ 0 (P_пл-P_сэ)__→ где q дебит нефти добывающей скважины, т/сут.

η коэффициент продуктивности добывающей скважины при забойном давлении ниже давления насыщения, т/сут^.МПа;
η_о коэффициент продуктивности той же скважины при забойном давлении равном или выше давления насыщения, т/сут.МПа;
Р_пл пластовое давление, МПа;
Р_о давление насыщения добывающей скважины, МПа;
Р_сэ забойное давление добывающей скважины, МПа;
α показатель снижения коэффициента продуктивности добывающей скважины при снижении забойного давления ниже давления насыщения, 1/МПа.

Величина α определяется по фактическим результатам работы добывающей скважины
α •ln
Таким образом, по каждой добывающей скважине по мере снижения пластового давления необходимо снижать забойное давление и поддерживать рациональную разность давлений.

Второе отличие предлагаемого способа на стадии режима истощения режима растворенного газа состоит в том, что при снижении пластового давления ниже давления насыщения нефти газом и разгазирования нефти в пластовых условиях не допускают ее дегазацию. Для этого не допускают, чтобы выделившийся из нефти газ стал основной преобладающей фазой и начал двигаться с присущей ему высокой подвижностью, обгоняя и оставляя в пластах дегазированную нефть. Для того, чтобы разгазирование нефти в пластовых условиях происходило без дегазации надо соблюдать следующее правило: съем выделившегося из нефти газа при пластовом давлении должен быть вдвое меньше объема нефти
2Г• 1- =1, где Г первоначальное газосодержание в 1 м³ нефти в м³ в поверхностных условиях;
Р_пл, Р_о и Р_ат пластовое давление, давление насыщения и атмосферное давление, МПа.

Отсюда получается формула минимального пластового давления
P_пл= , где Г первоначальное газосодержание пластовой нефти, м³/м³;
Р_о и Р_ат давление насыщения нефти и атмосферное давление, МПа.

На стадии режима истощения из слоев различной проницаемости отбирают почти одинаковые доли запасов нефти, т.е. практически отсутствует неравномерность выработки запасов нефти.

Третье отличие предлагаемого способа состоит в том, что после стадии режима истощения на стадии режима заводнения режима поддержания пластового давления вместо обычного заводнения с одновременной стационарной работой нагнетательных и добывающих скважин проводят последовательно сначала период закачки воды и увеличения пластового давления, а затем период отбора нефти и снижения пластового давления.

Закачка воды в продуктивные идет в нестационарном режиме и поэтому, в целом за период закачки слои различной проницаемости получают почти одинаковое повышение давления и почти одинаковое восполнение упругого запаса жидкости. Таким образом, в период закачки влияние послойной неоднородности пластов почти полностью устранено.

Существуют определенные ограничения увеличения давления. Забойное давление нагнетательных скважин и тем более пластовое давление не должны достигать давления гидроразрыва пласта, пластовое давление не должно достигать величины, вызывающей отток нефти за пределы залежи и угрожающей потерей части извлекаемых запасов нефти.

Закачка воды восстанавливает пластовое давление до первоначальной величины и выше, последнее возможно только во внутренней части залежи, отделенной от ее границы достаточным числом добывающих скважин.

На залежах нефти повышенной и высокой вязкости под нагнетание воды целесообразно использовать скважины пониженной продуктивности, расположенные на участках пониженной проницаемости и повышенной вязкости нефти, запаздывающих со снижением пластового давления. Такая избирательность нагнетания повышает выработку запасов нефти и в следующий период отбора нефти увеличивает дебит добывающих скважин.

Рациональное соотношение коэффициентов продуктивности скважин, выделенных под нагнетание воды, и скважин, оставленных добывающими, равно
, где η_н и η_э средние коэффициенты продуктивности нагнетательных и добывающих скважин, т/сут^.МПа;
m число добывающих скважин, приходящееся на одну нагнетательную;
μ_* соотношение подвижностей вытесняющей воды и отбираемой нефти.

Из формулы видно, что при высокой вязкости нефти и высоком соотношении подвижностей воды и нефти, равном μ_* 100, и при соотношении численности добывающих и нагнетательных скважин m 3 (как при обращенной 9-точечной схеме площадного заводнения) коэффициент продуктивности нагнетательной скважины может составлять долю от коэффициента продуктивности добывающей скважины
0,3 При этом дебит нефти по залежи увеличивается в 1,23 раза или на 23%
Как на стадии режима истощения, так и на стадии режима поддержания пластового давления в периоды закачки воды и в периоды отбора нефти в продуктивных пластах происходит нестационарная фильтрация жидкостей. При этом в значительной мере уменьшается отрицательное влияние послойной неоднородности по проницаемости продуктивных пластов и высокого соотношения вязкостей нефти и закачиваемой воды. Это обстоятельство резко уменьшает неравномерность вытеснения нефти и холостую прокачку воды через продуктивные пласты по обводненным более проницаемым слоям и соответственно увеличивает нефтеотдачу пластов.

Чередование периодов закачки воды и отбора нефти могут быть повторены два и более раза.

П р и м е р. Нефтяная залежь обладает балансовыми геологическими запасами нефти Q_Б 100 млн.т. Начальное пластовое давление равно Р_пл.о= 8 МПа, давление насыщения нефти газом и атмосферное давление равны 6 МПа и Р_ат 0,1 МПа. Начальное газосодержание равно Г 20 м³/м³. Показатель снижения коэффициента продуктивности равен α 0,25 1/МПа. Рациональное снижение Р_сэ забойного давления ниже текущего пластового давления равно
P_пл-P_сэ= 4 МПа Минимальное пластовое давление
P_пл= 2,4 МПа При таком снижении пластового давления за счет расширения объема нефтегазовой смеси достигается нефтеотдача 0,30.

В период закачки воды под давлением закачиваемой воды нефтегазовая смесь будет сжата до первоначальной плотности и превращена в нефть с растворенным в ней газом. Эта нефть будет занимать 0,70 первоначального нефтяного объема. Но закачиваемая вода неполностью вытесняет нефть. На рассматриваемой нефтяной залежи коэффициент вытеснения нефти водой равен 0,60. Поэтому за период закачки воды и повышения пластового закачкой воды будет охвачена доля первоначального нефтяного объема 0,50.

В период отбора нефти пластовое давление снова снижается до допустимого минимума. При этом прирост нефтеотдачи составляет 0,3-0,5 или 0,15 и накопленная нефтеотдача возрастает с 0,3 до 0,45.

При повторении периодов закачки воды и отбора нефти прирост нефтеотдачи составит 0,3-0,25 или 0,075 и накопленная нефтеотдача возрастет с 0,45 до 0,525.

Применение данного способа разработки на залежах нефти повышенной и высокой вязкости позволяет достигнуть достаточно высокой нефтеотдачи пластов.

Использование: в нефтедобывающей промышленности при разработке крупных нефтяных залежей, особенно, содержащих нефть повышенной и высокой вязкости. Сущность изобретения: в способе осуществляют бурение скважин и добычу нефти при режиме истощения с соблюдением рационального забойного давления у добывающих скважин и рационального снижения пластового давления. После периода добычи нефти осуществляют период закачки воды с восстановлением и повышением пластового давления до рациональной величины с последующим осуществлением периода добычи нефти при режиме истощения. Периоды закачки воды и добычи нефти могут быть повторены два и более раз. 3 з. п. ф-лы.

1. СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ, включающий бурение скважин и отбор нефти при режиме истощения со снижением пластового давления ниже давления насыщения нефти газом, отличающийся тем, что пластовое давление снижают до величины не ниже

где P_п л - пластовое давление, МПа;
P_о - давление насыщения нефти газом, МПа;
P_а т - атмосферное давление, МПа;
Г - начальное газосодержание пластовой нефти, м³/м³;
а по скважинам поддерживают разность пластового и забойного давления в соответствии с выражением

где P_с э - забойное давление, МПа;
a - показатель снижения коэффициента продуктивности скважины при снижении ее забойного давления ниже давления насыщения нефти газом, определяемый из выражения
1/МПа,
где η_o - коэффициент продуктивности скважины при забойном давлении выше или равном давления насыщения P_с э ≥ P_о;
η - коэффициент продуктивности скважины при забойном давлении ниже давления насыщения P_с э < P_о. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что после отбора нефти через пробуренные скважины и снижения пластового давления ниже давления насыщения через часть этих скважин производят заказчику воды и восстанавливают пластовое давление до величины не ниже первоначальной, а затем через другую часть скважин производят отбор нефти со снижением забойного и пластового давления. 3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что на залежах нефти высокой вязкости под закачку воды выбирают скважины пониженной продуктивности в соответствии с выражением

где η_н - коэффициент продуктивности скважины, выбранной под нагнетание воды;
η_э - коэффициент продуктивности скважины, оставленной добывающей;
m - число добывающих, приходящихся на одну нагнетательную;
μ_* - соотношение подвижностей воды и вытесняемой нефти в пластовых условиях. 4. Способ по пп. 2 и 3, отличающийся тем, что чередование периодов закачки воды и отбора нефти осуществляют многократно.