СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Российский патент 1998 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к области нефтяной промышленности.

Известен способ разработки нефтяных месторождений, имеющих начальные пластовые условия, близкие к состоянию насыщения [1]. Примером такого рода месторождений является Талинское нефтяное месторождение в Западной Сибири. При существующем подходе к разработке такого рода месторождений велика опасность перехода на режим растворенного газа на первоначальном этапе и потери значительной части извлекаемых запасов.

Известен также способ разработки нефтяных месторождений, позволяющий избежать перехода на режим растворенного газа [2]. Одним из путей является ограничение дебата эксплуатационных скважин наряду со строгим поддержанием пластового давления. Однако в этом случае крупное нефтяное месторождение будет разрабатываться в течение очень длительного времени с ежегодным извлечением лишь незначительной доли извлекаемых запасов.

Предложенный способ имеет иной принцип. В соответствии с этим способом на первоначальном этапе осуществляют разбуривание как добывающих, так и нагнетательных скважин. По мере готовности нагнетательных скважин в них производят закачку рабочего агента таким образом, чтобы давление на забоях нагнетательных скважин не превышало давления гидроразрыва нефтяного пласта. При этом консервируют добывающие скважины и отбора продукции не производят. Закачку рабочего агента осуществляют до тех пор, пока давление в пласте не достигнет определенной величины P. Величина P определяется исходя из следующих соображений. Зная коэффициент продуктивности пласта K_пр, пропорциональный проницаемости k и мощности пласта h и обратно пропорциональный вязкости пластовой нефти μ, задают исходя из технико-экономических требований общий суточный дебит по месторождению Q и рассчитывают величину P следующим образом:
P = P_s + Q / K_пр,
где
P_s - давление насыщения.

Для улучшения фильтрационных характеристик нефтяного пласта возможно применение направленного гидроразрыва в призабойных зонах нагнетательных скважинах до начала закачки рабочего агента.

На чертеже представлена динамика добычи нефти при использовании различных принципов разработки месторождения.

Пример. Имеется нефтяное месторождение с начальными параметрами состояния пласта
t_пл. - пластовая температура, 30^oC;
P_пл - пластовое давление, 22 МПа;
P_s - давление насыщения, 18 МПа;
k - проницаемость, 15•10^-15 м²;
h - средняя мощность пласта, 1 м;
μ - динамическая вязкость пластовой нефти, 7 МПа•с;
ΣQ - извлекаемые запасы нефти, 100 млн.т.

Для разработки месторождения предлагается применять законтурное заводнение, срок эксплуатации установлен равным 20 годам с ежегодной добычей 5% извлекаемых запасов.

При ограничении дебитов добывающих скважин с поддерживанием пластового давления общее количество извлеченной нефти за 20 лет составит около 20 млн. т, т.е. 20% от извлекаемых запасов (кривая 1 на чертеже).

При форсированном отборе с последующим переходом на режим растворенного газа общее количество извлеченной нефти за 20 лет составит около 45 млн. т /45% от извлекаемых запасов/, причем добыча будет идти неравномерно (наибольшее количество добываемой нефти придется на первые 6-7 лет), что создаст дополнительные трудности при сборе и промысловой подготовке добываемой продукции (кривая 2 на чертеже).

При использовании предлагаемого способа распределение добычи нефти по годам показано на кривой 3 чертежа. В этом случае за 20 лет будет добыто около 90 млн. т нефти, что составит 90% от извлекаемых запасов.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. На первоначальном этапе разработки нефтяного месторождения осуществляют разбуривание как добывающих, так и нагнетательных скважин. По мере готовности нагнетательных скважин в них производят закачку рабочего агента таким образом, чтобы давление на забоях нагнетательных скважин не превышало давления гидроразрыва нефтяного пласта. При этом консервируют добывающие скважины и отбора продукции не производят. Закачку рабочего агента осуществляют до тех пор, пока давление в пласте не достигнет определенной величины Р. Величина Р определяется исходя из коллекторских свойств пласта и вязкости пластовой нефти, зная общий суточный дебит по месторождению. 1 з.п.ф-лы, 1 ил.

1. Способ разработки нефтяных месторождений, включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин с поддержанием баланса закачки и отбора, отличающийся тем, что закачку рабочего агента через нагнетательные скважины осуществляют в условиях консервирования добывающих скважин и отсутствия отбора продукции до момента, пока давление в пласте не достигнет величины, определяемой согласно выражению
P = P_S + Q / К_п р,
где Р - требуемое пластовое давление, Па;
P_S - давление насыщения, Па;
Q - заданный темп отбора продукции, м³/с;
К_п р - коэффициент продуктивности, м⁵/н•с,
K_пр= 2•π•K•h/μ•ln(R_к/r_пр),
где К - проницаемость призабойной зоны скважины, м²;
h - средняя мощность пласта, м;
μ - динамическая вязкость пластовой нефти, Па • с;
R_к - радиус контура питания, м;
r_п р - приведенный радиус скважины, м,
после чего начинают отбор продукции из добывающих скважин с поддержанием депрессии, обеспечивающей заданный отбор продукции. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что до закачки рабочего агента и отбора продукции осуществляют гидроразрыв нефтенасыщенного коллектора в заданном направлении.