СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ ВЫТЕСНЕНИЕМ ВОДОЙ НЕОДНОКРАТНО РАЗГАЗИРОВАННОЙ НЕФТИ Российский патент 1998 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам разработки нефтяных месторождений.

Известны способы разработки нефтяных залежей вытеснением разгазированной нефти водой [1 - 5]. Разработку залежи осуществляют при пластовых давлениях, обеспечивающих разгазирование нефти в пласте до достижения равновесной (критической) газонасыщенности, и в дальнейшем поддерживают давление в залежи путем закачки воды. Недостатком способов является ограниченность в использовании потенциала растворенного в нефти газа на вытеснение нефти из пор пласта.

Известен способ разработки нефтегазовой залежи, при котором в начале разработки снижают давление в залежи на 15-20% от величины давления насыщения, а в дальнейшем - на 75-85% от этой величины [6]. Недостатком данного способа является то, что в нем не учитывают изменение фазовых проницаемостей по нефти и газу в изменяющемся состоянии залежи, что ведет к снижению эффективности нефтеизвлечения за счет повышения газоизвлечения.

Известен способ разработки нефтяной залежи, который осуществляют методом периодических отборов нефти из добывающих скважин при забойных давлениях ниже давления насыщения, создающих 1,5-2,0%-ную насыщенность в призабойной зоне пласта, и остановок этих скважин для растворения выделившегося газа в нефти [7]. Недостатком известного способа является то, что он не направлен на повышение коэффициента извлечения нефти из пласта.

Наиболее близким к изобретению является способ разработки нефтяной залежи, включающий циклы воздействия путем изменения объемов закачки вытесняющего агента через нагнетательные скважины и изменение отбора жидкости через добывающие скважины [8] . Недостатком способа является то, что он предусматривает лишь увеличение охвата пласта вытеснением, но не предусматривает повышение степени вытеснения нефти за счет работы растворенного в ней газа.

Задача изобретения - повышение нефтеотдачи пласта.

Поставленная задача достигается тем, что в процессе разработки залежи осуществляют неоднократное изменение соотношения объемов закачки воды и отбора жидкости из залежи с тем, чтобы последовательно сначала снижать пластовое давление в залежи ниже давления насыщения до достижения равновесной газонасыщенности, а затем повышать пластовое давление с целью полного растворения выделившегося газа в оставшейся в пласте нефти и замещения объема растворенного газа водой.

Каждый цикл такой разработки включает два этапа: этап снижения и этап повышения пластового давления в залежи.

Первый этап осуществляется в результате превышения темпа отбора из залежи жидкостей над темпами закачки воды. При снижении пластового давления ниже давления насыщения нефти происходит процесс выделения из нефти газа, который, не будучи подвижным на начальном этапе разгазирования нефти, производит только полезную работу по вытеснению нефти из всего объема нефтенасыщенных пор всего коллектора. Предел снижения пластового давления в залежи определяется величиной пластового давления, при котором достигается равновесная газонасыщенность. Равновесная газонасыщенность для каждой конкретной залежи определяется специальными лабораторными исследованиями или на основании промысловых материалов, а при отсутствии их - по аналогии с другими залежами, либо по литературным данным. Давление, при котором достигается равновесная газонасыщенность, определяется в результате расчетов состояния газонасыщенности залежи на различных ступенях снижения давления и определяется по формуле

где
ρ_г - насыщенность пор газом;
Г_о, Г(Р_т) - газосодержание нефти при давлении насыщения и текущем (заданном) давлении, соответственно, м³/м³;
T_пл, T_ст - температуры пластовая и стандартная, соответственно, K;
Z(P_т) - коэффициент сверхсжимаемости газа при пластовой температуре;
P_т - текущее (заданное) пластовое давление, МПа;
B_о - объемный коэффициент нефти при давлении насыщения.

Коэффициент нефтеотдачи в результате разгазирования нефти определяется по известной [1] формуле

где
η - коэффициент нефтеотдачи;
B(Р_т) - объемный коэффициент нефти при заданном давлении;
ρ_г , B_о - то же, что и в формуле (1).

Пример расчета газонасыщенности пласта и коэффициента извлечения нефти в зависимости от степени снижения давления сгруппирован в таблице.

Второй этап цикла разработки - этап повышения пластового давления в залежи осуществляется за счет превышения темпов закачки в залежь воды над темпом отбора добываемых флюидов. Этот этап продолжается до тех пор, пока весь выделившийся на первом этапе газ не растворится в оставшейся в пласте нефти. Давление в залежи, при котором выделившийся из нефти газ растворится в оставшейся в пласте нефти, определяется по формуле

где
Г - газосодержание нефти в начале цикла разработки, м³/м³;
η - коэффициент нефтеотдачи;
A и a - определяются из формулы
Г = A + a•P_н (4)
где
Г - газосодержание нефти, м³/м³;
A - отрезок, отсекаемый на ординате прямым участком зависимости газосодержания нефти от давления, м³/м³;
a - угловой коэффициент прямого участка этой зависимости, м³/м³/МПа;
P_н - давление насыщения нефти, МПа.

В результате осуществления второго этапа цикла разработки достигается замещение объема выделившегося на первом этапе газа водой, которая свяжется с породой молекулярными силами, что создаст условия целесообразности и эффективности проведения нового цикла по использованию энергии выделяющегося из нефти газа для ее вытеснения из нефтенасыщенной части коллектора.

Новый второй цикл разработки предусматривает те же технологические расчеты, действия и процессы, что и в первом цикле. Однако технологические расчеты для определения границ действий и масштабов ожидаемых результатов производятся с учетом нового текущего состояния залежи и свойств нефти, которые оцениваются по приведенным выше формулам и формуле
B_т = B + b•P (5)
где
B_т - объемный коэффициент нефти при текущем пластовом давлении P_т, ед.;
B - отрезок, отсекаемый на ординате прямым участком зависимости объемного коэффициента нефти от давления, ед.;
b - угловой коэффициент прямого участка этой зависимости, МПа^-1;
P - текущее пластовое давление, МПа.

Целесообразность осуществления каждого нового цикла определяется по окончании первых этапов предыдущих циклов, после оценки величин коэффициентов извлечения нефти в результате ее разгазирования и определяется условием

где
S_в - естественная начальная водонасыщенность коллектора, ед.;
η - коэффициент извлечения нефти за счет ее разгазирования, в каждом цикле;
n - количество циклов воздействия;
S_вк - критическая водонасыщенность коллектора, определяемая по [8].

После достижения величины критической водонасыщенности коллектора, разработку залежи осуществляют при пластовом давлении в залежи, обеспечивающем сохранение равновесной газонасыщенности последнего цикла разгазирования нефти.

В качестве примера производства необходимых расчетов и оценки новых состояний залежи приведены материалы по залежи нефти Южно-Александровского месторождения ПО "Белоруснефть".

В таблице приведены исходные данные по термодинамическому состоянию залежи и соответствующих этому состоянию определенных свойств нефти и газа, а также произведены необходимые расчеты для оценки степени газонасыщенности коллектора и коэффициента извлечения нефти за счет ее разгазирования при снижении пластового давления в залежи. Из этой таблицы видно, что для достижения равновесной газонасыщенности 10% в залежи следует снизить пластовое давление до 23,5 МПа, при этом величина дополнительного извлечения нефти составит 4,2% от ее запасов.

Учитывая, что зависимости газосодержания и объемного коэффициента нефти этой залежи от давления определяются уравнениями, соответственно:
Г=15+11,2•Р;
B_н = 1,19 + 0,0313•Р,
пластовое давление, которое необходимо создать в залежи, для полного растворения газа в оставшейся нефти, определяется по формуле (3)

при этом газосодержание нефти составит
Г = 15 + 11,2•28,8 = 337,6 м³/м³,
и объемный коэффициент нефти
B_н = 1,19 + 0,0313•28,8 = 2,076.

На основе этих данных производится новый расчет таблицы для первого этапа второго цикла и, соответственно, нового состояния залежи и параметров нефти конца второго цикла и так далее для каждого последующего цикла.

Критическая (равновесная) величина водонасыщенности коллекторов оценивается по [8] в 40 и более процентов, тогда, как естественное начальное водонасыщение коллекторов в большом числе залежей не превышает 20%. Разность между величинами критической и естественной водонасыщенностью залежи составит величину нефтеотдачи пласта за счет предлагаемого способа разработки.

Источники информации.

1 Крылов А. П. и др. Проектирование разработки нефтяных месторождений. Гостоптехиздат. 1962.

2. Христианович С. А. , Коваленко Ю.Ф. О повышении нефтеотдачи нефтяных пластов. Нефтяное хозяйство, 1988, N 10, с. 25-28.

3. Пирсон С.Д. Учение о нефтяном пласте. Гостоптехиздат. 1961, с.555-557.

4. Стасенков В. В. , Салажев В.М. и др. К вопросу оценки эффективности вытеснения разгазированной нефти водой. Нефтяное хозяйство. 1995, N 12, с. 25- 28.

5. Вахитов Г. Г. и др. Разработка месторождений при забойном давлении ниже давления насыщения. М.: Недра. 1982, с.205 - 212.

6. Авторскою свидетельство СССР N 947399, кл. E 21 B 43/20, 1982.

7. Авторские свидетельство СССР N 1559122, кл. E 21 B 43/20, 1990.

8. Сургучев М. Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.:Недра, 1985, с.145.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам с вытеснением разгазированной нефти водой. Способ включает циклы воздействия путем изменения объемов закачки вытесняющего агента через нагнетательные скважины и изменение отбора жидкости через добывающие скважины. Отличием является то, что последовательно и неоднократно производят изменение темпов закачки воды и отбора жидкости таким образом, что в залежи последовательно и неоднократно происходит сначала разгазирование нефти до достижения равновесной газонасыщенности коллектора, а затем растворение выделившегося газа в оставшейся в пласте нефти. При этом осуществляют столько циклов сколько необходимо для достижения равновесной водонасыщенности коллектора и доразработку залежи ведут при пластовых давлениях, соответствующих равновесной газонасыщенности последнего цикла. Способ повышает нефтеотдачу пласта.

Способ разработки нефтяных залежей, включающий циклы воздействия путем изменения объемов закачки вытесняющего агента через нагнетательные скважины и изменение отбора жидкости через добывающие скважины, отличающийся тем, что, с целью увеличения коэффициента извлечения нефти в разрабатываемой залежи, последовательно и неоднократно производят изменение темпов закачки воды и отбора жидкости таким образом, что в залежи последовательно и неоднократно происходит сначала разгазирование нефти до достижения равновесной газонасыщенности коллектора, а затем - растворение выделившегося газа в оставшейся в пласте нефти, при этом осуществляют столько циклов, сколько необходимо для достижения равновесной водонасыщенности коллектора, и доразработку залежи ведут при пластовых давлениях соответствующих равновесной газонасыщенности последнего цикла.