Способ разработки нефтяной залежи Советский патент 1990 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу разработки залежей нефти при забойных давлениях ниже давления насыщения.

Цель изобретения - повышение производительности добывающих скважин.

Способ осуществляют следующим образом.

Нефтяную залежь разрабатывают с поддержанием пластового давления путем законтурного или внутриконтурного заводнения. Добывающие скважины эксплуатируют при забойных давлениях ниже давления насыщения (на уровне оптимальных). Для каждой добывающей скважины расчетным путем определяют время, необходимое для образования 1,5-2,0% газонасыщенности в приза- бойной зоне пласта.

По истечении этого времени эксплуатацию скважин прекращают на время, необходимое для повышения забойного давления выше давления насыщения, обуславливающего растворение выделившегося в пласте газа. Затем возобновляют режим эксплуатации скважин при оптимальных забойных давлениях, т.е. циклы повторяют, пока не выработают залежь. Время ,необходимое для накопления 1,5-2,0% газонасыщенности, определяют по следующей методике.

При эксплуатации скважин с забойным давлением ниже давления насыщения газонасыщенность на уровне давления насыщения равна нулю, а на уровне забойного давления максимальная. Отсюда для расчета объема выделившегося в пласте газа принимают среднее знака

чение между давлениями насыщения и забойным РС).

Определяют безразмерное давление, как отношение Р, к давлению насыщения Рняс :

ГСР

Ј.ЈЈ. Рнас

ХО

По значениям (1) определяют долю выделившегося газа в пласте

Г Ј-(2)

t Определяют объем вьщелившегося га-jj

за в пластовых условиях за одни сутки

W,

3/сут, (3)

Т . Т Гср Х Cf

де QH - дебит по нефти, м /сут; 2Q

3 - объемный коэффициент; Гф - газовый фактор, м3/м3; Г - доля выделившегося газа в

пласте; TCP средняя пластовая темпера- 25

тура, К;

Р - среднее значение между давлениями насыщения и забойным;

РС,Т атмосферное давление, МПа; Г - удельный объем газа, выделившегося при снижении забойного давления ниже давления насыщения, мэ/м3; Тст- 273 К.

Определяют величину радиуса разга- 35 ирования

R.

I.sJx

(4)

где ае - пьезопроводность, сма/с, оп- 4 ределенная из кривой восстановления давления (КВД); tr - время, определенное из КВД, соответствующее радиусу раз- газирования .

Определяют объем газа в зоне раз- газирования из условия 1,5-2,0% газонасыщения

W « -Niyh-ra-0,015 ,(5) 50

где Ъ - эффективная толщина пласта,м; m - эффективная пористость пласта, Определяют время, необходимое для образования равновесной газонасыщен- йости55

Т.Н..

1 W0

(6)

Время, необхрдимое на растворение выделившегося газа, регламентируется временем восстановления пластового давления или определяется опытным путем.

Влияние газонасыщенности в пласте на фазовую проницаемость по нефти определяют расчетным путем по формуле

fH 1,06(l-Sr)3-0,006 , (7)

где f H - фазовая проницаемость по

нефти, в долях; Sr средняя газонасыщенность в

пласте, в долях.

Зависимость фазовой проницаемости по нефти от газонасыщенности в пласте дана.в таблице.

Как видно из таблицы, при газонасыщении в пределах 1,5-2,0% практи- , чески фазовая проницаемость не снижается, а поэтому указанное содержание свободного газа следует считать оптимальным. При газонасыщенности 1% фазовая проницаемость не снижается, однако период времени эксплуатации скважины уменьшается поэтому является нерекомендуемой величиной.

Пример (скважина 1), Скважину в первый период эксплуатируют с забойным давлением выше давления насыщения при следующих данных Рс 9,7 КПа; Р ПА 14,4 Iffla; дебит жидкости 32 мэ/сут; содержание воды - безводная; коэффициент продуктивности 6,8 м3/сут-НПа. Затем ее переводят на режим эксплуатации с забойным давлением ниже давления насыщения. При этом технологические показатели следующие: Рс - 6,8 МПа; PffA- 14,4Ша; дебит 52 м /сут.

На данном режиме скважина эксплуатировалась в течение 7 мес. За указанный период забойное и пластовое давления изменяются незначительно и соответственно равны 6,8 и 14,1 Ша, а средний дебит (осредненный за 7 мес) из-за накопления газа в пласте до критического значения снижается до 47 м3/сут, т.е. снижение дебита составляет 5 м3/сут. После этого скважину останавливают на 1 сут для растворения выделившегося в пласте газа. При этом также снимают кривую восстановления давления. В дальнейшем скважину запускают в работу без изменения режима эксплуатации. В результате этого дебит скважины восстанавливается почти полностью и составляет 51 м3/сут. Через 20 сут эксплуатации на данном режиме скважину вновь исследуют. Результаты исследования показывают, что производительность скважины за этот период не снизилась и составляет 51,5 м3/сут, т.е. накопление выделившегося в пласте газа не превышает 1,5-2,0% от объема порогового пространства, ограниченного радиусом разгазирования, и фазовая проницаемость по нефти сохраняется на высоком уровне.

Расчеты продолжительности времени, в течение которого газонасыщенность достигает 1,5-2,0% от объема перового пространства, проведены по формулам (1-6). При этом в расчетах используются данные по эксплуатации скважины с забойным давлением ниже давления насыщения и фильтрационные параметры, полученные по кривой восстановления давления, которые составляют: Рс - 6,7 Ша; Рн«с 9,0 Ша; Г - 05 мэ/мэ; Q „ 42 м3/сут; В - 1,16, h - 5 м; m - 0,24; ж- 330 см2/с; tr- 6200 с; Тст 273 К; Тер- 293 К.

Определяют среднее значение между давлениями забойным Рс и насыщения PHqc ср 7,85 Ша, безразмерное среднее давление Ptp

- 0,07.

i

По формуле (3) определяют объем газа, выделившегося в пласте за 1 сут.:

W0 - 2,63 м3/сут.

По (4) определяют величину радиуса разгазирования

Rr - 35 м.

По (5) определяют объем выделившегося газа в зоне разгазирования из условия 1,5% газонасыщенности W в - 69,2 м.

Из (6) определяют время, необходимое для образования 1,5% газонасыщенWности: Т -- 26,3 сут.

«о

Аналогично для образования 2,0% газонасыщенности требуется 35 сут.

Таким образом, периодическое растворение выделившегося в.пласте газа (в данном случае через каждые 26 - 35 сут) позволяет эксплуатировать скважину с максимальной фазовой проницаемостью по нефти, что обеспечивает повышение производительности скважин.

5

0

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины с поддержанием забойного давления ниже давления насыщения с последующей остановкой добывающих скважин для растворения в нефти выделившегося газа, отличающийся тем, что, с целью повышения производительности добывающих скважин, остановку добывающих скважин производят при содержании газа в зоне разгазирования в объеме 1,5 - 2% от перового пространства, причем периоды отбора и остановки последовательно чередуют.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Цель - повышение производительности добывающих скважин. Для этого через нагнетательные скважины закачивают вытесняющий агент. Продукцию отбирают через добывающие скважины с поддержанием забойного давления ниже давления насыщения, останавливают при содержании газа в зоне загазирования в объеме 1,5-2% от порового пространства. Периоды отбора и остановки последовательно чередуют. Использование способа позволяет периодически растворять выделившийся газ в пласте, что в свою очередь позволяет эксплуатировать скважину с максимальной фазовой проницаемостью по нефти. 1 табл.