СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Советский патент 1994 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных залежей, для конечной стадии разработки которых характерно образование не охваченного заводнением нефтяного слоя в прикровельной части.

Целью изобретения является повышение коэффициента извлечения нефти и более полная выработка нефти из прикровельной части продуктивного интервала за счет двустороннего вытеснения нефти взаимно перпендикулярными филь- трационными потоками воды и газа при одновременном исключении непроизводительного расхода закачиваемого в прикровельную часть продуктивного интервала газа.

На фиг. 1 показана стадия разработки залежи, когда на первом этапе разработки в водонагнетательные скважины начинают закачку воды, а в ближайший к водонагнетательным скважинам ряд газонагнетательных скважин производят закачку газа; на фиг.2 - то же, в момент, когда вытеснение нефти из прикровельной части залежи за счет опережающей газовой репрессии закончено и начинают второй этап разработки; на фиг.3 - то же, момент прорыва к добывающим скважинам воды и газа, образование целика неизвлеченной нефти и начало третьего этапа разработки залежи; на фиг.4 - конечная стадия разработки, когда целик нефти вытесняют к интервалам вскрытия газонагнетательных скважин; на фиг.5 - зависимость поровых объемов Q_в и Q_r, занимаемых соответственно водой в прикровельной части залежи и нефти в подошвенной части залежи от времени, прошедшего с начала разработки.

Нефтяную залежь (фиг.1) 1 с прикровельной 2 и подошвенной (зона активного движения воды) 3 частями разбуривают рядами водонагнетательных 4, добывающих 5 и газонагнетательных 6-8 скважин. Интервалы вскрытия газонагнетательных скважин размещают под непроницаемой кровлей 9. В водонагнетательных скважинах вскрывают весь продуктивный пласт, а в добывающих первоначально только подошвенную часть залежи.

Способ разработки нефтяной залежи осуществляют следующим образом.

На первом этапе разработки (фиг.1) в ряд скважин 4 закачивают воду, а через ряд из добывающих скважин 5 отбирают нефть из подошвенной части 3 залежи. Одновременно через ряд газонагнетательных скважин 6, ближайший к водонагнетательным скважинам 4, производят закачку газа, а из рядов скважин 7 и 8 производят отбор нефти из прикровельной части 2 залежи. Закачка газа через газонагнетательные скважины 6 приводит к образованию в залежи газонасыщенной области 10, которая вытягивается в сторону скважин 7, поскольку последние производят отбор нефти в форсированном режиме. С загазовыванием ряда скважин 7 их также переводят на нагнетание газа, при этом через скважины 8 продолжают отбор в форсированном режиме, а через скважины 6 продолжают нагнетание газа. После загазовывания ряда скважин 8 через все ряды газонагнетательных скважин 6-8 в залежь закачивают газ, который образует под непроницаемой кровлей 9 залежи газонасыщенный слой 11 (фиг.2).

В дальнейшем через скважины 6-8 продолжают закачку газа с опережающей газовой репрессией на пласт, т.е. темпами вытеснения из прикровельной части залежи, большими темпов вытеснения нефти водой подошвенной части залежи.

При этом большая часть нефти из прикровельной части 2 залежи вытесняется в зону активного движения воды в подошвенную часть 3 залежи (фиг.3), а положение интервалов вскрытия добывающих скважин 5 в подошвенной части залежи исключает непроизводительный расход газа и обеспечивает вытеснение нефти из прикровельной части в зону активного движения воды перпендикулярно направлению ее движения (направление фильтрационных потоков нефти показано на фиг.1 стрелками). Далее с превышением темпов вытеснения нефти из подошвенной части залежи водой над темпами вытеснения нефти газом из прикровельной части первый этап разработки переходит во второй, на котором имеет место преимущественное вытеснение нефти водой из подошвенной части залежи.

Переход с первого этапа разработки на второй наступает в момент равенства поровых объемов пласта, вытесняемых газом и водой в течение года (темпов вытеснения нефти газом и водой) (см.фиг.5, Q_r = Q_в). Поскольку Q_r и Q_в изменяются непрерывно так, что на первом этапе разработки Q_r превышает Q_в, а на втором Q_в превышает Q_r, то соответственно этому изменяются скорости движения фронтов вытеснения газ - нефть и вода - нефть. Поэтому моментом перехода с первого этапа разработки на второй считывается также равенство скоростей фронтов вытеснения нефти водой и нефти газом. Таким образом, на первых двух этапах разработки залежи реализуется двустороннее вытеснение нефти взаимно перпендикулярными фильтрационными потоками воды и газа: с опережающей газовой репрессией на пласт, т.е. со скоростью вытеснения нефти газом перпендикулярно напластованию, большей скорости ее вытеснения водой вдоль напластования, - на первом этапе разработки, и с опережающей водяной репрессией на пласт, т.е. со скоростью вытеснения нефти водой вдоль напластования, большей скоростью ее вытеснения перпендикулярно напластованию газом, - на втором этапе разработки. При этом сумма объемов Q_в + Q_r в год, занятых газом в прикровельной части и водой в подошвенной части залежи, на протяжении обоих этапов разработки не меняется и равна объему, который занимала нефть до ее извлечения из залежи (фиг.5). Указанная способность позволяет сохранить начальное пластовое давление и обеспечить жесткий режим вытеснения нефти водой и газом. Изменение Q_в и Q_r в процессе разработки осуществляют непрерывно (фиг.5), так что скорость фронта вытеснения нефти газом на начальной стадии разработки, значительно превышающая скорость фронта нефти водой, убывает в процессе разработки, в то время, как скорость фронта вытеснения нефти водой в процессе разработки увеличивается. Когда скорости фронтов уравниваются, первый этап разработки переходит во второй, при этом повышенная скорость вытеснения нефти водой снижает вероятность образования у интервалов скрытия добывающих скважин газовых конусов, поскольку последние оттесняются обратно в прикровельную часть залежи нефтью.

Опережающая газовая репрессия на пласт, т.е. скорость вытеснения на первом этапе разработки газом перпендикулярно напластованию, большая по сравнению со скоростью вытеснения водой вдоль напластования, и опережающая водяная репрессия на пласт на втором этапе разработки со скоростью вытеснения вдоль напластования водой, большей скорости вытеснения нефти перпендикулярно напластованию газом, обеспечивается за счет установки темпов вытеснения нефти газом и водой из выражений
Q_г= + 1- ,
(1)
Q_в= · 1- · 1- ,
(2) где Q_r, Q_в - темпы вытеснения нефти соответственно газом и водой, м³/год;
V_п - пороговый объем залежи, м³;
Т - суммарная продолжительность первых двух этапов разработки залежи, год;
μ_н, μ_в - соответственно вязкости нефти и воды, Па˙с;
W^* - предельная обводненность продукции скважин, %;
τ - время, прошедшее с начала разработки залежи, год.

После прорыва к ряду добывающих скважин 5 конусов воды и газа и образования между добывающими и нагнетательными скважинами целика неизвлеченной нефти 12 (фиг. 3) добывающие скважины 5 вскрывают во всем интервале продуктивного пласта и начинают третий этап разработки залежи.

На третьем этапе разработки через скважины 5 в залежь закачивают воду, которая вытесняет целик нефти в повышенную часть залежи, при этом через водонагнетательные скважины 4 продолжают закачку воды, а ряды скважин 6-8 переводят на отбор закачанного в залежь газа. Далее с достижением целиком интервалов вскрытия скважин 6-8 последние переводят на отбор нефти из целика (фиг.4).

Таким образом, на третьем этапе разработки залежи обеспечивается доизвлечение через скважины 6-8 остаточного целика нефти, образовавшегося на первых двух этапах, а также извлечение из залежи ранее закачанного в нее газа.

Выражения для темпов вытеснения нефти газом и водой, обеспечивающих опережающую газовую репрессию на пласт на первом этапе разработки и опережающую водяную репрессию на пласт на втором этапе, устанавливают из следующих соображений. С учетом того, что нефть из прикровельной части вытесняется газом, общий объем нефти, вытесненной газом из залежи V_r, должен составить
V_r = κ V_п, (3) где κ - доля нефти от извлекаемых запасов, остающаяся в прикровельной части в случае отсутствия мероприятий по ее вытеснению в зону активного движения воды.

С другой стороны, величина V_r может быть определена через средний темп вытеснения нефти газом и суммарную продолжительность Т первых двух этапов разработки залежи из выражения
V_г= · T , (4) где Q_o - темпы вытеснения нефти газом в течение первого года разработки, м³/год.

Из выражений (1) и (2)
Q_o= · V_п . (5)
С учетом того, что для осуществления опережающей газовой репрессии на первом этапе и опережающей водяной репрессии на втором этапе разработки залежи темпы вытеснения газом должны убывать от максимального значения Q_o, получают выражение для темпов вытеснения нефти газом
Q_г= Q1- = · 21-
(6) Соответственно темпы вытеснения нефти водой
Q_в= 1-21- . (7)
Доля извлекаемых запасов нефти, которая может оставаться в прикровельной части
κ = , (8) где h и H - соответственно толщина нефтенасыщенного слоя (образование возможно в прикровельной части) и общая нефтенасыщенная толщина залежи, м.

С учетом того, что по закону Дарси
q_в~ ,
(9)
q_н~ ,
(10) где q_н, q_в - соответственно дебиты нефтедобывающих и водонагнетательных скважин, т/сут;
К - абсолютная проницаемость породы пласта, м², а обводненность добываемой продукции
W = ,
(11) получают выражение для обводненности
W = .

(12) Величина обводненности для прекращения эксплуатации нефтедобывающих скважин должна быть равна предельной W = W^*
W^*= ,
(13) откуда находят выражение для
= ,
(14) Подставляя (12) в (8), находят выражение
κ = .

(15) Далее подставляют в (13), (4) и (5) и получают окончательные выражения для темпов нагнетания газа и воды
Q_г = · · 1- ,
Q_в= · 1- · 1- .

Указанные зависимости отражены на фиг.5.

Пример реализации способа.

Гипотетическая нефтяная залежь размерами 6000х2000 м, толщиной нефтенасыщенного слоя 20 м и балансовыми запасами нефти 60 млн.т сложена породами с проницаемостью 50 мД и пористостью 0,415. Пластовое давление составляет 20 МПа, плотность пластовой и дегазированной нефти соответственно 0,6 т/м³ и 0,8 м/т³, коэффициент вытеснения К_выт = 0,8, вязкости нефти и воды μ_н и μ_в соответственно 20 сПз и 1 сПз, предельная обводненность W^* = 0,95.

Залежь разбуривают одним рядом водонагнетательных скважин с количеством скважин в ряду n_вн = 20, тремя рядами газонагнетательных скважин с количеством скважин в ряду 20 и общим количеством скважин n_rн= 60 и одним рядом нефтедобывающих скважин с количеством скважин в ряду n_нд = 20.

Расстояние между рядами скважин 500 м. Интервалы вскрытия газонагнетательных скважин располагают под непроницаемой кровлей, в водонагнетательных скважинах вскрывают весь продуктивный пласт, а в добывающих - подошвенную часть залежи так, что величина интервалов вскрытия составляет для газонагнетательных скважин 1 м, для водонагнетательных 20 м, а для добывающих 10 м.

На первом этапе разработки через добывающие скважины отбирают нефть с дебитами 250 т/сут. Одновременно через ряд газонагнетательных скважин, ближайший к водонагнетательным, производят закачку газа с повышенными дебитами, равными 72000 м³/сут, а через остальные ряды газонагнетательных скважин производят отбор нефти с дебитами 110 т/сут. По мере загазовывания газонагнетательных скважин второго ряда их также переводят на нагнетание газа с дебитами 72000 м³/сут, а через третий ряд газонагнетательных скважин продолжают отбор нефти, но уже с дебитами 220 т/cут. После прорыва газа в скважины третьего ряда через все газонаг- нетательные скважины в залежь закачивают газ.

Закачка газа с отбором нефти приводит к образованию под непроницаемой кровлей газонагнетательного слоя со средней толщиной 1 м.

Дебиты водонагнетательных скважин на первый год разработки определяют из выражения (2) с учетом того, что при дебитах нефтедобывающих скважин 250 т/сут срок первых двух этапов разработки залежи составит 26 лет. Указанные дебиты составляют 110 т/сут.

Дебиты газонагнетательных скважин после образования газонагнетательного слоя под кровлей определяют из выражения (1) и составляют 23470 м³/сут. Аналогичным образом из выражений (1) и (2) определяют дебиты водо- и газонагнетательных скважин на второй, на третий и т.д. годы разработки. К 7 году с начала разработки объемы нефти, вытесняемые водой и газом в год, сравниваются. Как видно из зависимости на фиг.5 (из сравнения площадей под зависимостями Q_r = f( τ ) и Q_в = f( τ ) к этому моменту прикровельная часть будет выработана примерно на 3/4, а подошвенная на 1/4.

С этого момента объем нефти, вытесняемой в год водой из подошвенной части, начинает превышать объем нефти, вытесняемой из прикровельной части залежи за тот же срок, и начинается второй этап разработки с опережающей водяной репрессией на пласт. К 26 году разработки залежи нагнетаемые в залежь газ и вода достигнут интервалов вскрытия добывающих скважин.

Нефть из залежи будет главным образом вытеснена и в ней останется лишь тонкий вытянутый между рядами добывающих и водонагнетательных скважин целик. Далее добывающие скважины вскрывают на всю продуктивную толщу и начинают третий этап разработки залежи. К этому моменту дебиты водонагнетательных скважин, установленные из выражения (2), составят 530 т/сут и нефтедобывающие скважины переводят на нагнетание воды с такими же дебитами. Одновременно через газонагнетательные скважины начинают отбор газа, закачанного на первых двух этапах разработки залежи, с дебитами 10000 м³/сут. Через два года при указанных дебитах водонагнетательных и газонагнетательных скважин целик достигнет интервалов вскрытия газовых скважин и их переводят на отбор нефти и целика, который ведут до обводнения скважин.

Таким образом, вытеснение нефти газом из прикровельной части залежи и осуществление опережающей газовой репрессии на пласт на первом этапе разработки позволяет предупредить образование в залежи на конечных этапах ее разработки не охваченного заводнением нефтенасыщенного слоя между добывающими и нагнетательными скважинами. При этом утверждается коэффициент охвата залежи заводнением и в конечном счете увеличивается коэффициент извлечения нефти пропорционально количеству нефти, которая извлекается из прикровельного нефтенасыщенного слоя. Вскрытие добывающих скважин во всем интервале продуктивного пласта и их перевод на нагнетание воды обеспечивает доизвлечение остаточного целика нефти без потерь, поскольку последний перемещает в повышенную часть залежи, которая ранее была насыщена нефтью и, следовательно, нефть целика не размывается в ней.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Цель - повышение коэффициента извлечения нефти и более полная выроботка нефти из прикровельной части продуктивного интервала за счет двустороннего вытеснения нефти взаимно перпендикулярными и фильтрационными потоками воды и газа при одновременном исключении непроизводительного расхода закачиваемого в прикровельную часть продуктивного интервала газа. Залежь разрабатывают поэтапно. На первом этапе залежь между рядами нагнетальных и добывающих скважин дополнительно разбуривают рядами горизонтальных скважин. В водонагнетательных скважинах вскрывают весь продуктивный интервал. В газонагнетательных скважинах вскрывают прикровельную часть продуктивного интервала. В добывающих скважинах вскрывают подошвенную часть продуктивного интервала. Закачку газа начинают через газонагнетательные скважины, ближайшие к водонагнетательным. Через остальные ряды газонагнетательных скважин ведут отбор нефти из прикровельной части продуктивного интервала. По мере прорыва газа в остальные ряды газонагнетательных скважин их переводят под нагнетание газа. При этом на первом этапе осуществляют опережающую газовую репрессию на пласт. При достижении равенства поровых объемов пласта, вытесняемых газом и водой, переходят ко второму этапу и осуществляют опережающую водяную репрессию на пласт. После прорыва газового и водяного конусов к интервалам вскрытия добывающих скважин переходят к третьему этапу. Затем вскрывают все продуктивные интервалы и закачивают через них воду. При этом газонагнетательные скважины переводят на отбор закачанного газа и нефти. Вскрытие добывающих скважин во всем интервале продуктивного пласта и их перевод на нагнетание воды обеспечивает доизвлечение остаточного целика нефти без потерь. 1 з.п. ф-лы, 5 ил.

1. СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ, включающий ее разбуривание рядами добывающих и водонагнетательных скважин, их вскрытие в интервале продуктивного пласта, закачку воды в подошвенную часть продуктивного интервала, газа в прикровельную часть продуктивного интервала, газа в прикровельную часть продуктивного интервала через водонагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что, с целью повышения коэффициента извлечения нефти и более полной выработки нефти из прикровельной части продуктивного интервала за счет двустороннего вытеснения нефти взаимно перпендикулярными фильтрационными потоками воды и газа при одновременном исключении непроизводительного расхода закачиваемого в прикровельную часть продуктивного интервала газа, разработку залежи ведут поэтапно, на первом этапе залежь между рядами нагнетательных и добывающих скважин дополнительно разбуривается рядами газонагнетательных скважин, в водонагнетательных скважинах вскрывают весь продуктивный интервал, в газонагнетательных скважинах - прикровельную часть продуктивного интервала, а в добывающих скважинах - подошвенную часть продуктивного интервала, причем закачку газа начинают через газонагнетательные скважины, ближайшие к водонагнетательным, через остальные ряды газонагнетательных скважин ведут отбор нефти из прикровельной части продуктивного интервала, а по мере прорыва в них газа газонагнетательные скважины переводят под нагнетание газа, причем на первом этапе осуществляют опережающую газовую репрессию на пласт, а при достижении равенства поровых объемов пласта, вытесняемых газом и водой, переходят ко второму этапу и осуществляют опережающую водяную репрессию на пласт, при этом после прорыва газового и водяного конусов к интервалам вскрытия добывающих скважин переходят к третьему этапу, осуществляют вскрытие всего продуктивного интервала и закачивают через них воду, причем газонагнетательные скважины переводят на отбор закачанного газа и нефти. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что опережающую газовую репрессию на пласт на первом этапе и опережающую водяную репрессию на втором этапе определяют по темпам вытеснения нефти газом или водой из следующих выражений:
Q_г= + 1- , ,
Q_в= · 1- 1- ,,
где Q_Г, Q_В - темпы вытеснения нефти соответственно газом и водой, м³/год;
V_П - пороговый объем залежи, м³;
T - суммарная продолжительность первых двух этапов разработки залежи, год;
μ_H , μ_B - соответственно вязкости нефти и воды, Па.с,
W^* - предельная обводненность продукции скважин, %;
τ - время, прошедшее с начала разработки залежи, год.