Способ разработки нефтяной залежи, содержащей газовые и жидкие углеводороды Советский патент 1991 года по МПК E21B43/18 

Изобретение относится к способу разработки нефтяной и нефтегазовой залежи и может использоваться в нефтедобывающей промышленности. Газовые углеводороды могут содержаться в виде газовой шапки в пласте или рассеянном виде при разработке нефтяной залежи на режиме истощения, а также при применении газовых и водогазо- вых методов воздействия на нефтяные пласты.

Целью изобретения является повышение нефтеотдачи и уменьшение прорыва газа, а также повышение эффективности разработки нефтегазовой залежи, на которой имеется нагнетательный ряд для закачки воды, расположенный по внешнему контуру газовой шапки.

На фиг. 1 представлены экспериментальные результаты вытеснения нефти из пласта; на фиг. 2 - результаты изменения фазового состояния смеси на тройной диаграмме.

Для обоснования способа было осуществлено экспериментальное исследование. Оно проводилось на модели пласта длиной 10 м, диаметром 8 мм, набитой пористой средой, при Р 25 МПа и t 60°C. Пористая среда насыщалась нефтью пласта ABI3, затем в пласт закачивалась вода до ее прорыва. В обводненную модель закачивался метан до его прорыва. Таким образом была создана заводненная и загазованная модель пласта с остаточной нефтенасыщенно- стью 39%. Затем в модель закачали оторочку пропана в количестве 28% от поON О

СЛ Ј

рового объема и стали ее проталкивать газом. В результате закачки 0,6 поровых объемов метана из модели пласта была фактически извлечена вся нефть (фиг. 1). Изменение фазового состояния смеси представлено на тройной диаграмме (фиг. 2-). На этой диаграмме приведена область двухфазного существования смеси метан-пропан данного месторождения нефти, полученная при расчетах при Р 25 МПа и t 60°С, и показано изменение состояния смеси в переходной зоне на выходе из модели точками 1-15.

В процессе закачки пропана состояние смеси изменялось от точки 1 до точки 13, т.е.нефть насыщалась пропаном до тех пор, пока вся система в пласте не переходила в однофазную область - жидкую фазу (точки 7-9). Затем шел раствор нефти в пропане и практически чистый пропан (точки 10-13). После вытеснения оторочки пропана из модели пласта начинался прорыв газа практически при полном вытеснении нефти (точки 14-15). После прорыва газа весь пропан был извлечен из пласта. Таким образом, закачкой растворителя удалось всю углеводородную систему перевести в жидкое состояние и предотвратить прорыв газа. Если при этом в пласт продолжать закачивать воду, то это приведет к защемлению того газа, который не успел раствориться в неф- ти.

Особенностью способа является то, что растворитель закачивают в нагнетательные скважины после прорыва газа в эксплуатационные скважины в количестве 0,1-0,30% от перового объема. Это дает возможность всю обводненную газовую фазу перевести в жидкое состояние, ликвидировать прорыв газа и если при этом в пласт продолжают закачивать воду, то это приведет к защемлению того газа, который не успел растворить- ся в нефти. Кроме того, способ рассматривает разработку как нефтяной залежи, так и нефтегазовой залежи. Данный способ дает возможность создать в пласте взаиморастворимую зону, которая будет вытесняться закачиваемым газом или газом газовой шапки добывающих скважин. Данная технология дает возможность уменьшить прорыв газа к добывающим скважинам за счет выбора оптимального режима закачки ШФЛУ при одновременном увеличении нефтеотдачи пласта.

Пример1.В скважины по внешнему контуру газоносности закачивают воду, из скважин первого эксплуатационного ряда отбирают нефть и воду.

Рассмотрим круговую залежь диаметром внутреннего контура газовой шапки

900 м, внешнего контура 1100, расстояние от внешнего контура до первого ряда добывающих скважин 500 м. Мощность пласта 65 м.

После прорыва газа в скважины эксплуатационного ряда в ту часть залежи, куда прорвался газ, в скважины барьерного ряда закачивают растворитель. Предположим, что газ прорвался в скважину. Тогда в нагне- тательные скважины закачивается растворитель. Принимают расстояние между скважинами 500 м. Тогда поровый обьем участка составит:

Vy4 0,2-5002. 65 0,2 250000-65 3,25- 106м3.

Объем нефтесодержащей части при 40% обводненности и 20% загазованности:

VH 3,25-106- 0,4 1,3 млн. м3.

Объем газа в пл. условиях; Vr 3,25 106. 0,2 0,65-106 м3 или в ст. условиях

VCT 0.65 10 6- 200 -293 14Д ,. „6 мз

Vu -333 0,75-1,03-148 10 м

В нагнетательные скважины закачивают растворитель (конденсат) в объеме 0,2 от

перового объема 3,25- 0,2 0,65- 106 м3 или

при плотности 0,7 т/м VK 0,455. 106 т

конденсата.

Газ, находящийся в пласте, будет рас- творяться в конденсате. Конденсат н,к. 40, к.к. 200°С, плотность 0,7 г/см3, мол.мае. 100, при Р 200 кгс/см2 и t 60°C, принимая конденсат за гептан, получим, что в конденсате может раствориться метана 0,6 мол.д.

г 0.6-24040 0,4-100

360 м т.

Таким образом, весь газ, находящийся в пласте, может раствориться в конденсате, так как

VL J5JUOL 325м3 т. v« 0,455- 106

Конденсат будет растворяться в нефти, т.е. в пласте создается взаиморастворимая зона, которая будет вытесняться газом газовой шапки в добывающие скважины.

После того как газ из газовой шапки

достигнет скважины эксплуатационного ряда из пласта будет извлечена нефть и закачанный конденсат. После вторичного прорыва газа в эксплуатационную скважину переводят в нагнетательную под закачку воДы.

Обоснование граничных объемов закачки растворителя.

Если загазованность участка будет менее 10% от объема пор, то газ прорываться

не будет, а следовательно, не нужно закачи- вать растворитель.

Если загазованность отвечает начальной границе движения газа, т.е. 10% от объ- ема пор, то, как следует из приведенного примера, объем растворителя должен быть равен 10% от объема пор.

Если загазованность составляет 30% от объема пор, то, как следует из примера, объем растворителя должен составлять 30%.

В представленном примере экспериментального исследования после заводнения нефтяного пласта в него подавался метан до прорыва газа. При этом газонасыщенность пласта составила 28%. Закачка оторочки растворите..я объемов 28% полностью предотвратила прорыв газа и способствовала полному вытеснению нефти.

Если закачку растворителя осуществлять сразу после прорыва газа, то согласно фазовым проницаемостям объем загазованности не может быть больше 30% и, следовательно, оторочка конденсата не должна быть более 30%, так как это увеличивает затраты на проведение процесса.

П р и м е р 2. Рассмотрим круговой участок пласта мощностью 20 м, диаметром 150 м, на котором расположены в центре одна нагнетательная, в которую закачивается газ, и четыре добывающие скважины.

Общий объем участка при пористости 0,2

Ууч. 0.2 20 0,785 104 3,5 -104 м3.

Газонасыщенность в момент прорыва газа составила 25%.

Уг.пл.усл. 0,25-3,5-104 м3.

В соответствии с расчетом, приведенным в примере 1, объем растворителя должен составлять примерно 25% от порогового объема. Закачкой растворителя в скважину весь газонасыщенный объем переводится в жидкую фазу, т.е. растворитель поглощает в себе газ и продолжается процесс вытеснения. При этом вытеснение становится смешивающим, что препятствует прорыву газа и отвечает наиболее полному вытеснению объема нефти.

Закачивать . растворитель повторно по- еле прорыва газа не рекомендуется, так как нефть из этого участка пласта уже вытеснена. Поэтому эту скважину следует перевести в нагнетательную.

Таким образом, данный способ позволяет уменьшить прорыв газа в добывающие скважины за счет оптимального выбора закачки растворителя, при этом увеличивается нефтеотдача пласта.

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяной залежи, содержащей газовые и жидкие углеводороды, включающий закачку газа и растворителя в нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, о т л ичающийся тем, что, с целью повышения нефтеотдачи и уменьшения прорыва газа, после прорыва газа в добывающие скважины в нагнетательные скважины закачивают растворитель в объеме 10-30% от порогового объема пласта с последующей закачкой газа, а после вторичного прорыва газа и полного вытеснения растворителя в добывающие скважины их переводят под закачку газа.

2. Способ по п. 1,отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности разработки нефтегазовой залежи с газовой шапкой, на которой имеются нагнетательные скважины барьерного ряда для закачки

воды, расположенные по внешнему контуру газовой шапки, после прорыва газа из газовой шапки в добывающие скважины нагнетательные скважины барьерного ряда останавливают и переводят под закачку растворителя.

3. Способ по п. 2, отличающийся тем, что после вторичного прорыва газа из газовой шапки л полного вытеснения закаченного растворителя в добывающие скважины их останавливают и переводят под закачку воды.

WO

% tec. 6 потоке дн

VJOK

Относительный объём закачки --г , П0°Фи&.1

ч-Ш

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Цель - повышение нефтеотдачи и уменьшение прорыва газа, а также повышение эффективности разработки нефтегазовой залежи, на которой имеются нагнетательные скважины барьерного ряда для закачки воды, расположенные по внешнему контуру газовой шапки. Для этого закачивают газ и растворитель через нагнетательные скважины. Отбирают нефть через добывающие скважины. Закачку растворителя проводят в объеме 10-30% от порового объема пласта после прорыва газа в добывающие скважины. Затем закачивают газ. После вторичного прорыва газа и полного вытеснения растворителя в добывающие скважины их переводят под закачку газа. После прорыва газа из газовой шапки в добывающие скважины нагнетательные скважины барьерного ряда останавливают и переводят под закачку растворителя. После вторичного прэрыва газа из газовой шапки и полного вытеснения закаченного растворителя в добывающие скважины их останавливают и переводят под закачку воды. 2 з.п.ф-лы, 2 ил. w fe

----- -- V- --VVLJ JL У J- jM -ГЛ/ - - V/7

4 Д/ 0,2 0,3 0.4 Q.5 0.6 0.7 0.8 0.9 А

Фм.г