Способ разработки нефтяной залежи с естественным режимом растворенного газа Советский патент 1992 года по МПК E21B43/18 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к скважинным способам разработки нефтяных залежей, подвергшихся естественному режиму растворенного газа.

Известен способ разработки нефтяных залежей, предусматривающий восстановление пластового давления в истощенных пластах, подвергшихся естественному режиму растворенного газа путем нагнетания в пласт газа, преследуя одновременно цель повышения газонасыщенности нефти. После восстановления пластового давления до заданного уровня осуществляют нагнетание в пласт воды, вытесняющей газонасыщенную нефть при достигнутом давлении.

Недостатками данного способа является невозможность достижения высокого коэффициента нефтеизвлечения в условиях трещиноватых и неоднородных по проницаемости прерывистых и сложнопостроенных пластов и необходимость в больших дополнительных капитальных и эксплуатационных затратах на строительство и эксплуатацию системы заводнения.

Известен также способ разработки нефтяной залежи с естественным режимом растворенного газа, включающий отбор нефти из пласта через добывающие скважины и одновременно через специальные скважины нагнетание всего попутно добываемого газа в пласт как с самого начала эксплуатации залежи, так и спустя некоторое время.

Однако в результате неполной компенсации отбираемых объемов флюидов из пласта закачкой газа происходит снижение пластового давления, нагнетаемый в пласт газ находится в свободном состоянии, обусловливающий режим вытеснения нефти газом, который неэффективен в условиях большой проницаемостной неоднородности коллекторов. Способ не обеспечивает повторное насыщение нефти газом и не способствует увеличению фазовой ее проницаемости.

Наиболее близким к изобретению является способ разработки нефтяной залежи с естественным режимом растворенного газа, включающий отбор нефти из пласта через добывающие скважины и одновременно

О

00

закачку в пласт газа через специальные скважины в объемах, компенсирующих отбираемые объемы флюидов из пласта на завершающей стадии эксплуатации залежи при предельно минимальном давлении.

Согласно этому способу в условиях стабилизации пластового давления отсутствуют условия растворимости газа в нефти, что обусловливает режим вытеснения нефти газом, который является неэффективным при большой проницаемостной неоднородности коллекторов из-за быстрых прорывов газа в добывающие скважины. Способ не обеспечивает и не предусматривает восстановление пластового давления в истощенных нефтяных залежах, подвергшихся разработке на режиме растворенного газа, исключающее возможность дальнейшей эксплуатации скважин на таких залежах и увеличение полноты выработки запасов нефти. Кроме того, при одновременной добыче добыче нефти и закачке в пласт газа требуется дополнительное бурение нагнетательных скважин.

Цель изобретения - повышение коэффициента нефтеизвлечения.

Поставленная цель достигается тем, что в способе разработки нефтяной залежи с естественным режимом растворенного газа, включающем отбор нефти из пласта через добывающие скважины и нагнетание газа в пласт, после отбора нефти на естественном режиме растворенного газа и прекращения закачки газа в пласт через добывающие скважины до восстановления пластового давления до давления не ниже начального давления насыщения, после чего нагнетание газа прекращают и осуществляют отбор нефти на искусственном режиме растворенного газа, причем отбор нефти на режиме растворенного газа и закачку газа в пласт периодически повторяют.

Сущность способа заключается в следующем.

В истощенный нефтяной пласт, подвергшийся естественному режиму растворенного газа через сеть добывающих скважин, после прекращения отбора нефти нагнетают хорошо растворимый в нефти газ (попутный, природный и др.), который за счет повышения пластового давления частично пополняет свободные от нефти поры пласта, частично растворяется в ней, повышая ее газонасыщенность. Нагнетаемый в пласт газ, растворяясь в нефти, вызывает разбухание последней, увеличивая насыщенность пласта жидкой фазой, а следовательно, и ее проницаемость. При этом газ перераспределяется по объему пласта как

за счет скольжения фаз, так и за счет диффузионных процессов.

Нагнетание газа в пласт осуществляют до тех пор, пока пластовое давление не достигнет заданного уровня, например уровня начального давления насыщения. После этого закачку газа в пласт прекращают и возобновляют отбор нефти из пласта через добывающие скважины. При этом реализу0 ется повторный, искусственно созданный режим растворенного газа, который существенно отличается от первичного естественного режима - при соответствующих пластовых давлениях в повторном режиме

5 за счет большей газонасыщенности пласта наблюдается более интенсивное снижение пластового давления на единицу добытой нефти, большие газовые факторы. Однако при достижении нижнего уровня пластового

0 давления, например давления забрасывания залежи, остаточная насыщенность нефтью меньше, а следовательно, коэффициент нефтеизвлечения больше, чем после отработки пласта на первичном естествен5 ном режиме растворенного газа.

Цикл нагнетание газа - добыча нефти повторяют несколько раз.

Эффективность прироста нефтеизвлечения каждого последующего цикла быстро

0 затухает. Однако, повторяя их несколько раз, конечная величина нефтеизвлечения может удвоиться по сравнению с естественным режимом растворенного газа и достичь величины, соизмеряемой с нефтеизвлечени5 ем при вытеснении нефти водой на месторождениях с благоприятными условиями.

В зависимости от различных факторов (характеристики источника газоснабжения, технических возможностей компрессоров,

0 технологии подъема жидкости из скважин и др.) максимальные и минимальные уровни пластового давления в циклах могут устанавливаться различной величины и варьировать в пределах: давление насыщения 5 давление забрасывания залежи.

При дефиците газа циклы необходимо осуществлять в интервале более низких пластовых давлений, а в целях создания более благоприятных условий для извлечения

0 жидкости из скважины циклы осуществляются при высоких уровнях пластового давления. Продолжительность циклов зависит от разности между максимальным и минимальным уровнями пластового давления и

5 диктуется различными факторами, в том числе сезонностью работ, и может колебаться от нескольких месяцев до нескольких лет. Пример конкретного выполнения способа для условий нефтяного месторождения, характеризующегося линзовидным

строением маломощных сильно неоднородных по проницаемости пластов, содержащих легкую высокогазонасыщенную нефть,

В пределах месторождения имеются чисто газовые пласты, использование запасов которых в ближайшие годы не планируется и которые могут быть использованы для предлагаемого способа разработки нефтяных залежей.

Основные характеристики залежей: глу- бина залегания 1600 м; пластовое давление и давление насыщения 15,3 МПа; газосодержание нефти 205 м3/т; объемный коэффициент нефти 1,356; плотность нефти 0,78 г/см3; вязкость пластовой нефти 0,7 Па с.

Залежь разбурена из расчета 1 добывающая скважина на 25 тыс. т балансовых запасов нефти. Давление забрасывания залежи принимается 1,5 МПа.

Согласно расчетам коэффициент неф- теизвлечения при снижении пластового давления от начального до давления забрасывания составляет 0,3 (чрезвычайно высокий коэффициент и с этой точки зрения месторождение уникальное).

Для интенсификации добычи нефти создается искусственный режим растворенного газа. Для этого в пласт через добывающие скважины нагнетается газ из вышележащих газовых пластов путем его перетока. Для достижения начального пластового давления и начальной газонасыщенности нефти необходимо закачать в пласт 106,8 млн. м3 газа из расчета на 1 млн. т начальных балансовых запасов нефти. Пе- реток газа осуществляется в течение 6-8 мес (в течение зимнего сезона). В результате повторной разработки залежи на искусственном режиме растворенного газа коэффициент нефтеизвлечения достигнет 0,39. т.е. увеличится на 30%.

Для создания второго цикла искусственного режима растворенного газа необходимо закачать в пласт в течение 6-8 мес еще 109,2 млн. м3 газа на 1 млн. т нефти После проведения второго цикла коэффициент нефтеизвлечения достигнет 0,451, что на 50% больше, чем при естественном режиме, и т.д.

Предложенный способ позволяет значительно увеличить добычу нефти на нефтяных истощенных месторождениях, подвергавшимся первичной эксплуатации, в условиях трещиноватых и нероднородных по проницаемости, прерывистых и сложно- построенных пластов, причем не используя дополнительный метол заводнения

Формула изобретения Способ разработки нефтяной залежи с естественным режимом растворенного газа, включающий отбор нефти из пласта через добывающие скважины и нагнетание газа в пласт, отличающийся тем, что, с целью повышения коэффициента нефтеизвлечения после отбора нефти на естественном режиме растворенного газа и прекращения отбора, осуществляют нагнетание газа в пласт через добывающие сква- жины до восстановления пластового давления до заданного уровня, после чего нагнетание газа прекращают и осуществляют отбор нефти на искусственном режиме растворенного газа, причем отбор нефти на режиме растворенного газа в пласт периодически повторяют.

Нефтяную залежь разрабатывают на режиме растворенного газа. Потом прекращают отбор и закачивают в пласт газ до восстановления пластового давления не ниже начального давления насыщения. Закачку газа прекращают и начинают отбирать нефть на искусственном режиме растворенного газа.