Способ разработки нефтегазового месторождения Советский патент 1992 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при определении параметров технологии разработки нефтегазового месторождения, приводящих к заданной углеврдородоотдаче.

Определение параметров технологии разработки нефтегазовых месторождений имеет большое значение в связи с существенным влиянием на коэффициент извлечения нефти и газа (углево- дородоотдачи) таких параметров технологии, как вязкость закачиваемого агента, расстояние между скважинами (плотность сетки скважин), а от величины углеводородоотдачи зависит рентабельность разработки месторождений.

Известен способ опредепения параметров технологии путем экспериментального определения фазовых проница- емостей для закачиваемого и вытесняемого агентов с последующими расчетами на ЭВМ Јfj. Недостатками известного способа определения параметров технологии, приводящих к заданной углеводородоотдаче, является сложность и громоздкость расчетов, а также недостаточная точность определения параметров технологии из-за неучета различия капиллярного давления при дренаже и пропитке.

Наиболее близким к предполагаемому изобретению по технической сущнос М i 1

XJ

GN

.-А

ти и достигаемому результату является способ разработки нефтегазового месторождения, включающий замер физико- геологических параметров объекта разработки, разбуривание его по сетке скважин, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор вытесняемого и вытесняющего агентов из добывающих скважин, в котором JQ расчет параметров технологии осуществляется по формуле:

,758 ехр(-0,007б-Кр/Кп). ехр(-0,

XS/45); G- Ј , Iй 2.

где Ј

К

Р

«п - G - k - II

углеводородоотдача;

коэффициент расчлененности

объекта;

коэффициент песчанистости;

гидропроводность пласта;

проницаемость пласта;

эффективная толщина пласта;

вязкость нефти;

плотность сетки скважин Ј2J Согласно этому соотношению,при известных фиаико-геологических параметрах (1с,Н,|Иг, Кр, Кп) можно определить плотность сетки скважин S. Этот способ принят в качестве прототипа.

Недостатком известного способа (прототипа) является его низкая экономическая эффективность, вследствие невысокой точности определения объема бурения по следующим причинам:

прототип не учитывает влияние капиллярных сил;

прототип не учитывает влияние темпа разработки на нефтеотдачу.

Целью изобретения является повышение экономической эффективности за счет повышения точности определения объема бурения.

Поставленная цель достигается тем что в способе разработки нефтегазо - вого месторождения, включающем замер физико-геологических параметров объекта разработки, разбуривание его по сетке скважин, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор вытесняемого и вытесняющего агентов из добывающих скважин, дополнительно определяют среднее отношение подвижностей вытесняющего и выте няемого агентов, разность начальных величин капиллярного давления на контакте вытесняемый агент - вытесняющи

и на контакте вытесняющий агент - вытесняемый, начальный градиент для фильтрации вытесняемого агента, скорость прокачки вытесняющего агента, а разбуривание месторождения осуществляют по сеткескважин, выбранной для обеспечения заданной углеводородоот- дачи из соотношения:

, L|U,U м , ,г 2,7ч --Гр-(1,3,65 r,-f;)

К, Q Рс (ги

(К-4т) +л1(К-4тЦ2 + 1бга(|-)(4т+К) „ 8т(Т-2);

5

0

5

0

5

0

0

5

где

55

nj( - вязкость закачиваемого аген та, МПа«с;

L - характерный линейный размер пласта, м;

U - характерная скорость прокачки агента, м/сут;

К,,- проницаемость среды для затачиваемого агента, мкм2;

ЛА%- вязкость вытесняемого агента (нефти, газа),

k - проницаемость пористой среды, мкм2;

К - среднее отношение подвижностей вытесняющего и вытесняемого агентов, доля единиц;kРС - разность начальных величин

капиллярного давления на контакте вытесняемый агент-вы- тесняющий и на контакте вытесняющий агент-вытесняемый, МПа;.

G - начальный градиент для фильтрации вытесняемого агента, МПа/м;

га - пористость, доли единиц;

2 - углеводородоотдача, доли

единиц. Способ воспроизводима условиях,

когда R |- +1 и 2+(R-1)(1-4m/K) О,

Т) „ .,. L/MiU ,, 0 ,.. k-Gt „ где R-2,74 Ј-Јp-(1 -3,65.ргЧ3амерн -производят согласно известным методикам. Соответствие предполагаемого изобретения критерию охраноспособности новизна. I

В патентной и научно-технической литературе не обнаружены источники информации, описывающие полную совокупность признаков заявленного способа, следовательно заявленное техническое решение соответствует критерию новизна.

Соответствие предполагаемого изобретения критерию охраноспособности существенные отличия

В патентной и научно-технической литературе не обнаружены отличительные признаки заявленного способа, следовательно, заявленное техническое решение соответствует критерию существенные отличия.

Пример (по прототипу). Выполняли определение параметров технологии разработки нефтегазового месторождения, приводящих к заданной уг- леводородоотдаче. При этом замеряли физико-геологические параметры разработки:

(однородный пласт)

иг 12,5 мПа-с (залежь чисто нефтяная)

мкм2

м

Требуется определить при какой плотности сетки скважин будет достигнута нефтеотдача Ј 0,73, определение параметров разработки осуществляли по формуле прототипа

0,,758-ехр(0,007б 1/1) ехр(-0,1х

XS/1 ./

Получили ,25 км2 или 25 га/скв Отсюда характерное расстояние между

777618

беягх

кв.

10

15

20

25

30

скважинами L составляет м.

Замеренная величина нефтеотдачи ,73 достигается при темпе закачки вытесняющего агента м/год, Если темп отбора нефти уменьшится, то уменьшится и нефтеотдача. При U 6 м/год она будет равна 0,7. Тогда по формуле прототипа получаем:

0, -ехр (-0,0076-1/1 )-ехр(-0,1

1-6 1275

Откуда , км2, т.е, м. Следовательно ошибка в определении L будет более 40% в данном примере.

Выполняем, как в примере 1, но дополнительно замеряем среднее отношение подвижностей вытесняющего и вытесняемого агентов, разность начальных величин капиллярного давления на контакте вытесняемый агент-вытес- няющий и на контакте вытесняющий С агент-вытесняемый, начальный гради- ент для фильтрации нефти, пористость коллектора, вязкость закачиваемого агента:

,2 1 1 мкм2

Д Рс 0,6 ЯПа

,35 /М, 1 мПа С Обработка по предложенной формуле

Сущность изобретения: проводят замеры физико-геологических параметров объекта разработки. Дополнительно определяют среднее отношение под- вижностей вытесняющего и вытесняемого агентов, разности начальных величин капиллярного давления на контакте вытесняемый агент - вытесняющий агент и на контакте вытесняющий агент - вытесняемый и начальный градиент фильтрации вытесняемого агента. Разбури- вание месторождения осуществляют по сетке скважин, выбранной для обеспечения заданной у глеводородоотдаии из специального соотношения.з

L 1-7/365 Т 0,6

(1-3,65

1 О Т275 7/355

няемого агента до 6 м/год по з ленному изобретение имеем:

llZi2:l):Pi35 Oi73l+- l(l7i2-4. 0 5-Oz73)f+l6-0 35 (1-Ог731 (17л2+ -0 35)

8«0,35 (1-0,73)

откуда при м/год имеем м«- При уменьшении темпа закачки вытес. L4-6/365/, , rr- 1-0 , - ... .

.,т :г„{1 з,б5 ) 45.

liZiii O giO l+JdZz2- 2i35-0)2+16Oi35(-Oi7Hl7A2+4-gjl35)1

,35U-0,7J

Откуда следует, что м, т е, ошибка в определении L составляет 6%

Проверяем теперь выполнение условий:

первое:

. 530-1-6/365/, , ,г ЬО . ,7 -r5;g-П-3,65 ,7; |j+t Zj.. +lsl3,2;

35 лае

няемого агента до 6 м/год по загг ленному изобретение имеем:

39,,2 второе

2+(39,7-D(1- )37,. Из изложенного следует, что предложенный способ повышает точность определения параметров технологии, приводящих к заданной углеводородоот- даче.

71777618

Технико-экономические показатели предложенного способа оценены на объекте с запасами Ц млн.т. Ошибка в определении плотности сетки скважин означает существенную ошибку в определении нефтеотдачи. Как следует из примера 1 отличие в нефтеотдаче может быть на 3% (с 0,73 до 0,7). Это

8

рость прокачки вытесняющего агента, а разбуривание месторождения осущест вляют по сетке скважин, выбранной для обеспечения заданной углеводо- отдачи из соотношения

2,7

УИ-.Н-П-7 6 МРе( 3 ,u }

означает, что при тридцатилетнем to ... (K-4m|2+J K 4m + 6m J -(4m+K) сроке разработки в среднем ежегодно 8m7T-jj7 будет теряться 0,1% нефти, что составляет k,0 тыс.т при запасах 4 млн.т. Себестоимость одной тонны нефти по Самотлорскому месторождению 15 составляет 55 Р/т.

где

L

и

вязкость закачиваемого аген та, мПа-с;

характерный линейный размер пласта, м;

характерная скорость прокач ки агента, м/сут.; проницаемость среды для закачиваемого агента, мкм2; вязкость вытесняемого агента (нефти, газа), проницаемость пористой среды , мкм2;

Формула изобретения

Способ разработки нефтегазового месторождения, включающий замер физико-геологических параметров объекта разработки, разбуривание его по сетке скважин, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор вытесняемого и вытесняющего агентов из добывающих скважин, о т- личающийся тем, что, с целью повышения экономической эффективности за счет повышения точности определения объема бурения, дополнително определяют среднее отношение под- вижностей вытесняющего и вытесняемого агентов, разность начальных величин капиллярного давления на контакте вытесняемый агент - вытесняющий и на контакте вытесняющий агент - вытесняемый, начальный градиент для фильтрации вытесняемого агента, ско8

рость прокачки вытесняющего агента, а разбуривание месторождения осуществляют по сетке скважин, выбранной для обеспечения заданной углеводо- отдачи из соотношения

2,7

УИ-.Н-П-7 6 МРе( 3 ,u }

... (K-4m|2+J K 4m + 6m J -(4m+K) 8m7T-jj7

где

0

5

0

5

L

и

К, |«гI/ „

к &РС

G, -1

m - I вязкость закачиваемого агента, мПа-с;

характерный линейный размер пласта, м;

характерная скорость прокачки агента, м/сут.; проницаемость среды для закачиваемого агента, мкм2; вязкость вытесняемого агента (нефти, газа), проницаемость пористой среды , мкм2;

среднее отношение подвижное тей вытесняющего и вытесняв- мого агентов, доли единиц; разность начальных величин капиллярного давления на контакте вытесняемый агент вытесняющий и на контакте вытесняющий агент-вытесняемый, мПа;

начальный градиент для филь трации вытесняемого агента, МПа/м;

пористость, доли единиц; углеводородоотдача, доли единиц.