Способ разработки нефтегазовой залежи Советский патент 1982 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтегазовых залежей.

Известен способ разработки нефтегазовых залежей с газовой шапкой (природной или искусственной, заключающийся в циклическом нагнетании агента в шапку и его отбора из шапки с поддержанием пластового давления в газовой шапке на уровне давлеНИН насыщения нефти ll.

Недостатком известного способа является невысокая эффективность нефтегазоотдачи.

Известен способ разработки нефтегазовой залежи при водонапорном режиме со снижением пластового давления отбором, жидкостей из пласта .

Недостатком данного способа..является невысокая эффективность и применение его только для обводв1енных нефтяных пластов.

Цель изобретения - повышение неф тегазоотдачи пластов.

Указанная цель достигается тем, что в способе разработки нефтегазовой залежи при водонапорном режиме со снижением пластового давления отбором флюида из пласта в начале

разработки пластовое давление в залежи снижают до величины, меньшей величины начального Давления насыщения на 15-50%, до полного обводнения залежи пластовое давление поддерживают постоянным, равным 5085% давления насыщения, после чего в обводненной залехси снижают величину пластового давления до 15-25%

10 от его начальной величины.

Для осуществления предлагаемого способа разработки залежи составляют проект, в котором предусматривают бурение необходимого количест15ва нефтегазодобывающих и вододобывающих скважин, а также объемы добычи нефти, газа и пластовой воды, позволяющие поддерживать давление в залежи на необходимых уровнях.

20

Добыча пластовой воды из вододобывающих скважин осуществляется на всех стадиях разработки залежи с помощью погружных электроцентробежных насосов (ЭЦН) или газлифта.

25

Пример. Для нефтяной залежи, имеющей начальное пластовое давление 210 кгс/см начальное давление насыщения 190 кг/см , в начале разработки давление в залежи 30 снижается до 152 кгс/см , т.е. на 20% ниже начального ния. В дальнейшем до нения залежь разраба держанием пластового уровне 152 кгс/см. ке обводненной залеж пластовое давление с 50 кгс/см, что сост 25% его начальной ве Нефтяная залежь о щими геолого-промысл тиками: Средняя глубина залежи,Н, м Радиус нефтяной залежи,R, км Радиус водонапорной пластовой системы, Rj-, км Толщина пласта,h, Пористость,т, % Начальная нефтенасыщенность,рр, Проницаемость, К, Коэффициент сжимаемости пористой ере- 2. Ды/ РС 1/кгс/см Начальные геологические запасы нефти, млн.т Начальные геологические запасы растворенного газа, млн.м Начальное пластовое давление, РО, кгс/см Объемный коэффицие жание , вязкость пласто бодного газа в зависим даны на чертеже. Начальное давление насыщения,Рц, кгс/ Плотность нефти при нормальных условиях, j(, г/см Плотность пластовой воды при нормальных условиях,j г/см Вязкость пластовой воды, СП Коэффициент сжимае мости жидкости, йч, . . IJ 7г 1/кгс/см Коэффициент сжимаемости порода,ftp 1/кгс/см Количество нефтедо жин 8. В начальной стадии нефтяной залежи плас снижается от начальн кга/см, т.е. давления насыщения, ч повышение нефтеотдачи на основной стадии разработки на 5%. Для заданного снижения пластового давления от 220 до 152 кгс/см отбор из нефтяной залежи((ж) принят в два раза больше внедрения законтурной воды(.) , т.е. - Для повшаения отбора нефти и газа над количеством внедряющейся в залежь пластовой воды производится добыча этой воды из законтурной области с помощью вододобывающих скважин. В период снижения пластового давления от его начального значения до величины давления насыщения С с 220 до 190 кгс/см)добыча нефти (QM происходит за счет упругих сил пласта и составляет оРн / |Ь -/64бтыс.« где Q - добыча нефти в пластовых условиях, м p, --rtip t-pc4 65--(0 -//Krc/cM QH,.JH,... Vml- ™-При отборе нефти (с,ц)300 тыс.т в год срок разработки залежи на упругом режиме (t/j)составляет 3 г. При этом стягивание контура нефтеносности происходит на 80 м. В дальнейшем при снижении пластового давления от величины давления насыщения до 152 кгс/см -, разработка нефтяной залежи осуществляется на смешанном режиме. Добыча нефти происходит как за счет уменьшения нефтенасыщенности пласта при режиме растворенного газа, так и за счет вытеснения нефти пластовыми водами. Расчеты показали, что в этот период нефтенасыщенность пласта уменьшается на 7%, а контур нефтеносности продвигается на 110 мДобыча нефти на режиме растворенного гаяА соатавляет « PHoLmr №)- ™ Найдем добычу нефти за счет продвижения ВНК при смешанном режиме Q 1с tiwpj(RM-ARM, )-(11ц-ЛЯнГДКиг Т( При отборе 400 тыс. т в год срок разработки на смешанном режиме составляет . - (Ои ь ОйвИц .. V Таким образом, начальная стадия разработки нефтяной залежи продолжается семь лет при средней добыче нефти 357 тыс. т в год Объем воды, внедрившейся в зале V.fii), в среднем не должен превышать 223 тыс, м в год. CVa-0,5(V -2.23 тыс.. 1 -1 3 начальной стадии разработки нефтяной залежи приток пластовой воды(Оз)возрастает от 92,3 тыс.м в первый год разработки до 1,17мл на седьмом году разработки или в среднем 636 тыс.м п год Добыча пластовой воды(де ) в на чальной стадии определяется как ра ность между притоком и внедрением чоды в залежь Для добычи пластовой воды исполь зуются разведочные скважины, распо ложенные за контуром нефтеносности или бурят вододобывающие скважины. Средний дебит воды одной скважи при расчетах принят равным ( 400 . Определим количество вододобываю щих скважин (и): В основной стадии разработки пла товое давление сохраняется постоян ным, равным р 152 кгс/см . Нефть вытесняется водой практически до полного обводнения всех эксплуатационных скважин. На основании опыта разработки месторождений и гидро динамических расчетов к концу этой стадии коэффициент нефтеотдачи дос тигнет 1 0,55. В основной стадии разработки залежи добыча нефти составляет «5н, -(М15;ГГ-ОнТС%- н,4млн При отборе нефти }ц 250 тыс.т в год основная стадия разработки продлится 16 лет. Вместе с нефтью будет добыто пластовой воды (здесь Гц - суммарный водонефтяной фактор). Для поддержания постоянного плас тового давления внедрение воды в залежь должно соответствовать отбор жидкости з, нее: . VB(PI) .одетые м 1 JM 06 .м. .Объем притока воды в основную стадию разработки залежи составляе q.«1255 тыс.м п год. Так как объем притока пластовой воды больше отбора жидкости из зал жи, то часть воды необходимо отбирать из законтурной области. Добыча, пластовой воды из законтурной области в основной периодf. ) составляет у,.-,(,г5 ооо-в Вооо -А07 тыс. Для добычи такого объема воды потребуется также три вододобывающих скважины. Увеличение конечной нефте- и газоотдачи обводненной залежи предусматривается достигнуть путем снижения пластового снижения давления до 50 кгс/см . Для этого отбор жидкости из залежи осуществляется с превышением над объемом внедренной законтурной воды в 2 раза, т.е. Согласно гидродинамическим расчетам п;1и разработке обводненной зале- . жи на режиме истощения нефтеотдача eet,2. ) увеличивается до ,60%, а газоо дача составляет 90%. Добыча нефти на последней стадии разработки равна 0,roIi; w,,.4o,5907b,c.T. При отборе нефти(J, 100 тыс.т в год срок разработки на режиме истощения ftj,) составляет 6 лет. Вместе с нефтью на последней стадии разработки добывается значительное количество воды, равное четьцзехкратному объему добычи нефти (2360 тыс.т). Средняя добыча жидкости в год равна 536 тыс.м . Отсюда допустимый объем внедрения воды на последней стадии составляет 9}.5 (К),5-536000 268 тыс. м Vr В связи со значительным снижением пластового давления приток пластовой воды из законтурной области резко возрастает. В среднем на последней стадии он составляет 2,4 млн. мв год. Так что добыча пластовой воды из вододобывающих скважин должна быть увеличена .в среднем до 2 млн. год. При той же производительности Количество вододобывающих скважин необходимо увеличить до 14. В начальной стадии разработки путем одновременного отбора нефти, газа и законтурных (подошвенных; пластовых вод давление в залежи снижают до величины, меньшей начального давления насыщения на 15-50%. На основной стадии разработки осуществляют вытеснение газированной нефти водой при постоянном давлении, равном величине давления, достигнутой в конце начальной стадии. Стабилизация пластового давления на достигнутом уровне обеспечивается путем отбора контурных или по/юшвейных вод. Основная стадия разработки продолжается до полного обводнения залежи.

Для увеличения конечной нефте- и газоотдачи обводненных нефтяных и газовых залежей в заключительной стадии их разработки снижают пластовое давление до максимально возможной величины 15-25% от его начального значения путем неограниченного отбора нефти, газа и пластовых вод.

в третьей стадии разработки на режиме растворенного газа при снижении пластового давления до 15-25% от начального значения пластового давления коэффициент извлечения нефти увеличивается на 5%. Нефтеотдача в этом случае тем больше, чем меньше снижение пластового давления Ограничение снижения пластового давления дает возможность эксплуатации скважин с минимальными динамическими уровнями.

При существующих технических средствах возможное снижение пластового давления, при котором обеспечивается рентабельный дебит добывакицих скважин, составляет 15-25% от начального значения пластового давления.

Внедрение в производство предлагаемого способа разработки залежей нефти и газа позволяет повысить нефтеотдачу пластов на 10 - 15 % по сравнению с обычным способом их разработки, достичь газоотдачи 90%.

Формула изобретения

Способ разработки нефтегазовой залежи при водонапорном режиме со снижением пластового давления отбором флюида из пласта, отличающийся тем, что, с целью повышения нефтегазоотдачи пластов, в начале разработки пластовое давление в залежи снижают до величины, меньшей величины начального давления насыщения на 15-50%,- до полного обводнения залежи пластовое давление поддерживают постоянным, равным 50-85% давления насыщения, после чего в обводненной залежи снижают величину пластового давления до 15-25% от его начальной величины.

Источники информации, принятые во внимание при экспертизе

1.Авторское свидетельство СССР 443163, кл. Е 21 В 43/18, 1973.

2.Патент США 4090564,

кл. 166-314, опбулик.1978 (прототипЛ

§

100

О0,2Q,ifff,ff Степень снажемип n/rQcmoSoto давление Huiicf насьп1(ени/т /V ff олгх efft/Muti / f 8iOg HQVQjf t oeo daS/ref uf