способ разработки залежи углеводородов

Формула изобретения

Способ разработки залежи углеводородов путем разбуривания добывающими и нагнетательными скважинами, расположенными в зависимости от геолого-физических особенностей коллектора, закачки вытесняющего агента через нагнетательные скважины и добычи вытесняемого агента через добывающие, отличающийся тем, что добывающие и нагнетательные скважины бурят с размещением забоев на расстоянии, определяемом из выражения



где L расстояние между забоями скважин, м;

Р безразмерный параметр, учитывающий степень и характер влияния изменения длины, толщины и угла наклона участка пласта между забоями нагнетательной и добывающей скважин;

h толщина пласта, м;

a - угол наглона пласта, С^o,

и рассчитывают коэффициент охвата толщины пласта вытеснением по зависимости



где К_от коэффициент охвата толщины пласта, доли единицы;

e постоянная, равная 2,7183,

причем в нагнетательные скважины, расположенные от добывающих вверх по структуре пласта, закачивают вытесняющий агент менее плотный, чем вытесняемый, с последующим прокачиванием более плотного, а в нагнетательные скважины, расположенные от добывающих вниз по структуре пласта, закачивают вытесняющий агент более плотный, чем вытесняемый, с последующим прокачиванием менее плотного.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке залежи углеводородов в наклонно залегающем пласте.

Анализ существующего уровня техники показал следующее: известен способ разработки залежи углеводородов путем установления на залежи местоположения разрывных нарушений и размещения в этих зонах добывающих скважин за пределами этих зон, с последующей добычей углеводородов через добывающие скважины и закачки вытесняющего агента через нагнетательные (авт. св. N 1806262, кл. E 21 B 43/30, 43/20, 23.12.91. опубл. ОБ N 12, 93).

Недостатком указанного способа является неэффективное извлечением углеводородов из пласта, так как не учитывается гравитационное разделение вытесняемого и вытесняющего агентов при их фильтрации в пористой среде, а также угол наклона пласта;

В качестве прототипа взят способ разработки нефтяной залежи путем определения степени изменчивости проницаемости по различным направлениям с последующим размещением добывающих и нагнетательных скважин рядами в направлении наименьшей степени изменчивости проницаемости и дальнейшим нагнетанием рабочего агента через нагнетательные скважины и добычи флюида через добывающие (патент РФ N 2012784, кл. E 21 B 43/20, 28.11.91. опубл. ОБ N 9, 94).

Недостатком указанного способа является неэффективное извлечение углеводородов из пласта, т.к. не учитывается гравитационное разделение вытесняемого и вытесняющего агентов при их фильтрации в пористой среде, а также угол наклона пласта.

Технический результат, который может быть получен при осуществлении изобретения сводится к следующему: повышается степень извлечения углеводородов из наклонно залегающего пласта за счет увеличения толщины его охвата при фильтрации в пористой среде вытесняемого и вытесняющего агентов разной плотности.

Технический результат достигается с помощью известного способа, включающего разбуривание залежи добывающими и нагнетательными скважинами, расположенными в зависимости от геолого-физических особенностей коллектора, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины и добычу вытесняемого агента через добывающие и нагнетательные скважины бурить с размещением забоев на расстоянии, определяемом из выражения:



где L расстояние между забоями скважин, м;

p безразмерный параметр, учитывающий степень и характер влияния изменения длины, толщины и угла наклона участка пласта между забоями нагнетательной и добывающей скважин;

h толщина пласта, м;

a угол наклона пласта, ^o,

и рассчитывают коэффициент охвата толщины пласта вытеснением по зависимости:



где K_от коэффициент охвата толщины пласта, доли единицы;

e постоянная, равная 2,7183,

причем в нагнетательные скважины, расположенные от добывающих вверх по структуре пласта, закачивают вытесняющий агент менее плотный, чем вытесняемый, с последующим прокачиванием более плотного, в нагнетательные скважины, расположенные от добывающих вниз по структуре пласта, закачивают вытесняющий агент более плотный, чем вытесняемый, с последующим прокачиванием менее плотного.

По данным научно-технической литературы проведены эксперименты с представлением результатов, в которых установлен характер зависимости эффективности вытеснения от длины и угла наклона лабораторной модели пласта (Майдебор В.Н. Особенности разработки нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами М. Недра. 1980, с.116-117; Дегтярев Н.М. Полянский В.Г. Исследование эффективности вытеснения нефти из пористой среды газом высокого давления на наклонных моделях пласта / Разработка нефтяных месторождений и физика пласта: Сб. научных трудов СевКавНИПИ; Вып. 6. Нефть. Орджоникидзе, 1970, с.183-186; Забродин П.И. Раковский Н.Л. Розенберг М.Д. Вытеснение нефти из пласта растворителями. М. Недра. 1968, с. 80, 100). Так, в экспериментах по вытеснению керосина водой и газом увеличение угла наклона лабораторной модели приводило к возрастанию эффективности вытеснения. Например, вытеснение керосина углеводородным газом под высоким давлением с увеличением угла наклона модели с 5 до 30^o вызывало рост эффективности вытеснения с 36 до 80% Проведение экспериментов на линейной модели позволило установить, что с увеличением длины модели эффективность вытеснения возрастает, например, с 59 до 88% при увеличении длины модели с 12 до 47 м.

Влияние толщины лабораторной модели на эффективность вытеснения при различных углах наклона не выявлено по имеющимся источникам известности, также неизвестны технологии разработки залежи углеводородов, учитывающие механизм продвижения линии контакта при разделении вытесняющего и вытесняемого агентов и зависимость величины коэффициента охвата пласта по толщине вытеснением от угла наклона пласта.

Изобретение имеет изобретательский уровень.

При фильтрации агентов разной плотности в пористой среде происходит их гравитационное разделение, а линия контакта разделившихся агентов занимает горизонтальное положение независимо от угла наклона пласта.

Механизм явлений в пласте, приводящий к росту эффективности вытеснения с увеличением угла наклона и длины модели в процессе вытеснения нефти газом под высоким давлением, по данным экспериментов в лабораторных условиях поясняется графически.

На фиг. 1 схематично представлено размещение модели пласта под различными углами: а 5^o; б 14^o; в 20^o; г 23^o; д 30^o; е - 61^o.

Положение линии контакта агентов разной плотности показано по толщине модели в момент достижения вытесняющим агентом ее выходного торца, т.е. в момент прорыва вытесняющего агента. При увеличении угла наклона модели с 5 до 14^o происходит заметное увеличение площади, охваченной вытеснением по толщине модели до прорыва агента. Дальнейшее увеличение угла наклона до 61^o приводит к увеличению площади по толщине, занятой вытесняющим газом.

На фиг. 2 приведен график зависимости коэффициента охвата толщины модели (пласта) от изменения угла ее наклона.

Коэффициент охвата толщины пласта возрастает с 22 до 95% при изменении угла наклона с 5 до 61^o. Относительно резкий рост охвата происходит при увеличении угла наклона модели до 15^o. Затем темп роста величины коэффициента охвата толщины пласта замедляется и после 30^o практически достигает своего максимального значения.

На фиг. 3 схематично изображено влияние изменения длины и поперечного размера модели на эффективность вытеснения.

Графические пояснения аналогичны, приведенным на фиг. 1. Пунктирная линия с точкой увеличение поперечного размера модели пласта. Пунктирная линия показывает увеличение длины модели.

Модель показана в момент достижения линией контакта ее выходного торца и величине охвата толщины пласта, равной 50%

На фиг. 4 приведен график зависимости коэффициента охвата толщины модели (пласта) от изменения ее длины.

Изменение длины модели представлено отношением:



где L длина модели в различных вариантах эксперимента;

L_нач длина модели при величине охвата толщины пласта, равной 50%

Увеличение длины модели в два раза при постоянном поперечном размере приводит к росту охваченной вытеснением газа части пласта по толщине до 75% а в три раза до 83% Относительно резкий рост охвата толщины пласта продолжается до четырехкратного увеличения длины модели. Затем кривая выполаживается.

На фиг.5 приведен график зависимости коэффициента охвата толщины модели (пласта) от изменения ее поперечного размера.

Изменение поперечного размера модели представлено следующим отношение



где h_нач поперечный размер модели при величине охвата ее толщины, равной 50%

h поперечный размер модели в различных вариантах эксперимента.

Увеличение поперечного размера модели в два раза приводит к тому, что охваченная вытеснением часть толщины пласта составит 25% в три раза 16% Относительно резкое снижение коэффициента охвата толщины пласта происходит 4-х кратного увеличения поперечного размера модели. Затем кривая выполаживается.

Вышеприведенные данные позволяют составить безразмерный параметр P, учитывающий степень и характер влияния изменения длины модели (в промысловых условиях являющейся длиной участка пласта между забоями нагнетательной и добывающей скважин), L, поперечного размера модели (толщина пласта), h, и угла наклона модели (пласта),



В промысловых условиях положение забоя нагнетательной скважины на структуре по отношению к забою добывающей скважины предлагают определять в зависимости от применяющегося вытесняющегося агента.

Если в качестве вытесняющего используют агент менее плотный, чем вытесняемый (например, газом вытесняют нефть), то нагнетательную скважину бурят на расстоянии L от добывающей вверх по структуре. Менее плотный, чем нефть, газ, продвигаясь по наклонному пласту сверху вниз, охватывает вытеснением максимальную его толщину и прорывается в верхние отверстия фильтра добывающей скважины. Скважину эксплуатируют до полного загазовывания. Однако нижняя часть пласта в районе добывающей скважины вследствие гравитационного разделения газа и нефти остается неохваченной воздействием. Для вовлечения ее в дренирование необходимо после загазовывания добывающей скважины начать закачку воды в нагнетательную скважину. Заканчиваемая вода, как более плотный, чем нефть агент, охватывает вытеснением ранее не выработанную газом нижнюю часть пласта в районе добывающей скважины и прорывается в нижние отверстия ее фильтра. Закачка в нагнетательную скважину, расположенную по структуре выше добывающей на расстоянии L, вначале менее плотного, а затем более плотного, чем нефть, агента обеспечивает полный охват наклонно залегающего пласта вытеснением.

Если в качестве вытесняющего применяют агент более плотный, чем вытесняемый (например, водой вытесняют нефть), то нагнетательную скважину бурят на расстоянии L от добывающей вниз по структуре. Более плотная, чем нефть, вода, продвигаясь по наклонному пласту снизу вверх, охватывает вытеснением максимальную его толщину и прорывается в нижние отверстия фильтра добывающей скважины. Скважину эксплуатируют до полного обводнения. Однако, верхняя часть пласта в районе добывающей скважины вследствие гравитационного разделения нефти и воды остается неохваченной воздействием. Для вовлечения ее в дренирование необходимо после обводнения добывающей скважины в нагнетательную начать закачивать газ. Закачиваемый газ, как менее плотный, чем нефть агент, охватывает вытеснением ранее не выработанную водой верхнюю часть пласта в районе добывающей скважины и прорывается в верхние отверстия ее фильтра.

Закачка в нагнетательную скважину, расположенную по структуре ниже добывающей на расстоянии L, вначале более плотного вытесняющегося агента, а затем менее плотного, чем вытесняемый агент, обеспечивает полный охват наклонно залегающего пласта воздействием.

Более подробно сущность заявляемого способа описывается следующими примерами.

Пример 1. Нефтенасыщенный пласт имеет толщину 10 м, угол наклона 2^o, нефть вытесняют водой.

Рассчитывают расстояние между забоями добывающей и нагнетательной скважин по заявляемому способу, предварительно задавшись величиной P, равной 2, 4, 6, 8.

Определяют коэффициент охвата толщины пласта:



Коэффициент нефтеотдачи пласта определяют по формуле:

= K_опK_отK_в,

где K_оп коэффициент охвата площади пласта вытеснением (по экспериментальным данным принят равным 0,9).

K_в коэффициент вытеснения (по экспериментальным данным принят равным 0,6).

Так, коэффициент безводной нефтеотдачи пласта при реализации процесса по заявляемому способу составит:



^* Рекомендуют бурение нагнетательных скважин от добывающих с размещением забоев на расстоянии 1719,2 м, причем нагнетательные скважины должны быть пробурены от добывающих вниз по структуре пласта. Далее, после прорыва воды в добывающую скважину начинают нагнетать газ под высоким давлением, что позволяет достигнуть 100% охвата толщины пласта вытеснением.

По рекомендуемому варианту размещения скважин после заводнения остается неохваченной вытеснением 9,5% толщины пласта:

.

Определяют коэффициент нефтеотдачи неохваченного вытеснением водой объема пласта при последующей закачке газа (K_в=0,9).

⁶= 0,90,0950,9 = 0,078 0,08.

Конечный коэффициент нефтеотдачи при реализации заявляемого способа составит:

⁶_к = 0,49+0,08 = 0,57.

По прототипу коэффициент безводной нефтеотдачи пласта составляет 0,33 (график фиг.2, авт.св. N 2012784).

Эти экспериментальные данные также подтверждаются расчетными формулами заявляемого способа:

расстояние между добывающими и нагнетательными скважинами равно 400 м, при этом



коэффициент охвата толщины пласта до прорыва воды равен:



коэффициент безводной нефтеотдачи пласта составит:



По прототипу конечный коэффициент нефтеотдачи пласта составляет 0,48 (график фиг.2, авт.св. N 2012784).

Таким образом, реализация заявляемого способа по сравнению с прототипом позволит повысить коэффициент безводной нефтеотдачи пласта в 1,48(0,49:0,33) раза и конечной в 1,17 (0,57:0,48) раза.

Пример 2. Исходные данные аналогичны данным примера 1, но нефть вытесняют газом в условиях смешиваемости фаз, т.е. величину коэффициента вытеснения нефти газом можно принять равной 0,9.

Расчеты значений P, L, K_от аналогичны значениям примера 1.

Коэффициент нефтеотдачи пласта до прорыва газа при реализации процесса по заявляемому способу составит:

.

^* Рекомендуют бурение нагнетательных скважин от добывающих с размещением забоев на расстоянии 1719,2 м, причем нагнетательные скважины должны быть пробурены от добывающих вверх по структуре пласта.

Далее, после прорыва газа и полном загазовывании добывающей скважины начинают закачивать воду в нагнетательную скважину, что позволяет достигнуть 100% охвата толщины пласта вытеснением.

По рекомендуемому варианту размещения скважин после полного загазовывания добывающих скважин остается неохваченной вытеснением 9,5% толщины пласта.

Определяют коэффициент нефтеотдачи неохваченного вытеснением газом объема пласта при последующей закачке воды (K_в=0,6):

⁶= 0,90,0950,6 = 0,05.

Конечный коэффициент нефтеотдачи при реализации заявляемого способа составит:

⁶_к = 0,73+0,05 = 0,78.

По прототипу коэффициент нефтеотдачи пласта до прорыва газа равен:

= 0,90,6070,9 = 0,49.

При этом конечный коэффициент нефтеотдачи с учетом его роста на 0,15 (фиг.2) будет равен 0,64.

Таким образом, реализация способа по сравнению с прототипом позволит повысить коэффициент нефтеотдачи пласта до прорыва газа в 1,49 (0,73:0,49) раза и конечной нефтеотдачи в 1,22 (0,78:0,64) раза.

Применение заявляемого способа позволит более эффективно разрабатывать наклонно залегающие пласты, содержащие жидкие или газообразные углеводороды, и увеличивать степень их извлечения в 1,2 2,0 раза за счет целенаправленного бурения нагнетательных и добывающих скважин с размещением забоев на определенном расчетном расстоянии и закачки вытесняющих агентов разной плотности в последовательности, зависящей от положения нагнетательной скважины на структуре по отношению к добывающей.

Кроме того, способ может быть использован для определения оптимального расстояния от добывающей скважины до водо- или газонефтяного контактов.