способ разработки нефтяной залежи

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку газа и воды в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин, отличающийся тем, что закачку газа и воды производят в три этапа, причем на первом этапе в каждую нагнетательную скважину закачивают газ до тех пор, пока отбор закачанного газа из добывающей скважины достигнет величины не менее 500 м³ газа на 1 т нефти, на втором этапе в каждую нагнетательную скважину поочередно многократно закачивают газ и воду, при этом в каждый период закачка газа и воды по объему в пластовых условиях составляет 1 - 2% начальных геологических запасов нефти обслуживаемого этой скважиной участка залежи с объемными долями газа и воды соответственно 70 - 90% и 10 - 30%, причем закачку производят до тех пор, пока отбор закачанного газа из добывающей скважины достигнет величины не менее 500 м³ газа на 1 т нефти, после чего на третьем этапе переходят на закачку воды.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено при разработке нефтяных залежей особенно с пониженной нефтенасыщенностью нефтяной породы.

Известен способ разработки нефтяной залежи путем закачки в пласт воды через нагнетательные скважины [1].

При этом способе, если коэффициент нефтеотдачи пластов представлять в виде произведения двух коэффициентов - коэффициента вытеснения и коэффициента охвата вытеснением, то обычно коэффициент вытеснения бывает равным 0,6 - 0,7 и коэффициент охвата вытеснением равным 0,5 - 0,9, а коэффициент нефтеотдачи пластов равным 0,30-0,63.

Упомянутый коэффициент вытеснения обусловлен микронеоднородностью размеров поровых каналов пористой породы и различием физических свойств нефти и вытесняющей воды и наличием на контакте нефти и воды значительных капиллярных давлений. Этот коэффициент рассчитывается по значениям начальной и конечной нефтенасыщенности нефтеносной породы. Если начальная нефтенащыщенность равна 0,75, а конечная - 0,30, то коэффициент вытеснения равен

(0,75-0,30)/0,75=0,60.

Но если начальная нефтенасыщенность существенно ниже и равна 0,50 - 0,60, то коэффициент вытеснения равен

(0,60 - 0,30)/0,60=0,50; (0,50 - 0,30)/0,50=0,40.

Соответственно нефтеотдача пластов с 0,30 - 0,54 снижается до 0,25 - 0,45 и 0,20 - 0,36, то есть при уменьшении коэффициента вытеснения в 1,2- 1,5 раза также в 1,2-1,5 раза уменьшается нефтеотдача.

Известен также способ разработки нефтяных залежей путем закачки в пласт газа [2].

Как известно, отличий между нефтью и газом гораздо меньше, чем между нефтью и водой, особенно когда нефть недонасыщена газом, когда пластовое давление выше давления насыщения и вытесняющий газ растворяется в нефти. Коэффициент вытеснения нефти газом близок к единице, равен 0,9 - 1,0. Однако у газа есть свой большой недостаток: его подвижность выше подвижности нефти в 50 - 100 раз и больше. По этой причине при разработке нефтяной залежи путем закачки газа низким оказывается коэффициент охвата вытеснением, равным 0,20 - 0,40. Соответственно коэффициент нефтеотдачи получается равным 0,18-0,40, то есть заметно ниже, чем при заводнении.

Известен способ разработки нефтяной залежи, по которому перед фронтом закачиваемой воды создается широкая оторочка газа, причем ширина газовой оторочки должна быть такой, чтобы закачиваемая вода, захороняя газ вместо нефти, не вступила в прямой контакт с нефтью [3]. Данный способ разработки принят нами за прототип.

Недостатком известного способа является слишком большая потребность в газе высокого давления для закачки в нефтяные пласты. Расчеты показывают (Лысенко В. Д. "Проектирование разработки нефтяных месторождений" - М., Недра, 1987), что при известном способе в момент прекращения закачки газа высокого давления и переключения нагнетательных скважин с закачки газа на закачку воды по окружающим добывающим скважинам газовый фактор должен достигать в зависимости от расчетной послойной неоднородности пластов величины от 3 до 11 тысяч м³ газа на 1 т добываемой нефти.

Задачей изобретения является увеличение нефтеотдачи пластов.

Для решения указанной задачи в известном способе разработки нефтяной залежи, включающем бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку газа и воды в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин, закачку газа и воды производят в три этапа, причем на первом этапе закачивают газ, на втором этапе осуществляют многократное чередование закачки газа и воды и на третьем этапе закачивают воду, при этом на первом этапе в каждую нагнетательную скважину закачивают газ до тех пор, пока отбор закачанного газа из добывающей скважины достигнет величины не менее 500 м³ газа на 1 т нефти, на втором этапе в каждую нагнетательную скважину поочередно многократно закачивают газ и воду, при этом в каждый период закачка газа и воды по объему в пластовых условиях составляет 1-2% начальных геологических запасов нефти обслуживаемого этой скважиной участка залежи с объемными долями газа и воды соответственно 70-90% и 10-30%, причем закачку производят до тех пор, пока отбор закачанного газа из добывающей скважины достигнет величины не менее 500 м³ газа на 1 т нефти, после чего на третьем этапе переходят на закачку воды.

Закачка газа и воды в каждый период по объему в пластовых условиях менее 1% начальных геологических запасов нефти участка залежи, обслуживаемого этой нагнетательной скважиной, уменьшит размеры и устойчивость оторочек воды, а более 2% - нежелательно уменьшает число периодов закачки.

Если на втором этапе при многократном чередовании закачку газа и воды производить с объемными долями газа менее 70% и воды соответственно более 30%, то вытеснение нефти происходит газом и водой, в то время как цель второго этапа заключается в том, чтобы вытеснение нефти происходило газом.

Если же на втором этапе многократное чередование закачки газа и воды производить с объемными долями газа более 90% и воды соответственно менее 10%, коэффициент охвата вытеснением нефти повышается в недостаточной степени.

Нам не известны способы разработки нефтяной залежи, обладающие совокупностью вышеперечисленных признаков, что означает соответствие предложенного технического решения требованиям, предъявляемым к изобретениям.

Приведем пример осуществления предложенного способа разработки нефтяной залежи.

Рассмотрим отдельный участок нефтяной залежи с начальными геологическими запасами нефти, равными 10 млн. т.

Коэффициент вытеснения нефти водой равен 0,5; такой же коэффициент вытеснения газа водой - 0,5. Коэффициент вытеснения нефти газом 0,9.

С учетом неоднородности нефтяных пластов и предельной весовой обводненности отбора жидкости добывающей скважины, равной 90 %, при заводнении коэффициент охвата пластов вытеснением будет равен 0,8233, а коэффициент нефтеотдачи при этом будет равен:

0,50,8233 = 0,4117,

тогда начальные извлекаемые запасы нефти рассматриваемого участка будут

100,4117=4,117 млн.т

При разработке нефтяных пластов только за счет закачки газа при предельном приросте газового фактора 3000 м³ или 3,6 т газа на 1 т нефти с учетом пластов и различия подвижностей и плотностей нефти и газа коэффициент охвата пластов вытеснением будет равным 0,3618, с учетом этого и коэффициента вытеснения коэффициент нефтеотдачи будет равен:

0,90,3618 = 0,3256,

соответственно начальные извлекаемые запасы нефти будут

100,3256 = 3,256 млн.т

Видно, что начальные извлекаемые запасы нефти при закачке газа оказываются меньше, чем при заводнении, в

4,117/3,256=1,264 раза.

Причем в варианте с закачкой газа через пласты будет прокачано и добывающими скважинами отобрано 1, 785 млн. т или 1,487 млрд. м³ газа, а в пластах вместо 1 т отобранной нефти останется 0,496 т газа и вместо всей отобранной нефти 3,2560,496 = 1,613 млн. т или 1,345 м³ газа.

По способу, который был принят за прототип, после достижения по реагирующим добывающим скважинам предельного прироста газового фактора 3000 м³ или 3,6 т газа на 1 т нефти совершается переход на заводнение. Заводнение осуществляется пока между нефтью и закачиваемой водой имеется разделяющая их оторочка газа. За время заводнения коэффициент охвата пластов вытеснением увеличивается с 0,3618 до 0,6709. Все это время коэффициент вытеснения равен 0,9, а коэффициент нефтеотдачи увеличат до

0,90,6709 = 0,6038

и начальные извлекаемые запасы нефти рассматриваемого участка нефтяной залежи увеличат до

100,6038 = 6,038 млн. т.

Но в пластах вместо остаточной нефти будет захоронен остаточный газ в количестве

6,0380,496[(1-0,5)-(1-0,9)] = 1,198 млн.т

или 0,998 млрд.м³, соответственно углеводородоотдача составит

(6,038-1,198)/10=0,484

при этом через нефтяные пласты будет прокачано и отобрано добывающими скважинами газа

1,785+(1,613-1,198)=2,2 млн.т или 1,833 млрд.м³ газа.

По предложенному способу первый этап, когда осуществляется закачка газа, продолжается до достижения прироста газового фактора 500 м³ газа на 1 т нефти. За первый этап достигается коэффициент охвата пластов вытеснением, равный 0,2718, соответственно коэффициент нефтеотдачи будет

0,90,2718= 0,2446,

а накопленный отбор нефти по рассматриваемому участку нефтяной залежи будет равен

100,2446 = 2,446 млн. т.

При этом вместе с нефтью отбирается 0,038 млн.т или 28 млн.м³ газа.

Второй этап, когда осуществляется чередующаяся закачка воды или газа (воды 20% и газа 80% по объему в пластовых условиях), завершается достижением прироста газового фактора, равным 500 м³ газа на 1 т нефти. После этого начинается третий этап с закачкой воды, который заканчивается, когда между вытесняемой нефтью и закачиваемой водой исчезают оторочки газа. Во втором и третьем этапах нефть вытесняет газ, коэффициент вытеснения равен 0,9. Коэффициент охвата пластов вытеснением к концу второго этапа достигает величины 0,5589 и к концу третьего этапа величины 0,7988. Соответственно коэффициент нефтеотдачи становится равным 0,5030 и 0,7189. Соответственно накопленные отборы нефти будут

100,5030 = 5,03 млн.т и 100,7189 = 7,189 млн.т

Накопленный отбор нефти к концу третьего этапа по предложенному способу оказывается больше, чем по способу, принятому за прототип, на

(7,189-6,038)=1,151 млн.т или в 7,189/6,038=1,19 раза.

Кроме того, по предложенному способу по сравнению со способом, принятым за прототип, холостая прокачка газа высокого давления почти исчезает, она уменьшается на 2,2-0,038=2,162 млн. т или на 1,801 млрд. м³. По предложенному способу в пластах захороняется газ в количестве 7,1890,4960,400 = 1,426 млн.т или 1,189 млрд.м³. При этом коэффициент углеводородоотдачи равен

(7,189-1,426)/10=0,576,

что больше, чем по способу-прототипу в 0,576/0,484=1,19 раза.

По предложенному способу во втором этапе закачка за период по своему объему в пластовых условиях равна 1% начальных геологических запасов нефти. По рассматриваемому участку нефтяной залежи закачка за период по объему равна 0,1 млн.т или 0,153 млн. м³. По объему в пластовых условиях закачка на 20% состоит из воды

(0,1530,20=0,0306 млн.м³ или 30,6 тыс.м³ воды) и на 80% из газа

(0,1530,80270=33,05 млн.м³, где 270 атм - это пластовое давление).

Принятые в предложенном способе пропорции (во втором этапе закачка за период по объему равна 1% начальных геологических запасов нефти, в этой закачке 80% газа и 20% воды) применительно к условиям многих нефтяных залежей обеспечивают с одной стороны достаточную ширину и устойчивость оторочек воды, а с другой стороны достаточно большое число периодов; с одной стороны сохранение нефти по газу, а с другой стороны необходимое повышение коэффициента охвата пластов вытеснением.

Источники информации:

1. Муравьев И.М., Крылов А.П. Эксплуатация нефтяных месторождений. Гостоптехиздат, 1949 г., стр. 162.

2. Муравьев И.М., Крылов А.П. Эксплуатация нефтяных месторождений. Гостоптехиздат, 1949 г., стр. 172.

3. Лысенко В.Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений - М.: Недра, 1987 г., стр. 164.1