способ разработки нефтяной залежи

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и эксплуатацию добывающих скважин на режимах с забойным давлением не ниже 0,75 величины давления насыщения нефти газом, отличающийся тем, что строят зависимости давления насыщения и пластового давления от глубины и устанавливают закономерности изменения давления насыщения и пластового давления по абсолютной глубине залегания залежи, скважины размещают кольцеобразными или прямолинейными рядами в плане, повторяющими изолинии, характеризующие закономерности изменения давления насыщения в залежи, забойные давления в добывающих скважинах устанавливают на уровне не ниже 75% от фактического давления насыщения, имеющего место в залежи на абсолютной отметке забоя добывающих скважин, при этом разработку присводовой части залежи проводят с более интенсивной закачкой рабочего агента в нагнетательные скважины.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяной залежи, характеризующейся близостью пластового давления и давления насыщения нефти газом в прикровельной части и существенным разрывом между этими характеристиками в приконтурной части залежи.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины [Орлов B.C. Проектирование и анализ разработки нефтяных месторождений при режиме вытеснения нефти водой. Москва, 1973 г., стр.13].

Способ не позволяет добывать нефть в отмеченных горно-геологических условиях с большим коэффициентом нефтеотдачи.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и эксплуатацию последних на режимах с забойным давлением не ниже 0,75 средней величины давления насыщения нефти газом (0,75 Р_нас) [Надиров Н.К., Вахитов ГГ., Сафронов С.В. и др. Новые нефти Казахстана и их использование. Технология повышения нефтеизвлечения. Алма-Ата, Издательство «Наука», Казахская ССР, 1998 г., стр.89 - прототип].

Известный способ не предусматривает учета изменения давления насыщения по высоте залежи и характера взаимоотношения между пластовым давлением и давлением насыщения нефти газом при установлении технологических режимов работы добывающих скважин, находящихся в различных структурных условиях.

Недостатком этого технологического решения является то, что устанавливаемые режимы работы добывающих скважин являются не адаптированными к свойствам залежи, определяющим условия фильтрации нефти в пласте, а, следовательно, оказываются неоптимизированными и дебиты скважин, и объемы добычи нефти.

В предлагаемом способ решается задача повышения текущей добычи и большей полноты извлечения нефти за счет оптимизации режимов работы добывающих и нагнетательных скважин путем адаптации их к свойствам залежи, определяющим ее добывные возможности.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и эксплуатацию добывающих скважин на режимах с забойным давлением не ниже 0,75 величины давления насыщения нефти газом, согласно изобретению строят зависимости давления насыщения и пластового давления от глубины и устанавливают закономерности изменения давления насыщения и пластового давления по абсолютной глубине залегания залежи, скважины размещают кольцеобразными или прямолинейными рядами в плане, повторяющими изолинии, характеризующие закономерности изменения давления насыщения в залежи, забойные давления в добывающих скважинах устанавливают на уровне не ниже 75% от фактического давления насыщения, имеющего место в залежи на абсолютной отметке забоя добывающих скважин, при этом проводят более интенсивную закачку рабочего агента в нагнетательные скважины, расположенные в присводовой части залежи.

Сущность изобретения

Нефтяная залежь, характеризующаяся близостью пластового давления и давления насыщения нефти газом в прикровельной части и существенным разрывом между этими характеристиками в приконтурной части залежи, обычно связана с пластами большой толщины (200-300 м) и/или имеют большую высоту 300-500 м и более. Подход к учету отмеченных условий при оптимизации разработки залежей этих двух типов различен. Предлагаемый способ разработки предназначен для залежей большой высоты.

Проблема повышения эффективности разработки нефтяных залежей на протяжении всего периода существования нефтяной отрасли, как у нас в России, так и за рубежом, является актуальной, постоянно привлекающей внимание ведущих специалистов этой отрасли промышленного производства. Задача эта адресная, решаемая применительно к конкретным горно-геологическим условиям нефтяных залежей. Применительно же к сложнопостроенным месторождениям она приобретает особую актуальность.

Так? при реализации известного способа в силу низких забойных давлений, существенно ниже допускаемого предела (0,75Р_нас), в скважинах, находящихся в присводовой части, т.е. в зонах с высокими значениями давления насыщения, по прошествии непродолжительного времени их работы в околоскважинном пространстве начинает выделяться газ и развиваться режим двухфазной фильтрации. В результате снижаются коэффициенты продуктивности скважин и дебиты нефти. Более того, известны случаи, когда в силу отмеченных недостатков происходит пластовое разгазирование нефти и образование в присводовой части вторичных (техногенных) газовых шапок.

Скважины же, находящиеся структурно ниже середины залежи, эксплуатируют при заниженных депрессиях со всеми вытекающими отрицательными последствиями (меньшие дебиты нефти и меньшие объемы ее добычи).

Оптимальные режимы работы при таком подходе, оказываются свойственны лишь скважинам, находящимся в зоне с давлением насыщения нефти газом? равным или близким к среднему значению давления насыщения.

Для повышения текущей добычи и большей полноты извлечения нефти проводят оптимизацию режимов работы добывающих и нагнетательных скважин путем адаптации их к свойствам залежи, определяющим ее добывные возможности. При этом строят зависимости давления насыщения и пластового давления от глубины и устанавливают закономерности изменения давления насыщения и пластового давления по абсолютной глубине залегания залежи. Скважины размещают кольцеобразными или прямолинейными рядами в плане, повторяющими изолинии, характеризующие закономерности изменения давления насыщения в залежи. Забойные давления в добывающих скважинах устанавливают на уровне не ниже 75% от фактического давления насыщения, имеющего место в залежи на абсолютной отметке забоя добывающих скважин. Разработку присводовой части залежи проводят с более интенсивной закачкой рабочего агента в нагнетательные скважины.

Пример реализации способа

Реализация предлагаемого способа иллюстрируется примером, в основу которого заложены параметры, характеристики и особенности работы скважин, проявившиеся в процессе разработки реально существующих залежей нефти, с подобными горно-геологическими условиями.

Рассматриваемая ниже нефтяная залежь, связана с антиклинальной структурой. Высота залежи более 400 м. По типу - это пластовая сводовая залежь и краевой водой. Продуктивный пласт представлен терригенными породами: песчаниками, алевролитами и невыдержанными прослоями глин. Общая толщина пласта ˜18 м. Средняя пористость коллекторов 24%. Проницаемость изменяется от 10 до 300 мД. Средняя проницаемость оценивается на уровне 150-200 мД.

Нефть в пластовых условиях имеет вязкость 3 сП и характеризуется изменением давления насыщения от свода к приконтурной части залежи.

В соответствии с порядком работ, регламентируемым предлагаемым способом, сначала произведено изучение распределения давления насыщения по высоте залежи. Для этого из скважин, имеющих разные абсолютные отметки залегания продуктивного пласта, были отобраны и проанализированы глубинные пробы нефти. Результаты анализов были систематизированы и использованы для построения зависимости изменения давления насыщения по абсолютной глубине залегания пласта Р_нас=f(Н_абс). В тех же скважинах были произведены замеры пластового давления. Результаты замеров также были систематизированы и использованы для построения зависимости пластового давления от абсолютной глубины залегания пласта P_пл=f(H_абс).

На фиг.1 показано изменение давления насыщения (кривая 1) и пластового давления (кривая 2) по глубине залежи. Из фиг.1 видно, что в присводовой части разрыв между этими параметрами - порядка 0,5 МПа. В приконтурной же области на отметке - 1700 м расхождение между Р_нас и Р_пл почти 9,5 МПа.

Аналогичные сведения даны в табл.1.

На фиг.2 дана принципиальная схема изменения давления насыщения по объему залежи в изолиниях.

Условные обозначения:

12-7,5 - изолинии давления насыщения (Р_нас) в МПа;

1-4 - элементы системы разработки «кольцевые полосы».

Технико-экономическими расчетами возможных вариантов разработки обоснована система разработки и параметры эксплуатационной сетки скважин. Выбран вариант внутриконтурного заводнения с закачкой рабочего агента (воды) через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины, с размещением добывающих скважин кольцеобразными рядами, повторяющими в плане изолинии и характеризующие закономерности изменения давления насыщения в объеме по абсолютной глубине залегания залежи (фиг.3). Каждая кольцеобразная полоса ограничена аналогично размещенными рядами нагнетательных скважин.

Кольцеобразные полосы, ограниченные изолиниями Р_нас, представляют собой элементы системы разработки, в пределах которых размещены скважины. Они помечены номерами 1-4. Количество добывающих скважин, размещенных в каждой кольцеобразной полосе, показано в таблице 3 (колонка 7).

Эксплуатацию добывающих скважин будут осуществлять на режимах с забойным давлением не ниже 75% величины фактического давления насыщения нефти газом, имеющего место в залежи на абсолютной отметке забоя. В связи с небольшой депрессией, возникающей в присводовой части (0,26 МПа), разработку здесь осуществляют в условиях превышения текущим пластовым давлением его начального значения, что обеспечивают более интенсивной закачкой воды в нагнетательные скважины, адаптируя, тем самым, систему разработки к основным (определяющим выработку запасов нефти) свойствам залежи и обеспечивая за счет этого большие объемы текущей добычи нефти и большую полноту ее извлечения,

В таблице 2 показаны значения Р_пл и Р_нас на отметках залегания кровли и подошвы пласта в каждой кольцеобразной полосе (колонки 1 и 2).

В колонке 3 и 4 приведены значения забойных давлений, рассчитанные согласно подходу к оценке Р_заб соответственно по известному способу и по предлагаемому. По известному способу забойное давление оценивается по формуле 0,75·Р_нас.ср , где Р_нас.ср - среднее по залежи давление насыщения нефти газом, а по предлагаемому способу принимается равным 75% от величины фактического значения Р_нас, имеющей место на отметке забоя скважины. Как видно, забойное давление, рассчитанное по рекомендуемому способу, закономерно уменьшается в направлении от свода к периферийной части залежи. По известному же способу оно одинаково для всех скважин, независимо от места их расположения на структуре.

В колонке 3 таблицы 2 приведено отношение значения Р_заб, полученного при существующем подходе к его оценке к фактически имеющему место в полосе среднему давлению насыщения. Как видно, в скважинах первой и второй кольцеобразных полос оно существенно ниже рекомендуемого предела (75% от Р _нас) и составляет 61 и 65% от Р_{нас.факт.} соответственно.

В таблице 3 приведены характеристики продуктивности скважин каждой из четырех полос. Приведены значения коэффициентов продуктивности, дебитов нефти и суточной добычи скважин, размещенных в пределах 1-4 полос. В колонке 7 отражено количество добывающих скважин в полосах. Для облегчения восприятия материала коэффициенты продуктивности всех скважин приняты равными 10 т/сут·МПа. В колонках 5 и 6 показаны дебиты нефти скважин, оцененные при подходе по известному и по рекомендуемому способам.

Характерно, что технологические режимы эксплуатации, устанавливаемые согласно рекомендуемому способу, во всех случаях обеспечивают более высокие дебиты (колонки 5 и 6). Соответственно, получаемая по рекомендуемому способу добыча нефти выше, чем по известному.

Представленные результаты и проведенный анализ характеризуют преимущества рекомендуемого подхода к разработке нефтяных залежей над известным способом.

В рассмотренном примере суточная добыча, обеспечиваемая рекомендуемым способом, на 7,8% выше, чем получаемая по известной технологии.

Таблица 1 Изменение пластового давления и давления насыщения по глубине залежи
Абсолютная глубина, м	Давление, МПа		Р пл.-Рнас., МПа
	Пластовое	Насыщения
1300	13	12,5	5
1400	14	12	20
1500	15	11	40
1600	16	9,5	65
1700	17	7,5	95

Таблица 3 Коэффициенты продуктивности, дебиты и объемы суточной добычи нефти по известному и рекомендуемому способам
№ полосы	Кпрод. , т/сут.·МПа			q н.=Кпрод· Р, т/сут.		Число доб. скважин, nдоб.	Q н.сут.=qн.·n, т.
	По известному способу		По рекомендуемому	По известному способу	По рекомендуемому способу		По известному способу	По рекомендуемому способу
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Скважины 1-й полосы	1-3 мес.	4-12 мес.	10	37,5	43,0	10	375,0	430
	10	5
	6,25 средн.
Скважины 2-й полосы	1-3 мес.	4-12 мес.	10	56,8	59,0	16	908,8	944,0
	10	7,5
	8,12 средн.
Скважины 3-й полосы	10		10	80	82	24	1920	1968
Скважины 4-й полосы	6,25 средн.		10	90	101	28	2520	2828
Всего:							5723,8	6170
							=+446,2 т/сут. (+7,8%).