способ разработки нефтяной залежи

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку газа и воды в нагнетательные скважины и отбор углеводородов из добывающих скважин, отличающийся тем, что разработку залежи осуществляют в несколько этапов, причем на первом этапе из центральной и приконтурных нагнетательных скважин извлекают смесь нефти и газа за счет энергии пласта при забойном давлении, близком к давлению насыщения, но не равном ему, до достижения величины текущего пластового давления на 5,0-10,0 МПа, превышающем давление насыщения, затем переходят к этапу закачки газа в нагнетательные скважины при давлении на 10,0-15,0 МПа, превышающем давление насыщения, а из добывающих скважин производят отбор нефти и газа при забойном давлении не ниже давления насыщения, пока прирост газового фактора не достигнет значения, в 2-3 раза превышающего первоначальный газовый фактор, но не более 1000 м³ на тонну отобранной нефти, затем переходят к этапу закачки в каждую нагнетательную скважину поочередно многократно газа и воды, при этом в каждый период закачка газа и воды по объему в пластовых условиях осуществляют с долями в общем объеме, соответствующими наименьшему соотношению физических свойств нефти и вытесняющего агента, причем каждый переход от закачки газа к закачке воды производят при приросте газового фактора не более чем на 1000 м³ на тонну отобранной нефти, а переход от закачки воды к закачке газа при достижении газовым фактором в добывающих скважинах первоначальной величины либо близкой к ней, завершают этап закачкой воды до исчезновения газовой оторочки и достижении заданного объема отбора воды из добывающих скважин.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что газ для закачки в нагнетательные скважины берут из газоносного пласта в геологическом разрезе месторождения природного газа в регионе при давлении материнского пласта или более низком, но без дополнительного компримирования.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных залежей особенно с малой площадью нефтеносности и трудноизвлекаемыми запасами и высоким газовым фактором.

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

При этом способе коэффициент нефтеотдачи пластов, состоящий из двух коэффициентов - коэффициента вытеснения и коэффициента охвата вытеснением, составляет 0,3-0,63, как произведение коэффициента вытеснения, равного 0,6-0,7, и коэффициента охвата вытеснения, равного 0,5-0,9.

Упомянутый коэффициент вытеснения зависит от начальной и конечной нефтенасыщенности. Если начальная нефтенасыщенность составляет 0,80, а конечная - 0,30, то коэффициент вытеснения при заводнении составляет (0,80-0,30)/0,80=0,625.

Если же начальная нефтенасыщенность значительно меньше, например 0,50-0,60, то коэффициент вытеснения равен (0,60-0,30)/0,60=0,50 (0,50-0,30)0,50=0,40.

Коэффициент нефтеотдачи в первом случае:

К _н.о=К_в·К_о =0,625(0,5-0,9)=0,312-0,562, а во втором случае

К _н.о=0,5·(0,5-0,9)=0,25-0,45 или К_н.о =0,4·(0,5-0,9)=0,20-0,36

То есть при уменьшении коэффициента вытеснения в 1,2-1,56 раза коэффициент нефтеотдачи уменьшается в 1,25-1,56 раза.

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

Известно, что когда нефть в пласте недонасыщена газом в случае пластового давления, значительно превышающего давление насыщения, и закачиваемый газ способен растворяться в нефти, тем самым разжижая нефть, снижая ее вязкость и увеличивая подвижность нефти в пластовых условиях, то коэффициент вытеснения нефти газом близок к единице. Однако подвижность самого газа выше подвижности нефти в 80-100 и более раз. По этой причине при разработке нефтяной залежи путем закачки газа низким оказывается коэффициент охвата вытеснением, равный 0,20-0,40. Соответственно низким оказывается коэффициент нефтеотдачи - 0,18-0,4, 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].

Недостатком известного способа является слишком большая потребность в газе высокого давления для закачки в нефтяные пласты [3]. По расчетам, приведенным в источнике [3], в момент перехода с закачки газа на закачку воды по окружающим добывающим скважинам газовый фактор должен достигать в зависимости от расчетной послойной неоднородности пластов величины 3-11 тыс.м³ газа на 1 т добываемой нефти.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку газа и воды в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин, в котором 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 (прирост газового фактора) достигнет величины не менее 500 м³ газа на одну тонну нефти; на втором этапе в каждую нагнетательную скважину поочередно многократно закачивают газ и воду, при этом в каждый период закачки 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 (прирост газового фактора) из добывающей скважины достигнет величины не менее 500 м ³ газа на 1 т нефти, после чего на третьем этапе переходят на закачку воды [4].

Считают, что 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.

Считают также, что если на втором этапе при многократном чередовании закачки 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.

Недостатком известного способа является то, что он не применим для залежей нефти с высоким запасом упругой энергии пласта, при значительном (в два и более раз) превышении начальным пластовым давлением давления насыщения. При высоком начальном пластовом давлении требуется высокое давление закачиваемого газа с необходимостью строительства дожимных компрессорных станций даже в том случае, если в геологическом разрезе нефтегазоносной площади или ближайшем регионе имеются залежи природного газа, но с более низким давлением.

Для залежей с малой площадью нефтеносности и геологическими запасами нефти, когда срок разработки залежи не будет превышать 10-15 лет, строительство дожимной компрессорной нецелесообразно.

Не является убедительным критерий перехода на второй этап, когда прирост газового фактора превысит 500 м ³ на 1 тонну добываемой нефти. Известно, что на этапе закачки газа с целью вытеснения нефти нефтеотдача тем выше, чем больший объем газа прокачан через нефтяной пласт, и поскольку природный углеводородный газ также является продукцией, имеющей высокий спрос на рынке, то количество его, добываемое вместе с нефтью, определяет рентабельность процесса, тем более если этот газ используется для закачки в нефтяной пласт под давлением материнского пласта без его дожима. И очевидно, более высокий прирост газового фактора при закачке газа не является препятствием.

В известном способе разработки одним из существенных признаков названы объемы чередующейся закачки газа и воды величиной 1-2% от начальных геологических запасов нефти участка залежи, обслуживаемого этой нагнетательной скважиной. Авторы считают, что малые объемы оторочки воды снижают ее устойчивость, а увеличение свыше 2% от геологических запасов нежелательно уменьшает количество периодов чередующейся закачки. Непонятно, чем объясняется эта нежелательность, и этот критерий никак не связан с реакцией пласта или скважины.

Далее авторы утверждают, что при чередовании закачки газа и воды с объемными долями менее 70% газа и более 30% воды вытеснение нефти происходит смесью газа и воды, что естественно, недостаточно повышает коэффициент вытеснения, а превышение доли закачивания газа 90%, и снижение доли воды ниже 10% в недостаточной степени повышает коэффициент охвата вытеснением. Тогда, как известно, что показатели вытеснения нефти агентом существенно зависят от соотношения физических свойств нефти и агента.

Соотношение физических свойств вытесняющего агента и нефти зависит не только от плотности нефти, но и давления закачки газа и соотношения газа и воды, и минимальные различия приходятся на разные соотношения долей газа и воды при чередующейся закачке в зависимости от плотности нефти, давления закачки газа и воды и объемного коэффициента нефти.

Задачей настоящего изобретения является увеличение нефтеотдачи пластов.

Сущность настоящего изобретения заключается в том, что в известном способе разработки нефтяной залежи, включающем бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку газа и воды в нагнетательные скважины и отбор углеводородов из добывающих скважин, согласно изобретению разработку залежи осуществляют в несколько этапов, причем на первом этапе из центральной и приконтурных нагнетательных скважин извлекают смесь нефти и газа за счет энергии пласта при забойном давлении, близком к давлению насыщения, но не равном ему, до достижения величины текущего пластового давления, на 5,0-10,0 МПа превышающего давление насыщения, затем переходят к этапу закачки газа в нагнетательные скважины при давлении, на 10,0-15,0 МПа превышающем давление насыщения, а из добывающих скважин производят отбор нефти и газа при забойном давлении не ниже давления насыщения, пока прирост газового фактора не достигнет значения, в 2-3 раза превышающего первоначальный газовый фактор, но не выше 1000 м³ на тонну отобранной нефти; затем переходят к этапу закачки в каждую нагнетательную скважину поочередно многократно газа и воды, при этом в каждый период закачка газа и воды по объему в пластовых условиях осуществляется с долями в общем объеме, соответствующими наименьшему соотношение физических свойств нефти и вытесняющего агента, причем каждый переход от закачки газа к закачке воды производится при приросте газового фактора не более чем на 1000 м³ на тонну отобранной нефти, а переход от закачки воды к закачке газа при достижении газовым фактором в добывающих скважинах первоначальной величины либо близкой к ней; завершается этап закачкой воды до исчезновения газовой оторочки и достижении заданного объема отбора воды из добывающих скважин.

При этом газ для закачки в нагнетательные скважины берут из газоносного пласта в геологическом разрезе месторождения природного газа в регионе при давлении материнского пласта или более низком, но без дополнительного компремирования.

В предлагаемом способе недостатки прототипа устранены, что повышает коэффициент нефтеотдачи при разработке залежи нефти. Предлагаемый способ позволяет также применить его для залежей с малыми запасами нефти и законтурной водой, когда трудно достичь рентабельности при разработке и одновременно обеспечить высокие показатели нефтеотдачи.

На чертеже представлена схема размещения нагнетательных и добывающих скважин.

Способ осуществляют следующим образом.

На залежи бурят нагнетательные и добывающие скважины с размещением нагнетательных скважин в центре залежи и вблизи контура нефтеносности, подпираемого водой, а добывающих - между ними.

На первом этапе из нагнетательных скважин отбирают нефть при забойном давлении несколько выше давления насыщения (на 3,0-5,0 МПа) с целью использования упругой энергии пласта и снижения пластового давления под его контролем в каждой нагнетательной скважине до появления в продукции приконтурных нагнетательных скважин законтурной воды.

Этап продолжается до тех пор, пока текущее пластовое давление будет превышать давление насыщения на 5,0-10,0 МПа.

На втором этапе в нагнетательные скважины осуществляют закачку газа, а из добывающих скважин отбирают нефть при забойном давлении близком к давлению насыщения, но не ниже его. Закачку газа осуществляют при давлении, на 10,0-15,0 МПа превышающем давление насыщения в зоне нагнетания, до тех пор пока газовый фактор добывающих скважин не превысит первоначальный в 2-3 раза, но прирост газового фактора не превысит 1000 м ³/т.

На третьем этапе переходят к многократной чередующейся закачке воды и газа с объемными долями газа и воды в общей закачке цикла, соответствующими наименьшему значению коэффициента различия физических свойств нефти, причем переход закачки от газа к воде осуществляют, когда газовый фактор добывающих скважин превысит начальный в 2-3 раза, но не более 1000 МПа, а переход закачки с воды на газ осуществляют, когда газовый фактор восстановится до первоначального или близкого к нему, при этом осуществляют контроль соотношения закачки газ-вода в цикле указанными выше пределами.

Заканчивают третий этап закачкой воды.

В предлагаемом способе закачка газа может быть осуществлена при давлении пласта, из которого он добыт в геологическом разрезе этажа нефтегазоносности или близлежащей залежи региона без дополнительного компремирования.

Рассмотрим сравнение вариантов осуществления способов по прототипу и предложенного нами.

Результаты расчетов приведены в таблице 2. Расчеты проводились по методике В.Д.Лысенко, изложенной в работе «Инновационная разработка нефтяных месторождений», М.: Недра, 2000 г., с.141-155.

Исходные данные:

- геологические запасы нефти - 1200 тыс.т = G _н

- геологические запасы газа 700 млн.м ³ = Q

- удельный вес сепарированной нефти - _н=0,8 т/м³

- удельный вес газа при нормальных условиях - 0,001 т/м ³

- начальное пластовое давление Р _пл.н=60,0 МПа

- давление насыщения Р _нас=27,0 МПа

- забойное давление при отборе нефти Р_заб=30,0 МПа

- объемный коэффициент нефти b=2,65

- коэффициент сжимаемости нефти - _н=42,6·10-^{5 1}/ат

- коэффициент продуктивности =0,35 т/сут ат.

1 этап. Отбор нефти из нагнетательных скважин за счет упругой энергии пласта до снижения текущего пластового давления в зоне нагнетательных скважин до 35,0 МПа

Определим объем нефти с растворенным в ней газом в пластовых условиях при начальном пластовом давлении Р_пл.н=60,0 МПа

Но тот же объем будет занимать нефть при давлении насыщения и тот же газовый фактор, однако вес смеси будет меньше первоначального на величину смеси добытой за счет упругой энергии при снижении пластового давления.

То есть

При пластовом давлении 60,0 МПа плотность нефтегазовой смеси в пластовых условиях будет равна:

При давлении 35,0 МПа плотность смеси будет равна:

Количество добытой смеси для снижения пластового давления и использования упругой энергии

Из них нефти:

- газа:

G_г=215445-136070=79375 м

Объем газа

И газовый фактор

Начальный газовый фактор

Отбор нефти (см. чертеж) производится на первом этапе 5 нагнетательными скважинами: одной центральной и 4 приконтурными, что по производительности соответствует трем добывающим скважинам.

Тогда срок разработки 1 этапа

Р_ср - средний за период перепад между Р_пл и Р_заб

Тогда

Остаточные запасы нефти в пластах после 1 этапа

G_ост=1200-136,070=1063,93 тыс.т

Коэффициент нефтеотдачи

II этап. Закачка газа в нагнетательные скважины при давлении Р_н=400 ат и отбор нефти из добывающих скважин при Р₃=300 ат. Закачку газа ведем до прироста газового фактора 1000 м ³/т.

Коэффициент различия физических свойств нефти и агента (газа)

Примем коэффициент вытеснения нефти газом вязкость нефти 0,8 сП, вязкость газа 0,01 сП.

Тогда:

Весовая предельная доля агента

Расчетная предельная доля агента

Коэффициент использования подвижных запасов

Расчетный относительный отбор флюида в долях подвижных запасов (остаточных)

F^нг =0,25-0,645ln(1-А)=0,25-0,645ln0,9787=0,2639

Весовой относительный отбор жидкости (флюида) в долях подвижных запасов нефти

Коэффициент нефтеотдачи за II этап

III этап: чередующаяся закачка газа и воды.

Определим соотношение физических свойств для различных значений объемной доли газа и воды в общем объеме закачки по формуле:

где известно, что

- доля газа в объеме закачки цикла

_b - вязкость воды = 6 сП.

Результаты расчетов приведены в таблице 1.

Таблица 1
	0,9	0,8	0,7	0,6	0,5	0,4	0,3	0,2	0,1
	2,8396	2,1388	1,7866	1,805	1,8126	1,8506	1,9060	2,315	2,3718

Лучшее соотношение физических свойств приходится на =0,7-0,6. В зависимости от плотности и вязкости нефти и степени сжатия газа при закачке наилучшее соотношение долей закачиваемого газа и воды будет смещаться в сторону увеличения или уменьшения доли газа.

Для нашего примера принимаем долю газа =0,7, тогда

предельный прирост газового фактора задан Г=1000 м³/т или в весовых единицах 1 т/т ( _г· Г)

Весовая предельная доля агента А ₂, весовой фактор агента (отношение веса агента к весу нефти) а весовая доля газа в весовом факторе агента равна при заданных долях газа и воды соответственно 0,7 и 0,3

тогда

Отсюда весовая предельная доля агента где

и расчетная предельная доля агента

Для условий нашего примера

Тогда коэффициент использования подвижных запасов на этапе III - чередующейся закачки газа и воды

Относительный отбор жидкости (флюида)

F^Р=0,25-0,645ln(1-A)=0,25-0,645ln0,4631=0,7465

Заканчивается этап чередующейся закачки газа и воды закачкой воды, когда нефть вытесняется газом ранее созданной оторочки, а газ водой.

В конце этого этапа расчетный относительный отбор жидкости (флюида)

Но F^нгв=0,25-0,645(1-A)=1,5043

Отсюда расчетная предельная доля агента (воды)

Коэффициент использования подвижных запасов нефти в конце периода

и коэффициент нефтеотдачи

Предельная весовая доля агента (воды) определяется из формулы

Поскольку при вытеснении нефти водой обычно (из соображений рентабельности) задаются предельной весовой долей агента (воды) А=0,9, то на этом разработку залежи прекращаем.

Рассчитаем этот же пример для условий, соответствующих формуле изобретения по прототипу.

Принимаем предельный прирост газового фактора при закачке газа Г=500 м³/т и при чередующейся закачке газа и воды, а долю газа в объеме чередующейся закачки примем =0,9. Поскольку по прототипу отсутствует этап использования запаса упругой энергии для отбора нефти из нагнетательных скважин, а закачка газа используется с начала разработки залежи, то для этого потребуется закачивать газ при давлении 650 ат.

На I этапе (прототип) производится закачка газа.

Коэффициент различия физических свойств нефти и агента (газа)

Коэффициент использования подвижных запасов

Расчетный относительный отбор флюида в долях подвижных запасов нефти

Весовой относительный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти

Коэффициент нефтеотдачи за этап

II этап (прототип): чередующаяся закачка газа и воды

(из таблицы 1)

Заканчивается этап чередующейся закачки газа и воды закачкой воды, когда нефть вытесняется газом ранее созданной строчки, а газ вытесняется водой.

В конце этого этапа

и коэффициент нефтеотдачи

Предельная весовая доля агента (воды)

Здесь появляется еще этап закачки воды, когда газовая оторочка из расходовалась и нефть вытесняется непосредственно водой.

Для этого этапа

Задаемся

Тогда

F^нв=0,25-0,645ln(1-A ^нв)=0,25-0,645ln0,2131=1,2466

За последний период обычного заводнения прирост коэффициента использования подвижных запасов нефти

Прирост расчетного относительного отбора жидкости в долях подвижных запасов нефти

F^нв=F^нв-F ^нгв=1,2466-0,8981=0,3485

Прирост весового относительного отбора жидкости в долях подвижных запасов нефти

Прирост коэффициента нефтеотдачи

(этапы - приложение таблица 2)

Конечный коэффициент нефтеотдачи по предлагаемому способу

а по прототипу

Коэффициент нефтеотдачи по предлагаемому способу превышает коэффициент нефтеотдачи по прототипу в

раза

Представляют интерес потери закачиваемого газа в пласте и коэффициент углеводородоотдачи. При высоком изначальном газовом факторе и высоком объемном коэффициенте нефти количество добытого газа играет существенную роль в сумме выручки за добытые углеводороды.

На этапе закачки газа в пласт. Вместо каждой добытой тонны нефти в пласте будет оставаться газа, т

По заявляемому способу этот показатель будет равен:

По прототипу этот показатель равен:

В конце этапа чередующейся закачки газа вместо одной тонны добытой нефти в пласте останется:

По нашему предложению этот показатель будет равен

газа

По прототипу соответственно

газа

Когда оторочка газа между нефтью и закачиваемой водой в самом конце чередующейся закачки газа и воды исчезнет. В предыдущей формуле объемная доля газа становится равной нулю. Теперь вместо 1 т нефти отобранной из пласта в пласте будет оставаться

По заявляемому способу этот показатель будет равен

газа

По прототипу соответственно

По прототипу еще следует этап закачки воды, когда нефть вытесняется водой.

В конце этого этапа вместо 1 тонны отобранной нефти в пласте останется

Итак, в конце разработки залежи нефти вместо одной тонны отобранной нефти в пласте останется по предлагаемому способу 0,59 т газа, а по прототипу 0,883 т.

Поскольку вместе с каждой тонной нефти из пласта отобран растворенный в ней газ, то найдем количество отобранных углеводородов с учетом потерь закачиваемого газа за весь срок разработки и определим углеводородоотдачу.

За весь срок разработки:

Таблица 3
Показатели	Добыто, тыс.т			Коэффициент УВО
	нефти	газа	УВ
Заявляемый способ	906,53	73,94	980,47	0,5160
Прототип	771,0	-286,0	485,0	0,2553

Углеводородотдача по предлагаемому способу превышает углеводородоотдачу по способу-прототипу в 2 раза.

Таблица 2
Параметры	ЭТАПЫ
	Отбор нефти за счет упругой энергии		Вытеснение нефти за счет закачки газа		Чередующаяся закачка газа и воды в нагнетательные скважины		Закачка воды, нефть вытесняется газом оторочки		Закачка воды, нефть вытесняется водой
	Предлагаемый способ	Способ-прототип	Предлагаемый способ	Способ-прототип	Предлагаемый способ	Способ-прототип	Предлагаемый способ	Способ-прототип	Предлагаемый способ	Способ-прототип
о			45,914	74,61	1,7866	2,8396	1,7866	2,8396		2,4371
А			0,0213	0,0067	0,5369	0,1709	0,8573	0,6340		0,7869
А2			0,5	0,3334	0,6744	0,3693	0,9200	0,8310		0,9
Г, м3/сут			1000	500	1000	500	-	-		-
К3			0,2637	0,2543	0,5963	0,3602	0,8030	0,6589		0,7576
F			0,2639	0,2543	0,7465	0,3709	1,5043	0,8981		1,2466
К3			-	-	0,3326	0,1059	0,2067	0,2987		0,0987
F			-	-	0,4826	0,1166	0,7578	0,5272		0,3485
К2			0,9	0,9	0,9	0,9	0,9	0,9		0,5
Кно	0,1134		0,2373	0,2289	0,2993	0,0953	0,1860	0,2688		0,0494
Кно	0,1134		0,2373	0,2289	0,5367	0,3242	0,7227	0,5930		0,6425
F2			0,2729	0,2543	0,6006	0,1363	1,1913	0,9475		0,7075
т.т	1200		-	1200	-	1200	-	1200		1200
т.т			1063,93	-	1063,93	-	1063,93	-		-
т.т	136,07		258,47	274,70	314.10	114,40	197,89	322,6		59,3
Gн, т.т	136,07		394,54	274,70	708,64	389,10	906,53	711,7		771,0

Источники информации

1. Муравьев И.М., Крылов А.П. Эксплуатация нефтяных месторождений. - Гостоптехиздат. 1949, с.162.

2. Муравьев И.М., Крылов А.П. Эксплуатация нефтяных месторождений. - Гостоптехиздат, 1949, с.172.

3. Лысенко В.Д. Проектирование разработки нефтяных месторождению. - М.: Недра, 1987.

4. Патент RU №2142045, кл. Е21В 43/16, опуб. 1999 - прототип.