способ разработки многопластовой нефтяной залежи

Формула изобретения

Способ разработки многопластовой нефтяной залежи, включающий закачку холодного рабочего агента в пласты и вытеснение нефти из пластов, оценку отношения проницаемостей пластов, которую проводят по формуле:

где Q - добыча нефти из низкопроницаемых пластов;

Qmax - добыча при однородном - поршневом вытеснении нефти из пластов;

Kmax, Kmin - проницаемости высоко- и низкопроницаемых пластов и при отношении проницаемостей пластов более чем в 5 раз закачку рабочего агента в отдельный пласт ведут в объеме и с темпом, обеспечивающими охлаждение соседнего пласта до уровня, при котором не происходит загустевания нефти и потери ее подвижности.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи.

Известен способ разработки многопластовой нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку через нагнетательные скважины интенсифицирующего агента в интервал низкопроницаемого пласта до достижения проницаемости призабойной зоны проницаемости удаленной части пласта, закачку рабочего агента через нагнетательную скважину в низкопроницаемый пласт не менее времени установления влияния нагнетательной скважины на добывающую, закачку рабочего агента в низко- и высокопроницаемый пласты и выравнивание притока и/или приемистости, начиная с низкопроницаемого пласта, до установления в пластах равных давлений приемистости агента выравнивания (Патент РФ №2084620, кл. Е21В 43/20, опубл. 1997.07.20).

Известный способ предусматривает одновременную разработку пластов, что не всегда рационально с экономической точки зрения.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки многопластовой нефтяной залежи, включающий оценку средних значений фильтрационно-емкостных свойств пластов, отбор нефти из пластов через добывающие скважины, закачку воды в циклическом режиме через нагнетательные скважины, закачку агента, увеличивающего гидродинамическое сопротивление пласта, разделение пластов на две группы, включение в первую группу пластов с более высокой проницаемостью, во вторую группу - менее проницаемых пластов, закачку агента, увеличивающего гидродинамическое сопротивление пласта, по меньшей мере, в одну нагнетательную и/или добывающую скважину во второй половине периода снижения пластового давления, выбор продолжительности цикла закачки воды из условия обеспечения наименьшей разницы в осредненных скоростях перемещения фронтов вытеснения по пластам продуктивного разреза первой и второй групп (Патент РФ №2132939, кл. Е21В 43/20, опубл. 1999.07.10 - прототип).

Известный способ обеспечивает повышение текущей добычи нефти и нефтеотдачи пластов. Однако способ не учитывает влияния температуры закачки рабочего агента. При вытеснении нефти холодной водой из одного пласта второй соседний пласт подвергается охлаждению, что приводит к возрастанию вязкости нефти, снижению ее подвижности, возможно выпадению парафинов и им подобных веществ и в конечном итоге к снижению нефтеотдачи залежи.

В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки многопластовой нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента в пласты и отбор нефти из пластов, отличающемся тем, что закачку рабочего агента в отдельный пласт ведут с температурой, в объеме и с темпом, обеспечивающими охлаждение соседнего пласта до уровня, при котором не происходит загустевания нефти и потери ее подвижности, при этом оценку отношения проницаемостей пропластков, при которых закачка холодного рабочего агента приводит к значительному падению нефтеотдачи слабопроницаемых пластов, проводят по формуле:

где Q - добыча нефти из низкопроницаемых пропластков, Qmax - добыча при однородном (поршневом) вытеснении, Kmax, Kmin - проницаемости высоко- и низкопроницаемых пропластков, а оптимальные соотношения температуры и темпов закачки рабочего агента определяют при отношении проницаемостей более чем в 5 раз.

Сущность изобретения

За годы и десятилетия разработки нефтяных залежей в продуктивные пласты закачивают огромное количество воды для вытеснения нефти. Однако эта вода помимо вытесняющего эффекта привносит в разработку и эффект охлаждения пластов. При вытеснении нефти холодным рабочим агентом (водой) по всей мощности идеального однородного пласта неизотермичность фильтрации практически не сказывается на нефтеотдаче разрабатываемого пласта. Фронт температуры существенно отстает от фронта нагнетаемой воды. Основная часть выработки пласта происходит в условиях, близких к изотермическим, т.е. при пластовой температуре. Совершенно другая картина наблюдается, если пласт реальный, а значит неоднородный по проницаемости. Выше- и нижележащие области подвергаются охлаждению за счет теплообмена, в частности, низкопроницаемый соседний пласт, отделенный непроницаемой перемычкой. Т.к. вязкость нефти существенно зависит от температуры, то охлаждение низкопроницаемого пласта приводит к ее загустеванию, снижению и может быть даже к потере подвижности. При охлаждении из нефти могут выпадать низкоплавкие компоненты типа парафинов, смол, асфальтенов и т.п. Это приводит к снижению проницаемости коллектора и, соответственно, к снижению нефтеотдачи залежи. В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.

При разработке многопластовой нефтяной залежи ведут закачку рабочего агента в пласты и отбор нефти из пластов. Закачку рабочего агента в отдельный пласт ведут с температурой, в объеме и с темпом, обеспечивающими изменение температуры соседнего пласта до уровня, при котором не происходит критического изменения свойств нефти и ее составляющих за весь период разработки залежи, а параметры разработки пластов определяют по математической модели.

Оценка отношения проницаемостей пропластков, при которых закачка холодного рабочего агента приводит к значительному падению нефтеотдачи слабопроницаемых пластов, может быть проведена по формуле:

где Q - добыча нефти из низкопроницаемых пропластков, Qmax - добыча при однородном (поршневом) вытеснении, Kmax, Kmin - проницаемости высоко- и низкопроницаемых пропластков.

При вариации проницаемости для более чем двух пропластков данная зависимость может быть применена для каждого из низкопроницаемых пластов, где Kmax - наибольшая проницаемость из соседних пропластков.

Формула показывает, что при отношении проницаемостей менее чем в 3 раза, температурный режим слабо сказывается на довыработке залежи. При отношении проницаемостей более чем в 5 раз существенно необходимо определять оптимальные температуру и темпы закачки активного агента (20% падения при пятикратном отношении, 40% - при отношении проницаемостей в 10 раз).

Очевидно, аналогичный эффект имеет место и в трещиновато-пористых коллекторах, где отношения проницаемостей составляют десятки и сотни единиц.

Постановка задачи в модели. Рассматривается пласт, состоящий из двух параллельных пропластков, разделенных между собой гидродинамически непроницаемой перемычкой. Пласт вскрыт системой нагнетательных и эксплутационных скважин. Водонасыщенность s ⁱ, давление pⁱ, скорости фильтрации фаз , и средняя температура каждого i-го пропластка определяются из следующей системы уравнений:

где pⁱ - давление в i-м пропластке, - коэффициент упругоемкости пропластка,

- суммарный коэффициент фильтрации в пропластке;

где u=-Kgradp - среднемассовая скорость фильтрации обеих фаз,

- функция Баклея-Леверетта;

где Т₀ - начальная пластовая температура, - скорости фильтрации нефти и воды, сⁱ =mⁱ(sⁱ _вc_в+(1-s ⁱ) _нc_н)+(1-m ⁱ) _cc_c - среднемассовая теплоемкость, ⁱ=mⁱ(s ⁱ _в+(1-sⁱ) _н)+(1-mⁱ) _с - среднеобъемная теплопроводность, - средняя температура соседнего с i-м пропластка,

R_i=hⁱ/(2 ⁱ), R= / ₀+R₁+R ₂ - тепловые сопротивления пропластков и перемычки, t _ф=t_ф(x,y) - время прихода температурного фронта в данную точку. Уравнение (3) с функцией (4) получены на основе использования интегральных соотношений для внешней тепловой задачи к исследуемым пропласткам (при этом на границе пропластков и окружающих пород задавалось условие сопряжения по температуре и тепловому потоку, а в окружающих породах решалось уравнение теплопроводности).

В данных формулах операторы div и grad берутся в плоскости простирания пропластков. В частных случаях:

- для случая фильтрафии между галереями:

- для радиально-симметричного случая фильтрации от скважины или к скважине:

Граничные условия:

- на нагнетательной скважине (или галерее) задается забойное давление Р_заб или приемистость q; водонасыщенность равна предельной s _нагн=s^*; температура равна температуре нагнетаемой жидкости T_нагн,

- на добывающей скважине или галерее необходимо знать только давление Р_экпл или дебит q_экспл .

Начальные условия

В начальный момент времени должны быть заданы значения водонасыщенности, температуры и, при учете упругоемкости пласта, давления для каждого пропластка.

Для замыкания системы (1)-(3) необходимо добавить зависимость вязкости нефти от температуры. Данную зависимость можно хорошо аппроксимировать функцией вида

или определять таблично по экспериментальным данным. Данная система уравнений решается численно с использованием ЭВМ методом прогонки.

Модель учитывает конвективный перенос тепла по пропластку, тепловые потери в кровлю и подошву, изменение свойств фильтрующейся жидкости, фазовую проницаемость.

Пример конкретного выполнения

Численно решая данную задачу на ЭВМ для Ромашкинского месторождения для участка с пропластками толщиной 0,5-1,0 м, получаем следующее.

1. В результате охлаждения нижележащего пласта конечный коэффициент нефтеизвлечения нижнего пласта составит 0,75%.

2. Он будет достигнут к концу 2 года разработки.

3. На расстоянии 70 м от нагнетательной скважины образуется парафиновая пробка в результате кольматации пор.

Исходя из расчета назначают следующие режимы разработки.

Верхний пласт: закачка воды, позволяющая не остужать пласт до критического значения для вышеприведенных условий 17°С (согласно расчетным данным на модели).

Нижний пласт: закачка воды также с температурой 17°С.

Нефтеотдача залежи по предложенному способу составляет 42%, в то время как без учета влияния охлаждения нефтеотдача залежи составляет 0,75%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.