Способ разработки нефтяной залежи
Сущность изобретения разработка нефтяной залежи путем закачки вытесняющего агента Б нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин. Объем закачиваемого в пласт вытесняющего агента выбирают из условия величины пластового давления, при котором отсутствуют переливы пластовых флюидов в остановленных добывающих скважинах в механизированный период их оаботы Позволяет повысить нефтеотдачу пласта понизить объемы отбираемой попутной воды и закачиваемого агента
СОЮЗ СОВЕТСКИХ
СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ
РЕСПУБЛИК (я)з F 21 В 43/20 43/18
ГОСУДАРСТВЕННОЕ ПЛТЕНТНОГ
ВЕДОМСТВО СССР (ГОСПАТЕНТ СССР) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
К ПАТЕНТУ г (21) 5016283/03 (22) 16.12.91 (46) 30.06,93. Бюл. Nò 24 . (76) Ю.Е. Батурин (56) Совершенствование систем разработки нефтяных месторождений Западной Сибири. Бадьянов В.А„Батурин Ю.Е., Ефремов
Е.П, и др. Свердловск: Средне-Уральское кн. иэд-во, 1975, с, 158 — 167.
Сургучев M.Ë. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов.
М.: Недра, 1985, с, 143-154.
РД-39-0147035-214-86. Методическое руководство по расчету коэффициентов извлечения нефти из недр. М.: 1986, 254 с.
Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности, Задачей изобретения является повышение эффективности нефтеизвлечения из недр путем увеличения коэффициента нефтеизвлечения, снижения объемов закачки вытесняющего агента и отбора попутной воды за счет снижения пластового давления в механизированный период работы добывающих скважин ниже минимального давления фонтанирования.
Предложенное техническое решение предусматривает разработку нефтяной залежи путем отбора. нефти иэ добывающих скважин и закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины. Отличается от известного решения тем, что объем закачиваемого в залежь вытесняющего агента выбирают из условия величины пластового, . Ы 1825391 А3 (54) СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ 3АЛЕЖИ (57) Сущность изобретения: разработха нефтяной залежи путем закачки вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин. Объем закачиваемого в пласт вытесняющего агента выбирают из условия величины ".ïàстового давления, при котором отсутствуют переливы пластовых флюидов в остановленных добывающих скважинах в механизированный период их работьг Позволяет повысить нефтеотдачу пласта. Понизить объемы отбираемой попутной водь: и закачиваемого агента. давления, при котором отсутствуют переливы пластовых флюидов в остановленных добывающих скважинах в механизированный 2 период их работы.
На подавляющем большинстве месторождений Западной Сибири начальное пластовое давление в залежах соответствует гидростатическому. Поскольку плотность нефти в пластовых условиях всегда меньше единицы (как правило, 0,6 — 0,75 т/мз), в начальный период разработки. добывающие К ) скважины эксплуатируются фонтанным способом. По мере обводнения их продукции становится более тяжелым столб поднимаемой жидкости, фонтанирование скважин прекращается, их переводят ча механизированный способ эксплуатации (ЭЦН. ШГН, ЭВН, ЭДН, газлифт). Пластовое давление за весь период разработки остается практически на уровне начального, В механизированный период, эксплуатации приходится
1825391
45 периодически останавливать скважины для замены изношенного оборудования. При каждом таком ремонте скважину необходимо задавливать растворам повышенной плотности, поскольку при высоком давлении она переливает. При глушении расходуется большое количество минеральных солей, привозимых за тысячи километров, существенно понижаются проницаемые свойства призабойной зоны, Снижение пластового давления в эти периоды эксплуатации ниже минимального давления фонтанирования позволяет проводить ремонты скважин без глушения. Отпадает надобность в завозе минеральных солей, не ухудшается продуктивность скважины. При обводненности продукции добывающих скважин менее единицы минимальное давление фонтанирования, как правило, ниже начального пластового. При понижении последнего до давления неперелива происходит за счет упругоемкости и гидроринамического перепада вытеснение нефти из менее проницаемых нефтенасыщенных объемов пласта с относительно высоким пластовым давлением в более проницаемые водонасыщенные, по которым жидкости фильтруются к добывающим скважинам, Это увеличивает коэффициент нефтеизвлечения, снижает отбор попутной воды за счет уменьшения неоднородности фильтрационных потоков. Поскольку снижение пластового давления происходит за счет ограничения закачки агента-вытеснителя, сокращается объем закачиваемой воды (агента-вытеснителя).
Осуществляют предложенное техническое решение следующим образом, Общепринятым путем проектируют и реализуют систему разработки эксплуатационного объекта с применением, например, метода заводнения. Ro общепринятым методикам определяют зависимость давления неперелива при разной обводненности продукции добывающих скважин и минимального забойного давления, которое может обеспечить используемый механизированный способ эксплуатации скважин, также в зависимости от обводненности продукции. На участках (блоках) залежи с механизированной эксплуатацией скважин понижают пластовое давление путем ограничения (вплоть до полного прекращения) закачки. При этом периодически контролируют пластовые и забойные давления в добывающих скважинах, следя за тем, чтобы пластовое давление было бы не выше давления неперелива, а забойное давление — не ниже минимального забойного давления. Регулируют давления величиной закач5
30 ки воды и изменения режимов работы (сменой) оборудования в добывающих скважинах.
В качестве примера реализации предложенного технического решения рассмотрена разработка пласта БС1о
Мамонтовского месторождения Западной
СибирИ, находящегося в эксплуатации с
1970 года. По состоянию на 01.01.1991 г. обводненность продукции скважин составляла 73.4 . Для добычи нефти применяется линейная трехрядная система размещения скважин с последующим ее переводом в замкнутую. Плотность сетки в линейной системе — 56.2, в замкнутой 31 га/скs. Геолого-физические параметры пласта и технико-технологические ограничения: глубина залежи — 2450 м; ее тип — пластовая сводовая;коллектор — поровый;средняя эффективная нефтенасыщенная толщина—
10.3 м; коэффициенты пористости — 21,5 (,; проницаемости — от 0.140 мкм, начальной г нефтенасыщенности — 0.669, объемный нефти — 1.18; вытеснения нефти водой — 0.645; упругоемкости нефти — 9 10 ", воды—
2 10, породы — 2 10 см /кгс, потерь
-5 -5 2 зака ки — 0,15; показатель прерывистости пласта — 0,2, показатель послойной неоднородности — 0.05; плотность в поверхностных условиях нефти — 0.887, воды — 1,015 т/м; вязкость в пластовых условиях нефти — 1.44, воды — 0.5 mПа с; давление начальное—
24.3, насыщения — 9.3 МПа, пластовая температура — 75 С, газовый фактор — 49 м /т; давление на устьях нагнетательных скважин — 13 МПа, на забоях добывающих скважин фонтанных — 20, механизированных—
17 МПа; коэффициент эксплуатации скважин фонтанных — 0,8-.0,95, механизированных — 0,8- 0,95, нагнетательных — 0,9-0.95. В соответствии с фактическим вводом скважин в эксплуатацию проведены с использованием математической модели двумерной двухфазной фильтрации расчеты технологических показателей разработки залежи по реализуемому (иэвестный) и предлагаемому вариантам. Снижение пластбвого давления по последнему варианту предусмотрено с
1992 года. По результатам расчетов установлено: по сравнению с известным предложенное техническое решение обеспечивает повы ш ение коэффициента нефтеизвлечения на 2,6 пункта, снижение накопленных обьемов отбора попутной воды в 1.23 раза, зэквчки — в 1.21 раза, себестоимость по сравнвнию с известным способом несколько ниже.
Формула изобретения
Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добываю1825391
Составитель Ю.Батурин
Редактор Т,Ходакова Техред М.Моргентэл Корректор i М.Самборская
Заказ 2333 Тираж Подписное
ВНИИПИ ГОсударственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР
113035, Москва, Ж-35. Раушская наб., 4/5
Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул. Гагарина, 101 щие скважины и закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины при периодической остановке добывающих и нагнетательных скважин. о т л и ч а ю щ и йс я тем, что закачку вытесняющего агента осуществляют в обьеме, необходимом для установления пластового давления, не превышающего давление перелива пластовых флюидов в остановленных добывающих скважинах
5 в механизированный период их работы.
