Способ разработки нефтегазоконденсатной залежи

 

(19) RU . (11) 2 (51) 5 Е21В43 20

Комитет Российской Федерации тто патентам и товарным знакам

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ,:;

К ПАТЕНТУ (21) 4939963/03 (22) 29.05.91 (46) 1511.93 Бюп. Na 41-42 (71) Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт (72) Хавкин АЯ. Юсупова З.С.; Куракина Н.М. (73) Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт (54) СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ ЗАЛЕЖИ (57} Сущность изобретения: через нагнетательную скважину B зону контакта закачивают рабочий агент, снижающий проницаемость пород коллектора -a счет набухаемости гпик Снижение проницаемости пород позволяет осуществить фильтрацию агента при создании депрессии меньше депрессии нарушения сплошности нефтяной оторочки. Через дополнительные нагнетательные скважины между зоной с пониженной проницаемостью пород и нефтяной оторочкой нагнетают другой рабочий агент с меньшей степенью снижения проницаемости пород.

1 зтт ф-лы,2 табл.

2002944

300

0,05

870 л ях) 0,2715

0,0237

0,0524

0,0168

0,0442

0,0203

0,0299

0,0405

0,5007 („— } (1 -4-(2.4 +16.5S )66),Ян ) 0,15, О, Ян <0,15 (— — — — )(14.3(1 — S,)j . 005(5,)1

О. Si < 0,05

fH =

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтегазоконденсатной залежи.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки нефтегазоконденсатной залежи, включающий нагнетание рабочего агента в зону контакта через нагнетательные скважины и отбор флюидов через добывающие скважины.

Недостатками известного способа является невысокая нефтеотдача нефтегазоконденсатной залежи с глиносодержащим коллектором. 15

Невысокая нефтеотдача обусловлена нерегулируемым набуханием глинистой составляющей породы коллектора, многократным падением проницаемости и недостаточной надежностью барьера на границах нефтяной зоны.

Целью изобретения является увеличение нефтеотдачи в пластах, содержащих глины.

Это достигается тем. что в способе разработки нефтегазоконденсатной залежи, включающем нагнетание рабочего агента в зону контакта через нагнетательные cKBG жины и отбор флюидов через добывающие скважины, в качестве рабочего агента используют агент, снижающий проницаемость пород коллектора за счет набухания глин, закачивают агент до снижения проницаемости пород. позволяющий осуществить 35 фильтрацию агента при создании депрессии меньше депрессии нарушения сплошности нефтяной оторочки, между зоной с пониженной проницаемостыо пород и нефтяной оторочкой через допо.:нительные на- "О гнетательные скважины нагнетают другой рабочий агент с меньшей степенью снижения проницаемости породы, Бурятся согласно прототипу нагнетательные и добывающие скважины в нефте- 45 газоконденсатной залежи со следующими физикогеологическими параметрами:

Размер. залежи: длина, м 6000 ширина, м 8000 50 толщина пласта, м 4,6

Ширина нефтяной оторочки: зона чисто нефтяная.м зона межфазного контакта нефть-газ, м 100 зона межфазного контакта вода-нефть, м 100

Проницаемость пласта, мкм 0,05

Пористость, доли ед. 0,2

Пластовая температура, С 77

Пластовое давление, МПа 20

Насыщенность, доли ед. 20 начальная водой (связанная) 0,20 остаточная нефтью 0,15 остаточная газонасыщенность начальная газонасыщенность в газовой фазе 0,80 начальная нефтенасыщенность в нефтяной зоне 0.80 в газонефтяной зоне 0.40 в водонефтяной зоне 0,57

Вязкость пластовой нефти, мПа с 2,1

Температура кипения остатка, С

Плотность остатка, кг/м

Минерализация пластовой воды. г/л 150

Состав пластовой нефти (в мольных доСН4

Сг Н8

СЗН8 иС4Н о нС4Н1о иС5Н12 н С5Н12

С8Н )4

С 7+

Состав газа s газовой шапке:

СН4 0,84905

С2Н8 0,037

СзН8 0,0657 иС4Н о 0,01215 нС4Н о 0,0242 и С5Н12 0,0044 н С5Н12 0,0048

С8Н14 0,0027

С 7+ О

Фазовые проницаемости, для нефти 4, воды f< и газа fs как функции водонасыщенности Ss, нефтенасыщенности SH и газонасыщенности Ss имеют вид

2002944

О, Яв <0,2

Определение технологических показателей разработки нефтегазовой залежи с глиносодержащим коллектором на режиме барьерного заводнения проводилось по разработанной программе расчета трехфазной (нефть, вода, газ) двумерной многокомпонентной фильтрации с учетом набухания глин и связанным с этим процессом изменения пористости и проницаемости коллектора, использующей полностью консервативную, явную. по составу углеводородной смеси и водонасыщенности и неявную по давлению конечно-разностную схему сквозного счета с неравномерной пространственно-временной сеткой (4).

Число узлов сетки 27x14=378.

Анализировались следующие примеры технологий.

Пример 1. Закачка воды с пластовой минерализацией, не вызывающей набухания глин. Давление забойное в нагнетательных скважиных 21,5 МПа, давление забойное в добывающих скважинах 18,5

МПа (контрольный пример), Пример 2, Закачка воды минерализации 70 г/л, вызывающий набухание глин, Давление забойное в нагнетательных скважинах 25 МПа, давление забойное в добывающих скважинах 18,5 МПа, Пример 3. Закачка воды с пластовой минерализацией, не вызывающей набухание глин. Давление забойное.в нагнетательных скважинах 25МПа, давление забойное в добывающих скважинах 18,5 МПа (т,е. закачиваемый агент выбирается по примеру 1 сдавлением нагнетания как в предлагаемом способе).

Пример 4. Закачка воды минерализации 70 r/ë для создания барьера на водонефтяном и газонефтяном контактах с последующей закачкой воды минерализации 100 г/л. Давление забойное в нагнетательных скважинах 25 МПа, давление забойное в добывающих скважинах 17,5

МПа, Как следует из расчетов, предложенный способ разработки позволяет повысить нефтеотдачу как функцию объема закачанной воды, не уменьшая темпы отбора нефти, 5 Технология, описанная в примере 3, прекращает реализовываться в момент разрыва нефтяной оторочки, Сравнение показателей эффективности примеров технологий приведено в табл.1 и 2. Пример 3 показывает, 10 что изменение давления нагнетания беэ из. менения рабочего агента не приводит к росту нефтеотдачи, Расчеты показывают. что после 8 лет разработки накопленная добыча углеводо15 родов по заявленной технологии (примеры

2 и 4) превышает эффект, получаемый Ilo примерам 1 и 3, Оценка зкономической эффективности предлагаемого способа выполнена как на

20 один момент времени, так и на одинаковую величину объема закачанной воды.

Сравнение примеров 1 и 4.

Применение технологии по примеру 4 ведет к увеличению нефтеотдачи на момент

25 10 лет разработки (табл.1) на 47; Ilo отношению к примеру 1 при увеличении объема закачки воды, В данном случае это соответ-. ственно 27 тыс.т нефти и 126 тыс.т воды.

При оценке экономической эффектив30 ности технологии по примеру 4 на момент одинакового объема закачки воды (табл.2) имеем, что нефтеотдача 26 достигаетоя на момент S лет разработки, т.е. на 2 года раньше примера 1. На момент 8 лет разработки

35 по примеру 1 будет достигнута нефтеотдача

23 /,, Это означает, что по технологии примера 4 добыто 20,2 тыс.т нефти на 2 года раньше примера 4.

Реализация способа по прототипу на

40 рассмотренном глиносодержащем коллекторе приводит к нерегулируемому набуханию глинистой саста вля ющей породы-коллектора, многбкратному падению проницаемости, и, как следствие. от45 ключению от процесса фильтрации основных запасов нефти объекта. (56) Афанасьева А.B., Зиновьева Л.А. — анализ разработки нефтегазовых залежей. M.;

50 Недра, 1980, с.74.

2002944

Таблица 1

Сравнение показателей эффективности вариантов технологий после 10 лет раэработки, * Значение показателей приведено на момент разрыва нефтяной оторочки (T=5,8 лет) Таблица 2

Сравнение показателей эффективности вариантов технологий на момент закачки в пласт 280 тыс, т. воды.

Формула изобретения

Составитель A.Õàeêèí

Техред M.Ìîðãåíòàë Корректор С. Патрушева

Редактор. Тираж Подписное

НПО "Поиск" Роспатента

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб„4/5

Заказ 3223

Производственно-издательский комбинат "Патент", r. Ужгород, ул,Гагарина, 101 i. СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ ЗАЛЕЖИ, включающий нагнетание рабочего агента в зону контакта через нагнетательные скважины 5 и отбор флюидов через добывающие скважины, отличающийся тем, что, с целью увеличения нефтеотдачи в пластах, содержащих глины, в качестве рабочего, агента используют агент, снижающий про- 10 ницаемость пород коллектора за счет набухаемости глин, и эакачивают агент до снижения проницаемости пород, позволяющей осуществить фильтрацию агента при создании депрессии меньше депрессии нарушения сплошности нефтяной отороч-, ки.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что между зоной с пониженной проницаемостью пород и нефтяной оторочкой через дополнительные нагнетательные скважины нагнетают другой рабочий агент с меньUreA степенью снижения проницаемости породы.