Способ разработки нефтегазовой залежи

 

ОПИСАНИЕ

ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

Союз Советских

Социалистических

Республик (il) 947399 ф (61) Дополнительное к авт. свид-ву— (22) Заявлено 21. 09. 79 (21) 2823213/22-03 (51}М Кл з с присоединением заявки ¹â€”

Е 21 В 43/20

Государственный комитет

СССР по делам изобретений и открытий (23) Приоритет— (53} УДК 622. 276 (088.8) Опубликовано 300782. Бюллетень № 28

Дата опубликования описания 3007.82

Государственный научно-исследовательский и пр институт нефтяной промышленности "Укргипрониинефть" (71) Заявитель т (54) СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕ1 АЗОВОИ ЗАЛЕЖИ

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтегазовых залежей.

Известен способ разработки нефтегазовых залежей с газовой шапкой (природной или искусственной), заключающийся в циклическом нагнетании агента в шапку и его отбора иэ шапки с поддержанием пластового давления в газовой шапке на уровне давле-. ния насыщения нефти (11.

Недостатком известного способа является невысокая эффективность нефтегаэоотдачи.

Известен способ разработки нефтегазовой залежи при водонапорном режиме со снижением пластового давления отбором жидкостей из пласта f2).

Недостатком данного способа..является невысокая эффективность и применение его только для обводненных нефтяных пластов.

Цель изобретения — повышение неф тегазоотдачи пластов.

Указанная цель достигается тем, что в способе разработки нефтегазовой залежи при водонапорном режиме со снижением пластового давления отбором флюида иэ пласта в начале разработки пластовое давление в залежи снижают до величины, меньшей величины начального давления насыщения на 15-50%, до полного обводнения залежи пластовое давление поддерживают постоянным, равным 50 85% давления насыщения, после чего в обводненной залежи снижают величину пластового давления до 15-25% от его начальной величины.

Для осуществления предлагаемого способа разработки залежи составляют проект, в котором предусматривают бурение необходимого количества нефтегазодобывающих и вододобывающих скважин, а также объемы добычи нефти, газа и пластовой воды, позволяющие поддерживать давление в залежи на необходимых уровнях.

Добыча пластовой воды из вододобывающих скважин осуществляется на всех стадиях разработки залежи с помощью погружных злектроцентробежных насосов (ЭЦН) или газлифта.

25 Пример. Д я нефтяной 3 е жи, имеющей начальное пластовое давление 210 кгс/см2и начальное давление насыщения 190 кг/см, в начале разработки давление в залежи снижается до 152 кгс/cM, т.е. на

947399

20% ниже начального давления насыщения. В дальнейшем до полного обводнения залежь разрабатывается с поддержанием пластового давления на уровне 152 кгс/см . При доразработке обводненнОй залежи нефти и газа пластовое давление снижается до

50 кгс/см, что составляет около

25% его начальной величины.

Нефтяная залежь обладает следующими гЕолого-промысловыми характеристиками:

2000

10! и Q = — — "=9Птыс T. и„p (Ri)

При отборе нефти (с)н„)300 тыс.т в год срок разработки залежи на упругом режиме (4< )составляет 3 г.

При этом стягивание контура нефтеносности происходит íà IRAN„ =80 м.

35 В дальнейшем при снижении пластового давления от величины давления насыщения до 152 кгс/см-, разработ2. ка нефтяной залежи осуществляется на смешанном режиме. Добыча нефти

4р происходит как за счет уменьшения нефтенасыщенности пласта при режиме растворенного газа, так и за счет вытеснения нефти пластовыми водами.

Расчеты показали, что в этот

45 период нефтенасыщенность пласта уменьшается на 7%, а контур нефтеносности продвигается на Ь кн =110

Добыча нефти на режиме растворенного газ составляет

50 q = ф ю — =45Ъть с.м. +и Н oL p (q ) (Р) 3

Найдем добычу нефти за счет продвижения ВНК при смешанном режиме

55 QÍ -"" рно((R М1)-(н- "н,- иЛ

) -454+ тыс.в

1 (Рн)

При отбоРе фН =400 тыс. т в год срок разработки йа смешанном режиме составляет (Он н5 Ин

Таким образом, начальная стадия

65 разработки нефтяной залежи продол11,8

1994

220

1,16

Средняя глубина залежи,Н, м

Радиус нефтяной залежи,R, км

Радиус водонапорной пластовой системы, R, км

Толщина пласта,h, м

Пористость,m, %

Начальная нефтенасыщенность,pz, Ъ

Проницаемость, К, мД

Коэффициент сжимаемости пористой среды, с, 1/кгс/см

Начальные геологические запасы нефти, мпн.т

Начальные геологические запасы растворенного газа, млн.м

Начальное пластовое дачление рц, кгс/см

Объемный коэффициент1 газосодержание,вязкость пластовой нефти и свободного газа в зависимости от давления цани на чертеже.

Начальное давление насыщения,РИ, кгс/см 190

Плотность нефти при нормальных условиях,jH, г/см 0,80

Плотность пластовой воды при нормальных условиях, г/см

Вязкость пластовой воды, сП 0,5

Коэффициент сжимаеМосТН жидкости,1ж, 5

1/кгс/см 1.1.10

Коэффициент сжимаемости породы, -5

1/кгс/см 10

Количество нефтедобывающих скважин 8.

В начальной стадии разработки нефтяной залежи пластовое давление снижается от начального Ро =220 до

Р1=152 кгс/см, т.е. на 20% ниже давления насыщения, что обеспечивает повышение нефтеотдачи на основной стадии разработки на 5%.

Для заданного снижения пластового давления от 220 до 152 кгс/см отбор иэ нефтяной залежи(фж,)принят в два раза больше внедрения законтурной воды(ф „), т.е.

=0,5 с к„

Для повышения отбора нефти и газа над количеством внедряющейся в залежь пластовой воды производится добыча этой воды иэ законтурной области с помощью вододобывающих

15 скважин.

В период снижения пластового давления от его начального значения до величины давления насыщения (с 220 до 190 кгс/см ) добыча нефти

20 (Як„) происходит эа счет упругих сил пласта и составляет

Q>=7>R>%)PAL P„1Р =3646TtlC м, н„ где Q — добыча нефти в пластовых

1 Ъ

25 условиях, м ф = мф„,+ =1,(65 10 1)ктс)см

947399 иается семь лет при средней добыче нефти 357 тыс. т в год

Объем воды, внедрившейся в залежь (Ь1), в среднем не должен превышать

223 тыс. м3 в год.

Я --фн СЗГВ=8млн.т.

50 (здесь à — суммарный водонефтяной

В фактор).

Для поддержания постоянного пластового давления внедрение воды в залежь должно соответствовать отбору жидкости < 3 иэ нее: х ч .8(р,) %»r, Ч 3 = . =848тыс.м.

Ф . -848

Объем притока воды в основную сТадию разработки залежи составляет

Q3>1255 тыс.м v год.

Так ко объем притока пластовой воды больше отбора жидкости иэ залеС =age =Ы3 тыс.м )Г.

3„

В начальной стадии разработки нефтяной залежи приток пластовой воды(93„)возрастает от 92,3 тыс.м в первый год разработки до 1,17 млн.м 0 на седьмом году разработки или в среднем 636 тыс.м3 в год

Добыча пластовой воды(Ц „) в начальной стадии определяется как разность между притоком и внедрением !5 чоды в залежь

g =Q -ф =443тыс.м ft

3л 3л

Для добычи пластовой воды используются разведочные скважины, расположенные за контуром нефтеносности, или бурят вододобывающие скважины.

Средний дебит воды одной скважины при расчетах принят равным 0, 400 м /сут.

3 В

Определим количество вододобывающих скважин (и):

Qg„

И = — =Ъ. ф .365

В основной стадии разработки плас- 30 товое давление сохраняется постоянным, равным Р„ =152 кгс/см . Нефть

2. вытесняется водой практически до полного обводнения всех эксплуатационных скважин. На основании опыта разработки месторождений и гидродинамических расчетов к концу этой стадии коэффициент нефтеотдачи достигнет л =0,55.

В основной стадии разработки за- 40 лежи добыча нефти составляет

1 (Q„„ kí " Рн,5нЪ р l QH Ин, н -4млн1.

При отборе. нефти фИ 3 =250 тыс. т в год основная стадия разработки 45 продлится 16 лет.

Вместе с нефтью будет добыто пластовой воды жи, то часть воды необходимо отбирать из законтурной области.

Добыча. пластовой воды из эаконтурной области в основной период(Ц ) составляет

Э

8480оо =407 тес.м.(3х

Для добычи такого объема воды потребуется также три вододобывающих скважины.

Увеличение конечной нефте- и газоотдачи обводненной залежи предусматривается достигнуть путем снижения пластового снижения давления до

50 кгс/см, Для этого отбор жид2. кости иэ залежи осуществляется с превышением над объемом внедренной законтурной воды в 2 раза, т.е. — =05 Ъв

%з;

Согласно гидрсдинамическнм расчетам п.-.>и разработке обводненной зале- . жи на режиме истощения нефтеотдача

ee() ) увеличивается до 60Ъ, а газсотдача составляет 90%.

Добыча нефти на последней стадии разработки равна

Яц = 7Р.„ Ь м рН 8 2 (р ) - Q> 590 1ысТ.

При отборе нефти = 100 тыс.т в год срок разработки на режиме истощения(„) составляет 6 лет.

Вместе с нефтью на последней стадии разработки добывается значительное количество воды, равное четырехкратному объему добычи нефти (2360 тыс.т ). Средняя добыча жидкости в год равна 536 тыс.м . Отсюда допустимый объем внедрения воды на последней стадии составляе ф3 =0,5 ф =0,5 536000=268 тыс. м /г.

В связи со значительным снижением пластового давления приток пластовой воды из эаконтурной области резко возрастает. В среднем на последней стадии он составляет 2,4 млн.м в год.

Так что добыча пластовой воды из вододобывающих скважин должна быть увеличена .в среднем до 2 млн,м в год. з

При той же производительности :<оличество вододобывающих скважин необходимо увеличить до 14.

В начальной стадии разработки путем одновременного отбора нефти, газа и эаконтурных (подошвенных) пластовых вод давление в залежи снижают до величины, меньшей начального давления насыщения на 15-50%.

На основной стадии разработки осуществляют вытеснение газированной нефти водой при постоянном давлении, равном величине давления, достигнутой в конце начальной стадии. Стабилизация пластового давления на достигнутом уровне обеспечивается путем отбора контурных или подо947399 швенных вод. Основная стадия разработки продолжается до полного обводнения залежи.

Для увеличения конечной нефте- и газоотдачи обводненных нефтяных и газовых залежей в заключительной стадии их разработки снижают пластовое давление до максимально возможной величины 15-25% от его начального значения путем неограниченного отбора нефти, газа и пластовых 10 вод.

В третьей стадии разработки на режиме растворенного газа при снижении пластового давления до 15-25% от начального значения пластового )5 давления коэффициент извлечения нефти увеличивается на 5% . Нефтеотдача в этом случае тем больше, чем меньше снижение пластового давления.

Ограничение снижения пластового давления дает воэможность эксплуатации скважин с минимальными динамическими уровнями.

При существующих технических средствах возможное снижение пластового давления, при котором обеспечивается рентабельный дебит добывающих скважин, составляет 15-25% ат начального значения пластового давления.

Внедрение в производство предла- гаемого способа разработки залежей нефти и газа позволяет повысить нефтеотдачу пластов на 10 — 15 % по сравнению с обычным способом их разработки, достичь газоотдачи 90%.

Формула изобретения

Способ раэработки нефтегазовой залежи при водонапорном режиме со снижением пластового давления отбором флюида иэ пласта, о т л и ч а юшийся тем, что, с целью повышения нефтегазоотдачи пластов, в начале разработки пластовое давление в залежи снижают до величины, меньшей величины начального давления насыщения на 15-50%, до полного обводнения залежи пластовое давление поддерживают постоянным, равным

50-85% давления насыщения, после чего в обводненной залежи снижают величину пластового давления до

15-25% от его начальной величины.

Источники информации, принятые во внимание при экспертизе

1. Авторское свидетельство СССР

9 443163, кл. Е 21 В 43/18, 1973.

2. Патент США Р 4090564, кл. 166-314, опбулик.1978 (прототип

947399

Я

g2 04 ФФ Ю !ай

Степень снижения люастоооео дарения Р ниже мамаюмоео сЬ&яения натняения Ри о оапек Рдиииум

Составитель Н. Спасская

Редактор Л. Горбунова Техред К. Иыцьо Корректор Г. Огар

Заказ 5568/50 Тираж 623 Подписное

BHHHtlH Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытйй

113035, Москва, Ж-35,.Раушская наб., д. 4/5

Филиал ППП "Патент, r. Ужгород, ул. Проектная, 4