Способ разработки нефтяного месторождения

Способ разработки нефтяного месторождения

Реферат

 

(19)RU(11)1195717(13)C(51)  МПК ⁵    _E21B43/22Статус: по данным на 17.01.2013 - прекратил действиеПошлина: учтена за 20 год с 08.03.2003 по 07.03.2004

(54) СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к разработке месторождений с вязкостью пластовой нефти от 30 МПа С и более. Целью изобретения является повышение нефтеотдачи при удешевлении добычи высоковязкой нефти. Последовательность выполнения операций следующая: месторождение нефти разбуривают скважинами, выбирают ту или иную внутриконтурную систему размещения нагнетательных и добывающих скважин, определяют геологические запасы нефти, неоднородность коллектора по проницаемости, физико-химические свойства пластовой и поверхностной нефти. Расчетным путем определяют объем безводной добычи нефти. По величине объема безводной добычи нефти определяют объем оторочек воды. Объем каждой оторочки воды должен быть равен 0,05-0,1 объема безводной добычи нефти. После закачки оторочки воды закачивают оторочку высоковязкой нефти в объеме от 0,05 до 0,2 объема оторочки воды. Для закачки может использоваться как пластовая, так и дегазированная нефть, добываемая на месторождении, где применяется способ. Операции поочередной закачки воды и нефти в нагнетательные скважины повторяют до отбора 50-60% промышленных запасов нефти, затем переходят на закачку только воды. Число закаченных оторочек высоковязкой нефти должно составить 100-200. Механизм процессов, происходящих в пласте при осуществлении способа, следующий. Высоковязкая пластовая нефть имеет очень низкую подвижность, по сравнению с водой. Так, например, если пластовая нефть имеет вязкость 100 МПа. С. , то при проницаемости, равной 1, ее подвижность составит 1/100= 0,01. Подвижность воды с учетом ее фазовой проницаемости, равной 0,5, составит 10,5/1= 0,5, т. е. выше подвижности пластовой нефти в 50 раз. Закачиваемая вода интенсивно оттесняет нефть от призабойной зоны нагнетательных скважин и продвигается вглубь пласта по наиболее проницаемым каналам, формируя языки обводнения, неустойчивость фронта вытеснения. Развитию этого процесса препятствует закачиваемая вслед за оторочкой воды высоковязкая нефть, блокируя занятые водой каналы. Вода следующей оторочки направляется в другие зоны, вытесняя из них нефть и продвигаясь уже по другим проницаемым каналам. Многократная периодическая закачка в нефтенасыщенные пласты высоковязкой нефти обеспечивает в пласте последовательное движение многочисленных оторочек маловязкой воды и высоковязкой нефти. Как известно, включение в последовательную электрическую цепь высоких сопротивлений снижает проводимость всей цепи почти до уровня проводимости звеньев с высоким сопротивлением. Гидродинамическая цепь потоков в пласте аналогична электрической. Поэтому вытесняющая среда, состоящая из последовательно движущихся оторочек высокоподвижной воды и малоподвижной нефти, имеет подвижность, близкую к подвижности оторочек высоковязкой нефти и к подвижности, вытесняемой высоковязкой пластовой нефти. Например, если вязкость закачиваемой нефти 100 МПа. С и ее закачивают в объеме 20% от объема воды, то подвижность всей вытесняющей среды составит 0,045. Если такой средой вытесняют пластовую нефть вязкостью 100 МПа. С. , то соотношение подвижностей вытесняющей среды и пластовой нефти будет равно 4,5, а не 50, если бы эту нефть вытесняли средой с подвижностью, равной подвижности воды. Такое снижение соотношения подвижностей вытесняющей среды и вытесняемой пластовой нефти обеспечивает высокий коэффициент охвата вытеснением и высокий коэффициент нефтеотдачи. В табл. 1 приведены данные расчета эффективности закачки различных объемов нефти. Расчет выполнен для условия месторождения, описанного в примере конкретного выполнения заявленного способа, имеющего нефть с вязкостью 100 МПа. С в пластовых условиях. Для закачки используется также нефть с вязкостью 100 МПа. С. Данные табл. 1 показывают, что эффект от закачки объемов нефти больший, чем 0,2 объема воды, становится отрицательным, т. е. дополнительно закаченная нефть не дает прироста добычи нефти вследствие больших ее потерь в пласте. Наибольший эффект от закачки нефти достигается в том случае, когда объем оторочек закачиваемой нефти составляет 0,10 от объема оторочек воды. С увеличением вязкости пластовой нефти эффект от выравнивания подвижностей среды и вытесняемой нефти увеличивается (см. табл. 2). К эффекту от выравнивания подвижностей прибавляется эффект от циклического изменения давления в пласте. Циклическое изменение пластового давления происходит по следующей причине. В период закачки воды фильтрационное сопротивление нагнетательной скважины определяется вязкостью воды, поэтому продуктивность скважины высокая, обычно значительно выше продуктивности добывающих скважин. В этот период объем закачки воды выше объема нефти и пластовое давление увеличивается. В период закачки высоковязкой нефти фильтрационное сопротивление нагнетательной скважины резко повышается (во столько раз, во сколько подвижность воды выше подвижности закачиваемой высоковязкой нефти), приемистость снижается, объем закачки становится ниже объема отбора жидкости из пласта. Вследствие этого пластовое давление снижается. Так повторяется при каждом цикле закачки оторочек воды и высоковязкой нефти. Теоретические расчеты и опыт применения циклического заводнения показывают, что его применение повышает нефтеотдачу на 4% и более. П р и м е р. Имеется месторождение высоковязкой нефти. Геологические запасы нефти 25 млн. т. Вязкость пластовой нефти 100 МПа. С. Неоднородность коллектора по проницаемости, выражаемая квадратом коэффициента вариации, 1,5. На месторождении пробурено 100 скважин. Система разработки площадная девятиточечная, соотношение добывающих и нагнетательных скважин 3: 1. На месторождении размещается 25 площадных ячеек, включающих одну нагнетательную и 3 добывающих скважины. Для разработки месторождения применяют заявленный способ. Закачивают нефть с вязкостью 100 МПа. С, предварительно закачивают ожидаемый коэффициент нефтеотдачи, приняв, что добывающие скважины отключают из эксплуатации, например, при обводненности продукции 95% . Коэффициент вытеснения обычно для песчаных пластов составляет 0,68, коэффициент сетки при непрерывных пластах - 1,0, коэффициент охвата вытеснением определяют по общепринятым методикам для вышеназванных условий разработки и свойств пласта и пластовой нефти. Коэффициент нефтеотдачи составит 0,408. На каждую площадную ячейку приходится 1 млн. т геологических запасов и 408 тыс. т извлекаемых запасов. Оптимальный объем оторочек высоковязкой нефти составляет в среднем 10% объема оторочек воды. (56) Патент США N 3246694, кл. 166-9, опублик. 1966. Патент США N 2927637, кл. 166-9, опублик. 1960.

Формула изобретения

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ путем добычи нефти через добывающие скважины и периодической закачки нефти и воды через нагнетательные скважины, отличающийся тем, что, с целью повышения нефтеотдачи при удешевлении добычи высоковязкой нефти, нефть закачивают в объеме 0,05 - 0,20 от объема воды, а ее подвижность в 15 - 500 раз меньше подвижности воды.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2