Способ разработки нефтяной залежи

Способ разработки нефтяной залежи

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Цель - повышение производительности добывающих скважин. Для этого через нагнетательные скважины закачивают вытесняющий агент. Продукцию отбирают через добывающие скважины с поддержанием забойного давления ниже давления насыщения, останавливают при содержании газа в зоне загазирования в объеме 1,5-2% от порового пространства. Периоды отбора и остановки последовательно чередуют. Использование способа позволяет периодически растворять выделившийся газ в пласте, что в свою очередь позволяет эксплуатировать скважину с максимальной фазовой проницаемостью по нефти. 1 табл.

СОЮЭ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (у) Е 21 В 43 20

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

H A8TGPCHGMY СВИДЕП="ЛЬСТВУ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТНРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР (21) 4 344548/23-03 (22) 16. 12.87 (46) 23. 04,90. Бюл. 1 15 (71) Татарский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности (72) Н.Г.Зайнуллин, P.Õ.Муслимов, В.Г.Халтурин, А,11.Рудаков и 1(.Г,Иазитов (53) 622.27б.43(088. 8) (56) Вахитов Г. Г, и др. Разработка месторождения при- забойном давлении ниже давления насьпцения. — IT.: Недра, 1982, с. 205-212. (54) СПОСОБ РАЗРАБОТ1(И НЕФТ 1ИОИ ЗАЛЕЖИ (57) Изобретение относится к нефтеИзобретение-относится к нефтедобывающей промьпиленности, в частности к способу разработки залежей нефти при забойных давлениях ниже давления насыщения.

Цель изобретения — повьппение производительности добывающих скважин.

Способ осуществляют следующим образом.

Нефтяную залежь разрабатывают с поддержанием пластового давления путем законтурного или внутриконтурного заводнения. Добывающие скважины эксплуатируют при забойных давлениях ниже давления насьпцения (на уровне оптимальных). Для каждой добывающей скважины расчетным путем определяют время, необходимое для образования

1,5-2,0Х газонасыщенности в призабойной зоне пласта.

„.Я0„„1559122 А 1

2 добывающей пром-сти. Цель — повышение производительности добывающих скважин. Для этого через нагнетательные скважины з акачивают вытесняющий агент.

Продукцию отбирают через добывающие скважины с поддержанием забойного давления ниже давления насыщения, останавливают их при содержании газа в зоне загазирования в объеме 1,5-2Х от порового пространства. Периоды отбора и остановки последоватепьно чередуют. Использование способа позволяет периодически растворять выделившийся газ в пласте, что, в свою очередь, позволяет эксплуатировать скважину с максимальной фазовой проницаемостью по нефти. 1 табл. 9

По истечении этого времени эксплуатацию скважин прекращают на время, необходимое для повышения забойного давления выше давления насыщения, обуславливающего растворение выделившегося в пласте rasa, Затем возобновляют режим эксплуатации скважин при оптимальных забойных давлениях, т. е. циклы повторяют, пока не выработают залежь, Время, необходимое для накопления 1,5-2,ОЖ газонасыщенности,. .-определяют по следующей методике.

При эксплуатации скважин с забойным давлением ниже давления насьпцения газонасыщенность на уровне давления насыщения равна нулю, а на уровне забойного давления максимальная, Отсюда для расчета объема выделившегося в пласте газа принимают среднее зна1559122 чение между давлениями насыщения и забойным Р

Определяют безразмерное давление, как отношение Р к давлению насыще5 ния P

РсР

Ср .м(1)

Р Нас

По значениям (1) определяют долю вьделившегося газа в пласте

Г = "Г (2) ,1

Определяют объем вьделившегося ra" >5 эа в пластовых условиях за одни сутки т (3) Π— P . T " cyTi ср ср

 — объемный коэффициент;

Г, — газовый фактор, м /м

Г - доля выделившегося газа в пласте;

Т - средняя пластовая темпераср тура, I< ð;

Р, - среднее значение между давлениями насыщения и забойными

Р„, — атмосферное давление, 1П1а;

à — .удельный объем газа, выделившегося при снижении забойного давления ниже давления насыщения, м /м з ст

Определяют величину радиуса разга- З5 зирования

R, = 1,5.Га С„, (4) M

Мф

1 о где g — пьезопроводность см /с, on- 40 г ределенная иэ кривой восстановления давления (:<ВД);

С,. " время, определенное из КВД, cooòâåòñòâóþöåå радиусу раз45 газирования.

Определяют объем газа в зоне разгаэирования из условия 1,5-2,0% газо- . насыщения

М и Е„.h ш.0,015, (5) 50, где b - эффективная толщина пласта,м;

m — - эффективная пористость пласта.

Определяют время, необходимое для образования равновесной газонасыщенности 55

Время, необхрдимое на растворение выделившегося газа, регламентируется временем восстановления пластового давления или определяется опь|тным путем.

Влияние газонасыщенности в пласте на фазовую проницаемость по нефти определяют расчетным путем по формуле

К„= 1,06(1-8 ) -О,OOG, (7) где f — фазовая проницаемость по н нефти, в долях;

S — средняя газонасыщенность в пласте, в долях.

Зависимость фазовой проницаемости по нефти от газонасьпценности в пласте цана в таблице.

Как видно из таблицы, при газонасыщении в пределах 1,5-2,0% практически фаэовая проницаемость не снижается, а поэтому указанное содержание свободного газа следует считать оптимальным. При газонасыщенности 1% фа" зовая проницаемость не снижается, однако период времени эксплуатации скважины уменьшается, поэтому является нерекомендуемой величиной, Пример (скважина 1). Скважину в первый период эксплуатируют с забойным давлением выше давления насьпцения при следующих данных Р =

= 9„7 #la P „„= 14,4 MIa „äåáèò жидкости 32 мз/сут; содержание воды— безводная; коэффициент продуктивности

6,8 м /сут ИПа. Затем ее переводят на режим эксплуатации с забойным давлением ниже давления насьпцения.

При этом технологические показатели следующие: Рс 6 8 MIai Рел 14,4ИПа; дебит 52 м /сут.

На данном режиме скважина эксплуатировалась в течение 7 мес. За укаэанный период забойное и пластовое давления изменяются незначительно и соответственно равны G,S и 14,1 1Ша, а средний дебит (осредненный за

7 мес) из-за накопления газа в пласте до критического значения снижается до 47 мз/сут, т.е. снижение дебита составляет 5 м /сут. После этою скважину останавливают на 1 сут для растворения вьделившегося в пласте

rasa. При этом также снимают кривую восстановления давления. В дальнейшем скважину запускают. в работу без изменения режима эксплуатации. В ре" эультате этого дебит скважины восста1559122

Скв а- Газонасыжина щенность

Фазовая

Фазовая

Сква- Газонасыпроницаемость. по нефти, в . долях от целого проницаемость по нефти, в долях от целого щенност ь. в пласте, Х жина в пласте, /а

1,00 5

0,99 6

О,96 7

0,90 8

1,5

2,0

3,0

5,0

0,77

0 65

0,54

0,36

10,0

15,0

20,0

30,0!

3

4 навливается почти полностью и составляет 51 мЗ/сут. Через 20 сут эксплуатации на данном режиме скважину вновь исследуют. Результаты исследования показывают, что производительность скважины за этот период не снизилась и составляет 51,5 м /сут, т,е. накопление выделившегося в пласте гаэа не превьппает 1,5-2,ОХ от объема порогового пространства, ограниченно"

ro радиусом разгазирования, и фазовая проницаемость по нефти сохраняется на высоком уровне, Расчеты продолжительности времени, в течение которого газонасьпценность достигает 1,5-2,0Х от объема порового пространства, проведены по формулам (1-6), При этом в расчетах используются данные по эксплуатациискважины с забойным давлением, ниже давления насыщения и фильтрационные параметры, полученные по кривой восстановления давления, которые составляют: Рс — 6,7 MIas Р н«с 9еО ИПае

Г4, — 65. м /м, (1 я — 42 м /сут, В - 1,16, h - 5 м, тп - О 24; а830 см /с; t „- 6200 с; Тс= 273 К;

Тс1- 293 K.

Определяют среднее значение между давлениями забойным Р и насыщения

Р Р = 7,85 ИПа, безразмерное

Ilac среднее давление Рс = 0,87; Г=Г/Г, =

= 0,07.

По формуле (3) определяют объем газа, выделившегося в пласте за сут.:

И 2,63 м /сут.

По (4) определяют величину радиуса раз газирования

По (5) определяют объем выделившегося газа в зоне разгазирования из

5 условия 1,5Х газонасыщенности W

69,2 м .

Из (6) определяют время, необходимое для образования 1,57. газонасьпценW ности: Т -- 26,3 сут, о

Аналогично для образования 2еОХ газонасьпценности требуется 35 сут.

Таким образом, периодическое растворение вьделившегося в пласте газа (в данном случае через каждые 26—

35 сут) позволяет эксплуатировать скважину с максимальной фазовой проницаемостью Ilo нефти, что обеспечивает повышение производительности скважин.

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины с поддержанием забдйного давления ниже давления насыщения с последующей остановкой добывающих скважин для растворения в нефти выделившегося газа, о т л и ч а ю— шийся тем, что, с целью повыше", ния производительности добываипцих

35 скважин, остановку добывающих скважин производят при содержании газа в зоне разгазирования в объеме 1,5 — 2X от порового пространства, причем периоды отбора и остановки последовательно

40 чередуют °