Способ разработки нефтяной залежи, содержащей газовые и жидкие углеводороды

Способ разработки нефтяной залежи, содержащей газовые и жидкие углеводороды

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Цель - повышение нефтеотдачи и уменьшение прорыва газа, а также повышение эффективности разработки нефтегазовой залежи, на которой имеются нагнетательные скважины барьерного ряда для закачки воды, расположенные по внешнему контуру газовой шапки. Для этого закачивают газ и растворитель через нагнетательные скважины. Отбирают нефть через добывающие скважины . Закачку растворителя проводят в объеме 10-30% от порового объема пласта после прорыва газа в добывающие скважины . Затем закачивают газ. После вторичного прорыва газа и полного вытеснения растворителя в добывающие скважины их переводят под закачку газа. После прорыва газа из газовой шапки в добывающие скважины нагнетательные скважины барьерного ряда останавливают и переводят под закачку растворителя . После вторичного прэрыва газа из газовой шапки и полного вытеснения закаченного растворителя в добывающие скважины их останавливают и переводят под закачку воды. 2 з.п.ф-лы, 2 ил. w fe

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (я)5 Е 21 В 43/18

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4699548/03 (22) 12,04,89 (46) 15,11,91. Бюл. ¹ 42 (71) Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт (72) Г.С.Степанова, В.Г.Скрипка, В.Л.Богданов, X.M.Ìîðäóõàåâ и M.Ä.Ðoçåíáåðã (53) 622.276 (088.8) (56) Патент США ¹ 4393936, кл, Е 21 В 43/22, опублик. 1981. (54) СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ

ЗАЛЕЖИ, СОДЕРЖАЩЕЙ ГАЗОВЫЕ И

ЖИДКИЕ УГЛЕВОДОРОДЫ (57) Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Цель — повышение нефтеотдачи и уменьшение прорыва газа, а также повышение эффективности разработки нефтегазовой залежи, на которой имеются нагнетательные скваИзобретение относится к способу разработки нефтяной и нефтегазовой залежи и может использоваться в нефтедобывающей промышленности. Газовые углеводороды могут содержаться в виде газовой шапки в пласте или рассеянном виде при разработке нефтяной залежи на режиме истощения, а также при применении газовых и водогазовых методов воздействия на нефтяные пласты.

Целью изобретения является повышение нефтеотдачи и уменьшение прорыва газа, а также повышение эффективности разработки нефтегазовой залежи, на которой имеется нагнетательный ряд для закачки воды, расположенный по внешнему контуру газовой шапки.

„„SU» 1691514À1 жины барьерного ряда для закачки воды, расположенные по внешнему контуру газовой шапки. Для этого закачивают газ и растворитель через нагнетательные скважины.

Отбирают нефть через добывающие скважины. Закачку растворителя проводят в объеме 10 — 30 Д от порового объема пласта после прорыва газа в добывающие скважины. Затем закачивают газ, После вторичного прорыва газа и полного вытеснения растворителя в добывающие скважины их переводят под закачку газа. После прорыва газа из газовой шапки в добывающие скважины нагнетательные скважины барьерного ряда останавливают и переводят под закачку растворителя. После вторичного прорыва газа из газовой шапки и полного вытеснения закаченного растворителя в добывающие скважины их останавливают и переводят под закачку воды. 2 з.п.ф-лы, 2 ил.

На фиг. 1 представлены экспериментальные результаты вытеснения нефти из пласта; на фиг. 2 — результаты изменения фазового состояния смеси на тройной диаграмме, Для обоснования способа было осуществлено экспериментальное исследование.

Оно проводилось на модели пласта длиной

10 м, диаметром 8 мм, набитой пористой средой, при P =25 МПа и t = 60 С. Пористая среда насыщалась нефтью пласта ASI, затем в пласт закачивалась вода до ее прорыва. В обводненную модель закачивался метан до его прорыва. Таким образом была создана заводненная и загазованная модель пласта с остаточной нефтенасыщенностью 39 . Затем в модель закачали отсрочку пропана в количестве 28 от по1691514 жидкое состояние, ликвидировать прорыв газа и если при этом н пласт продолжают 40 эакачивать воду, та это приведет к защемлениютого газа, который не успел раствориться в нефти. Кроме того, способ рассматривает разработку как нефтяной залежи, так и нефтегазовой залежи. Данный способ дает возможность создать в пласте взаиморастворимую зону, которая будет вытесняться закачиваемым газом или газом газовой шапки добывающих скважин. Данная технология дает вазможность уменьшить прорыв газа к добывающим скважинам за счет выбора оптимального режима закачки ШФЛУ при одновременном увеличении нефтеотдачи пласта. Пример 1, В скважины па внешнему контуру газонасности зэкачинают воду, из скважин первого эксплуатационного ряда отбирают нефть и воду.

Рассмотрим круговую залежь диаметром внутреннего контура газовой шапки рового объема и стали ее проталкивать газом. В результате закачки 0,6 паровых объемов метана из модели пласта была фактически извлечена вся нефть (фиг, 1), Изменение фазового состояния смеси представлено на тройной диаграмме (фиг. 2). На этой диаграмме приведена область двухфазного существования смеси метан-прапан данного месторождения нефти, полученная при расчетах при Р =- 25 МПа и

t -:=60 С, и показано изменение состояния смеси в переходной зоне на выходе из модели точками 1-15.

В процессе закачки пропана состояние смеси изменялось от точки 1 до точки 13, т.е.нефть насыщалась пропаном до тех пар, пока вся система н пласте не переходила в однафазную область — жидкую фазу (точки

7-9). Затем шел раствор нефти н прапане и практически чистый пропан (тачки 10 13), После вытеснения оторочки пропана из модели пласта начинался прорыв газа практически при полном вытеснении нефти (точки 14 — 15), После прорыва газа весь прапан был извлечен из пласта, Таким образом, закачкой растворителя удалась всю углеводородную систему перевести в жидкое с зстояние и предотвратить прорыв газа. Если при этом н пласт продолжать закэчивать воду, то это приведет к защемлению того газа, который не успел раствориться в нефти.

Особенностью способа является та, чта растворитель закачивают н нагнетательные скважины после прорыва газа в эксплуатационные скважины в количестве 0,1-0,30% от парового объема. Эта дает возможность всю обвадненную газовую фазу перевести н

900 м, внешнего контура 1100, расстояние от внешнего контура до первого ряда добывающих скважин 500 м. Мощность пласта

65 м.

После прорыва газа в скважины эксплуатационного ряда в ту часть залежи, куда прорвался газ, в скважины барьерного ряда закачинают растворитель. Предположим, что газ прорвался в скважину, Тогда в нагнетательные скважины закачивается растворитель. Принимают расстояние между скважинами 500 м, Тогда поравый обьем участка составит. / ч = 0,2. 500 65 = 0,2 250000 65 = 3,25

10 м.

Обьем нефтесодержащей части при

40% обводненнасти и 20% загазованности:

VH = 3,25 106 0,4 = 1,3 млн. мз.

Обьем газа в пл. условиях:

Чг = 3,25 10 0,2 = 0,65. 10 м или в ст, условиях ст 0 65 10 200 293, 6 з

К вЂ” — - зз —; -7 — — -о — 48 О

В нагнетательные скважины закачинают растворитель (конденсат) в объеме 0,2 ат поравога абьема 3,25 0 2 = 0,65 10 м или при плотности 0,7 т/м V = 0,455 ° 10 т

6 конденсата, Газ, находящийся н пласте, будет растворяться в конденсате. Конденсат н,к. 40, к.к, 200 С, плотность 0,7 г/см, мал.мас.

100, при P = 200 кгс/см и т = 60 С, принимая конденсат за гептан, получим, что в канденсате может раствориться метана 0,6 мал.д.

à — 0,6 24040 — 360 мз т

0,4 100

Таким образом, весь газ, находящийся

B пласте, мажет.раствориться в конденсате, так как г 14810 3 5 з — 325 м т.

0,455 106

Конденсат будет растворяться в нефти, т,е. в пласте создается нзаиморастноримая зона, которая будет вытесняться газом газовой шапки н добывающие скважины.

После того как газ из газовой шапки достигнет скважины эксплуатационного ряда из пласта будет извлечена нефть и закачанный конденсат. После вторичного прорыва газа в эксплуатационную скважину переводят B нагнетательную под закачку воды.

Обоснование граничных объемов закачки растварителя, Если загазованность участка будет менее 10% от объема пор, то газ прорываться

1691511 не будет, а следовательно, не нужно закачивать растворитель.

Если загазованность отвечает начальной границе движения газа, т,е. 10 от объема пор, то, как следует из приведенного примера, объем растворителя должен быть равен 10 от объема пор, Если загазованность составляет 30 от объема пор, то, как следует из примера, объем растворителя должен составлять зо .

В представленном примере экспериментального исследования после заводнения нефтяного пласта в него подавался метан до прорыва газа. При этом газонасыщенность пласта составила 28 . Закачка оторочки растворите..я объемов 28 полностью предотвратила прорыв газа и способствовала полному вытеснению нефти.

Если закачку растворителя осуществлять сразу после прорыва газа, то согласно фазовым проницаемостям объем загазованности не может быть больше 30 и, следовательно, оторочка конденсата не должна быть более 30, так как это увеличивает затраты на проведение процесса, Пример 2, Рассмотрим круговой участок пласта мощностью 20 м, диаметром

150 м, на котором расположены в центре одна нагнетательная, в которую закачивается гаэ, и четыре добывающие скважины.

Общий объем участка при пористости

0,2

Vó . =0,2 20 0,785 10 = 3,5 ° 10 м .

Газонасыщенность в момент прорыва газа составила 25 .

Vr.пл.уел. = 0,25 3,5.10 M .

4 3

В соответствии с расчетом, приведенным в примере 1, объем растворителя должен составлять и римерно 25-",ь от порогового объема. Закачкой растворителя в скважину весь газонасыщенный объем переводится в жидкую фазу, т.е. растворитель поглощает в себе газ и продолжается процесс вытеснения. При этом вытеснение ста5

45 новится смешивающим, что препятствует прорыву газа и отвечает наиболее полному вытеснению обьема нефти.

Закачивагь растворитель повторна после прорыва газа не рекомендуется, так как нефть из этого участка пласта уже вытеснена. Поэтому эту скважину следует перевести в нагнетательную.

Таким образом, данный способ позволяет уменьшить прорыв газа в добывающие скважины за счет оптимального выбора закачки растворителя, при этом увеличивается нефтеотдача пласта.

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяной залежи, содержащей газовые и жидкие углеводороды, включающий закачку газа и растворителя в нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, о т л ич а ю шийся тем, что, с целью повышения нефтеотдачи и уменьшения прорыва газа, после прорыва газа в добывающие скважины в нагнетательные скважины закачивают растворитель в объеме 10-30 от порогового объема пласта с последующей закачкой газа, а после вторичного прорыва газа и полного вытеснения растворителя в добывающие скважины их переводят под закачку газа.

2, Способ по п, 1. отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности разработки нефтегазовой залежи с газовой шапкой, на которой имеются нагнетательные скважины барьерного ряда для закачки воды, расположенные по внешнему контуру газовой шапки, после прорыва газа иэ газовой шапки в добывающие скважины нагнетательные скважины барьерного ряда останавливают и переводят под закачку растворителя.

3. Способ по и. 2, отличающийся тем, что после вторичного прорыва газа из газовой шапки и полного вытеснения закаченного растворителя в добывающие скважины их останавливают и переводят под закачку воды, 11691514

% lee. 8 потоке

М ф ф зла

Ь о

r,0

У,ук

О пиосопмльный обьсм гакачки под.

Фые.7

11

oE 05 04 05 Об 07 0В ОУ Р

$0

Ри,Г

Составитель В. Кошкин

Редактор М. Бандура Техред M.Ìîðãåíòàë Корректор Н. Король

Заказ 3913 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

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

Производственно-издательский комбинат "Патент", r. Ужгород, ул.Гагарина, 101