Способ разработки нефтяного месторождения с аномально низким пластовым давлением

Способ разработки нефтяного месторождения с аномально низким пластовым давлением

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

Сущность изобретения: перед эксплуатационным бурением последовательно закачивают в пласт газ и воду в объеме, достаточном для повышения давления до гидростатического столба жидкости. Доля газа составляет 0,5-0,7, а доля нефти - 0,3- 0,5 от общего объема закачиваемого агента.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (я)5 E 21 В 43/20

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ПАТЕНТНОЕ

ВЕДОМСТВО СССР (ГОСПАТЕНТ СССР) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4811780/03 (22) 09.04.90 (46) 23,07,93. Бюл. hh 27 (71) Башкирский государственный научноисследовательский и проектный институт нефтяной промышленности (72) Г.Х.Габбасов, З.M.Tèìàøåâ, Р.Г.Габбасов, В.С.Евченко и А, Г, Шуваева (56) Авторское свидетельство СССР

М 286883, кл. Е 21 В 21/04; 1966.

Авторское свидетельство СССР

hk 1238441, кл. Е 21 В 43/20, 1984.

Изобретение относится к добыче нефти и направлено на повышение эффективности разработки нефтяных месторождений, имеющих аномально низкое пластовое давление.

Целью изобретения является предотвращение поглощения бурового раствора в пласт путем формирования в пласте трехфазного состояния из нефти. газа и воды и повышения нефтеотдачи пласта.

Поставленная цель достигается тем, что перед эксплуатационным бурением последовательно закачивают в пласт газ и воду в объеме, достаточном для повышения давления до гидростатического столба жидкости, последующего извлечения проектного количества нефти из пласта. Доля газа от общего объема закачиваемого агента составляет

0,5 — 0,7, доля воды соответственно -0,5-0,3.

Если в прототипе перед эксплуатационным бурением на месторождениях с аналогично низким пластовым давлением закачивают воду и повышают пластовое давление до давления гидростатического столба жидкости. то в изобретении рассчи,, Ж„„1828916 А1 (54) СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО

МЕСТОРОЖДЕНИЯ С АНОМАЛЬНО НИЗКИМ ПЛАСТОВЫМ ДАВЛЕНИЕМ (57) Сущность изобретения: перед эксплуатационным бурением последовательно эакачивают в пласт газ и воду в объеме, достаточном для повышения давления до гидростатического столба жидкости, Доля газа составляет 0,5-0,7, а доля нефти — 0,30.5 от общего объема закачиваемого агента, тывают объем эакачиваемого агента (газа), необходимого для выравнивания пластового давления давлением гидростатического столба жидкости для данного пласта. Газ закачивают0,5 — 0,7 доли от рассчитанного объема, а затем воду 0.5-0,3 доли от рассчитанного объема.

Закачанное количество газа под давлением быстро проникает по порам пласта, под давлением закачанной затем воды создается наиболее благоприятное условие по временной закупорке порогового пространства в процессе бурения скважин — создается трехфазное течение жидкости.

При дальнейшей разработке пласта, извлечении нефти и при поддержании пластового давления закачкой воды ранее закачанный газ, проникая в высокопроницаемые пласты, способствует выравниванию профиля вытеснения нефти и повышению охвата пласта. Благодаря проявлению фактора водогазовой репрессии, вязкость оторочки (газ-вода) значительно повышается, что также повышает коэффициент охвата пластэ. Газ при пластовых условиях частич1828916

Ь; — (0,081 10 4+110 5)З05085,10 13=71389,89 м - 71,39 тыс. м

По условиям предлагаемой технологии из 71,39 тыс. м необходимого к закачке з флюида 60 э составляет газ, или 42,8 тыс. м в пластовых условиях; 40 составляет вода, или 28,59 тыс, м в пластовых условиях. 3аэ качиваются природный газ и пластовая минерализованная вода. плотностью 1,18 т/м .

Обьемы газа (42,8) и воды (28,6) в пластовых условиях переводятся в стандартные условия:

Ро Тст . 1

Vr ст,усл. = V г пл.усл.

Рэт Тпл

4280 180 310 077 -9456,5тыс.(нм

293 1

20 где - ж =Pлт гж р -тп -Pc т hp г е r, гж — объемы пород залежи, жидкости, м;

Жк ЛГп- упругий запас соответственно насыщающей жидкости и скелета породы пласта.

Коэффициент упругоемкости пласта

P -=m P*+Pc

Исходные данные для ра ;чета: m 0,08

j3)-1 10 (нефть); Рс-1.10; г- 305085 10 м; hp - 1,3 МПа - 13 кГ/см, Результаты г расчета; упругий запас равен

Составитель 3. Тимашев

Техред M,Ìîðãåíòàë Корректор С.Шекмар

Редактор

Заказ 2470 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

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

Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул.Гагарина, 101 но может перейти в жидкое состояние и будет выполнять роль растворителя со всеми положительными последствиями в повышении нефтеотдачи пласта.

Наиболее эффективным способ будет при применении его на массивных нефтяныхх месторождениях.

Пример, В качестве примера принята разработка одного из месторождений Башкирии, представляющего замкнутый резервуар. Пластовое давление, которое назовем фактическим(Рф), равно 16,7 МПа, гидростатическов давление (Ро} составляет 18 МРа, Определяется объем флюида в пластовых условиях, который займет последний при 15 закачке в пласт для повышения давления от

Рф до Ðc. Объем флюида при закачке в пласт для повышения давления(или при отборе из пласта для снижения давления) называют упругим запасом.

Упругий запас. подсчитывается по формуле

Лкэ =Ж +Ж =фт(рэ — рф) =Д р, 25 где m — пористость; фж,Рс- коэффициенты сжимаемости ". жидкости и породы, 1/кгс. (Приняты: пластовая температура 1лл =

=37 С, Т = 273 + 1пл., коэффициент сжимаемости газа Z = 0,77).

Таким образом, природный газ закачивается в количестве 9,46 млн.нм .

Количество закачиваемой воды равно

28,6 тыс.м или 33,7 тыс.т, Формула изобретения

Способ разработки нефтяного месторождения с аномально низким пластовым давлением, путем закачки воды в пласт до начала эксплуатационного бурения с последующим поддержанием пластового давления, отличающийся тем, что, с целью предотвращения поглощения бурового раствора в пласт путем формирования в пласте трехфазного состояния иэ нефти, газа и воды и повышения нефтеотдачи пласта, перед эксплуатационным бурением последовательно закачивают в пласт газ и воду в объеме, достаточном для повышения давления до гидростатического столба жидкости, последующего извлечения проектного количества нефти из пласта, при этом доля газа от общего объема закачиваемого агента составляет 0,5-0,7, а доля воды — соответственно 0,3 — 0,5.