Способ разработки нефтяного месторождения на поздней стадии

Способ разработки нефтяного месторождения на поздней стадии

Реферат

 

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может найти использование при эксплуатации залежей на поздней стадии. Изобретение обеспечивает повышение нефтеизвлечения за счет охвата увеличения пласта заводнением. В процессе бурения и эксплуатации проводят исследование скважин и определяют параметры пласта. Строят структурную карту и выявляют скважины с повышенной отметкой кровли пласта. В нагнетательные скважины, имеющие повышенные отметки пласта, ограничивают закачку воды, а в добывающих увеличивают отборы жидкости. В результате происходит снижение пластового давления ниже давления насыщения нефти газом. Газ выделяется из нефти, газ занимает кровельную часть пласта, а нефть оттесняется в пониженные части пласта. Закачиваемый реагент-вода поступает в кровельную часть пласта, оттесняя нефть к добывающим скважинам. 3 ил.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может найти применение при эксплуатации залежей на поздней стадии.

Известен способ извлечения нефти из обводненных пористых структур путем насыщения кровельной части пласта газом подачей газового потока [1] Недостатком способа является дороговизна из-за большей потребности газа.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является способ, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин; отбор нефти; закачку воды в пласт; снижение пластового давления ниже давления насыщения нефти газом и разгазирование нефти периодически со стороны нагнетательных скважин [2] Существенным недостатком этого способа является то, что закачиваемая в пласт вода поступает в водонасыщенную (промытую) часть пласта и не вытесняет нефть к добывающим скважинам. Это снижает охват пласта заводнением и нефтеизвлечение из них.

Целью предлагаемого способа является повышение нефтеизвлечения за счет увеличения охвата пласта заводнением.

Указанная цель достигается описываемым способом, включающим бурение добывающих и нагнетательных скважин, отбор нефти, закачку вытесняющего агента в пласт, снижение пластового давления ниже давления насыщения нефти газом и разгазирование нефти.

Новым является то, что перед снижением пластового давления на основании построенной структурной карты продуктивного пласта определяют нагнетательные и добывающие скважины с наибольшей гипсометрической отметкой и в них снижают пластовое давление на величину, обеспечивающую приемистость кровельной части пласта вытесняющим агентом.

На фиг.1 представлен участок месторождения, находящийся на поздней стадии, когда пластовое давление выше давления насыщения нефти газом; на фиг.2 то же, в режиме, когда пластовое давление ниже давления насыщения нефти газом; на фиг. 3 то же, в режиме, когда пластовое давление в сводовых частях в районе нагнетательных скважин ниже, чем в остальных частях пласта.

Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности.

Участок месторождения, имеющий обводненный пласт с остаточными запасами нефти, сосредоточенными в кровельной части структуры с малоамплитудными поднятиями, эксплуатируют тремя добывающими 2, 3, 4 и ведут закачку вытесняющего агента в две нагнетательные скважины 1, 5. Эксплуатация месторождения в начальной и последующих стадиях разработки велась при пластовом давлении, превышающим давление насыщения нефти газом.

В процессе бурения и эксплуатации скважин проводят исследование скважин, определяют параметры пласта. Замеряют пластовую температуру и давление. Отбирают пробы нефти и определяют давление насыщения нефти газом и газосодержание.

По мере эксплуатации обводненность добывающих скважин достигает 90-95% и месторождение вступает в позднюю стадию разработки. За счет сил гравитации и структурных особенностей месторождения остаточные запасы сосредотачиваются в купольной части месторождения. Закачиваемая вода из-за меньших фильтрационных сопротивлений пласта поступает в промытую часть пласта. Добывающие скважины отбирают продукцию с большим процентом воды.

Процесс эксплуатации залежи становится не эффективным.

По результатам исследования скважин строится структурная карта и выявляют скважины, имеющие повышенные отметки кровли пласта, а в них зоны с повышенными значениями нефтенасыщенности.

По результатам исследования приступают к осуществлению способа. В нагнетательные скважины, имеющие повышенные отметки кровли пласта, ограничивают закачку воды, в добывающих скважинах, находящихся в повышенных частях структуры, увеличивают отборы жидкости. Соотношение отбора жидкости в пластовых условиях закачкой агента в зонах с повышенными отметками структуры устанавливает менее 100% Конкретная величина этого соотношения зависит от энергетической характеристики пласта. Если имеется связь с законтурной областью, то это соотношение может быть на уровне 0-50% При пластовом давлении, значительно превышающим давление насыщения нефти газом, это соотношение отбора жидкости закачкой может устанавливаться на уровне 0-10% За счет снижения компенсации отбора жидкости закачкой пластовое давление в пласте снижается.

Снижение пластового давления в пласте производится ниже давления насыщения нефти газом до заданного уровня в зонах пласта с повышенными гипсометрическими отметками. Конкретная величина снижения пластового давления зависит от коллекторской характеристики кровельной части пласта. При малых значениях проницаемости снижение пластового давления производится на большую величину. Конкретная величина снижения определяется расчетным путем. В скважинах, находящихся в погруженных местах, пластовое давление может и не снижаться ниже давления насыщения нефти газом.

При снижении пластового давления ниже давления насыщения нефти газом происходит выделение газа из нефти. Выделившийся газ занимает кровельную часть пласта, а нефть оттесняется в пониженные части пласта (фиг.2) за счет сил гравитации. Так как в повышенных частях пласта пластовое давление снижается на большую величину, то газообразование и оттеснение нефти в зонах с большими остаточными запасами приводит к образованию техногенной газовой шапки с газонасыщенной толщиной. Фазовая проницаемость этой части пласта для закачиваемого агента выше чем для водонасыщенной (заводненной) части коллектора. Поэтому закачиваемый агент поступает в кровельную часть пласта и вытесняет нефть к добывающим скважинам. Охват пласта воздействием возрастает.

Пример конкретного выполнения. Участок залежи нефти в терригенных коллекторах (фиг.1) эксплуатируется тремя добывающими 2, 3, 4 скважинами, закачка воды ведется в две нагнетательные 1, 5 скважины. Отбор продукции ведется в пласте с общей толщиной 15 м. По данным исследования скважин было выявлено, что нефтяная залежь приурочена к антиклинали с отметками кровли пласта в скважине N 1-1740 м, N 2- 1745 м, N 3- 1750 м, N 4- 1752 м, N 5- 1751 м. В процессе бурения скважин был отобран керн. Результаты исследования керна показали, что абсолютная проницаемость (по газу ) пласта составляет 0,760 мкм², а фазовая 0,201 мкм².

Был произведен отбор пробы нефти. Нефть насыщена газом с газосодержанием до 90 м³/т (Г). Давление насыщения нефти газом составляет 9 МПа (P_нас).

Залежь разрабатывалась с поддержанием пластового давления (P_пл) с закачкой воды в скважины 1 и 5. После отбора 90% от начальных извлекаемых запасов текущая обводненность продукции добывающих скважин достигла 94% Результаты исследования скважин показали, что остаточные запасы приурочены к кровельной части пласта и большая часть их связана с малоамплитудными поднятиями структуры.

Разработка залежи достигла предела рентабельной эксплуатации. Подсчет остаточных запасов показал, что в кровельной части их сосредоточено 1600 тыс.т нефти (Q_б ).

Для снижения пластового давления и закачку воды в скважины 1 и 5 остановили, а скважины 2 и 3 пустили под форсированный отбор жидкости. Так как добывающая скважина 2 имеет более высокую гипсометрическую отметку, то за счет больших отборов жидкости в зоне отбора этой скважины пластовое давление снижается на большую величину, чем в скважине 3. Замеры статических и динамических уровней показали, что пластовое давление в районе скважин 1 и 2 составили 8 МПа; скважины 3 8,2 МПа, скважины 4 8,5 МПа.

Расчеты показали, что за счет снижения пластового давления ниже давления насыщения с 9,0 до 8,3 МПа (в среднем) выделилось в пластовых условиях 2057 тыс. м³ газа Выделившийся газ оттеснил нефть с кровельной части пласта к подошве в среднем на 3 м. При этом в зонах скважин1 и 2 на 4 м, скважин 3 2 м. Возобновление закачки воды в скважины 1 и 5 позволило закачать в кровельную часть пласта 120 тыс.м³ воды. За счет закачки воды пластовое давление возросло до начального. Поэтому цикл снижения пластового давления повторили. За 10 лет в циклическом режиме было отобрано 480 тыс.т нефти. На отбор этой дополнительной нефти было затрачено 88 млрд. руб. Экономический эффект за 10 лет составил (480 тыс.т 400 тыс. руб/т. 88 млрд. руб 104 млрд. руб.), среднегодовой 10,4 млрд. руб.

Формула изобретения

Способ разработки нефтяного месторождения на поздней стадии, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, отбор нефти, закачку вытесняющего агента в пласт, снижение пластового давления ниже давления насыщения нефти газом и разгазирование нефти, отличающийся тем, что перед снижением пластового давления на основании построенной структурной карты определяют нагнетательные и добывающие скважины с наибольшей гипсометрической отметкой и в них снижают пластовое давление на величину, обеспечивающую приемистость кровельной части пласта вытесняющим агентом.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3