Способ разработки нефтяной залежи

Способ разработки нефтяной залежи

Реферат

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, конкретно к разработке нефтяных залежей с внутриконтурной закачкой вытесняющего агента, особенно при пониженной и низкой начальной нефтенасыщенности пластов, соответственно при низком коэффициенте вытеснения нефти закачиваемой водой. Обеспечивает повышение нефтеотдачи пластов. Сущность изобретения: способ включает бурение добывающих и нагнетательных скважин, отбор нефти из добывающих скважин и закачку в нагнетательные скважины вытесняющего агента, состоящего из двух частей - газа и воды. Новым в данном способе является то, что закачку газа производят при забойном давлении нагнетательных скважин, равном или выше давления смесимости газа и нефти, но ниже давления гидроразрыва пластов, при этом забойное давление добывающих скважин держат равным или выше давления насыщения нефти газом, а газ для закачки в нефтяную залежь берут из соседней газовой залежи, дополнительно увеличивая его давление в 4-5 раз с помощью 1-2-ступенчатого компрессора, при этом в пределах нефтяной площади создают пластовое давление выше первоначального, и эту нефтяную площадь горизонтальными добывающими скважинами экранируют от окружающей площади с пластовым давлением, равным или ниже первоначального. Согласно изобретению залежь экранируют от окружающей площади с низким пластовым давлением горизонтальными добывающими скважинами. В пределах залежи создают пластовое давление выше первоначального. Закачку газа производят при забойном давлении нагнетательных скважин, равном или выше давления смесимости газа и нефти, но ниже давления гидроразрыва пластов. При этом забойное давление добывающих скважин держат равным или выше давления насыщения нефти газом. 1 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, конкретно к разработке нефтяных залежей с внутриконтурной закачкой вытесняющего агента, особенно при пониженной и низкой начальной нефтенасыщенности пластов, соответственно при низком коэффициенте вытеснения нефти закачиваемой водой.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, отбор нефти из добывающих скважин и закачку воды в нагнетательные скважины. Недостаток этого способа состоит в том, что коэффициент вытеснения значительно ниже потенциально возможного, равного 100%, а при пониженной и низкой начальной нефтенасыщенности пластов меньше 50%. Заметим, что в Западной Сибири очень много таких месторождений с пониженной и низкой нефтенасыщенностью пластов.

Известен другой способ разработки нефтяной залежи с применением в качестве вытесняющего агента газа высокого давления. Недостаток этого способа состоит в высокой подвижности газа, которая в пластовых условиях в 100 и более раз выше подвижности нефти. По этой причине эксплуатацию добывающих скважин приходится прекращать вскоре после прорыва газа, и коэффициент охвата пластов вытеснением оказывается невысоким, например, равным 20-30%. Поэтому даже при высоком коэффициенте вытеснения, равном 100%, нефтеотдача пластов оказывается невысокой, на уровне 20-30%.

Известно стремление соединить преимущества закачки газа и воды и устранить их недостатки: сначала в нефтяные пласты закачивать газ высокого давления и обеспечить высокий коэффициент вытеснения; а затем закачивать воду и обеспечить достаточно высокий коэффициент охвата пластов вытеснением; в итоге по сравнению с двумя предыдущими способами значительно увеличить нефтеотдачу пластов.

Эта идея была реализована в известном способе разработки залежи нефти [1]. Но по этому способу необходимо слишком много газа высокого давления, чтобы создать широкую газовую оторочку, не допускающую прямого контакта закачиваемой воды и вытесняемой нефти. При этом закачиваемая вода вместо нефти захороняет газ, постепенно сокращая ширину газовой оторочки. Поэтому, чтобы, несмотря на сокращение, разделяющая газовая оторочка оставалась до конца извлечения нефти, до начала закачки воды должно быть закачано очень много газа.

Та же идея реализована в известном способе разработки нефтяной залежи [2]. Но в этом способе, чтобы уменьшить холостую прокачку газа высокого давления, после достижения по окружающим добывающим скважинам заданного предельного газового фактора, например 1000 н.м³ газа на 1 т нефти, нагнетательные скважины переводят на закачку воды и последующее чередование закачки воды и газа. Преимущество этого известного способа [2] по сравнению с предыдущим известным способом [1] состоит в значительном уменьшении общего расхода газа высокого давления. Соответственно в увеличении возможности более широкого применения идеи последовательной закачки газа и воды.

Известный способ [2] принят нами за прототип. Недостатком прототипа является возможное недостаточное или чрезмерное увеличение забойного давления нагнетательных скважин, недостаточное или чрезмерное снижение забойного давления добывающих скважин.

Чрезмерное повышение забойного давления нагнетательных скважин приводит к гидроразрыву пластов и преждевременному прорыву газа высокого давления в окружающие добывающие скважины.

Чрезмерное снижение забойного давления добывающих скважин приводит к заметному или значительному снижению их коэффициента продуктивности по нефти.

Как то, так и другое приводит к заметному или значительному снижению добычи нефти и нефтеотдачи пластов.

Задачей изобретения является повышение нефтеотдачи пластов.

Указанная задача решается тем, что закачку газа производят при забойном давлении нагнетательных скважин, равном или выше давления смесимости газа и нефти, но ниже давления гидроразрыва пластов, при этом забойное давление добывающих скважин держат равным или выше давления насыщения нефти газом. Газ для закачки в нефтяную залежь берут из соседней газовой залежи, дополнительно увеличивая его давление в 4-5 раз с помощью 1-2-ступенчатого компрессора, при этом в пределах нефтяной площади создают пластовое давление выше первоначального, и эту нефтяную площадь горизонтальными добывающими скважинами экранируют от окружающей площади с пластовым давлением, равным или ниже первоначального. Это снимает технически и экономически трудную проблему повышения давления закачиваемого газа с 1 ат до 300-400 ат и выше с помощью дорогостоящих многоступенчатых компрессоров. Требование к используемым 1-2-ступенчатым компрессорам: они должны выдерживать высокое давление газа 300-400 ат и более. Осуществляемое давление нагнетания газа выше давления смесимости газа и нефти, но ниже давления гидроразрыва нефтяных пластов. Забойное давление добывающих скважин насколько возможно низкое, но выше давления насыщения нефти газом, чтобы не произошло разгазирование нефти, выпадения из нефти твердых асфальтосмолопарафиновых частиц, их накопления в прискважинных зонах нефтяных пластов и вследствие этого снижения продуктивности добывающих скважин по нефти. Значительное повышение пластового давления против начальной величины позволяет резко увеличить депрессию на нефтяные пласты и соответственно увеличить дебиты нефти добывающих скважин, но надо, чтобы не происходило оттока нефти и потери части запасов нефти в законтурной водоносной области. Для этого на границе рассматриваемой части (отдельной площади) нефтяной залежи располагают горизонтальные скважины, обладающие сильным экранирующим свойством, которые нефтяную площадь с высоким пластовым давлением экранируют от соседних нефтяных и водяных площадей с начальным и более низким пластовым давлением.

Приведем пример осуществления данного способа разработки нефтяной залежи.

Продуктивность нефтяных пластов характеризует средний коэффициент продуктивности скважины, равный =0,3 т/(сут. ат) или в объемных единицах 0,4 м³/(сут. ат). Соотношение подвижностей вытесняющей воды и нефти в пластовых условиях равно =2. Глубина залегания нефтяных пластов 2500 м. Начальное пластовое давление равно гидростатическому, т.е. равно 250 ат. Давление насыщения нефти газом равно 100 ат. Забойное давление добывающих скважин равно давлению насыщения Р_с=100 ат. Давление смесимости газа и нефти равно 400 ат. Давление гидроразрыва нефтяных пластов равно 600 ат. Принимаемое забойное давление нагнетательных скважин равно _сн=500 ат. Плотность используемого газа соседней газовой залежи равна 0,7 кг/м³. Давление газа на входе в компрессор равно 100 ат. Давление газа на выходе должно быть 400 ат. Число добывающих скважин, окружающих нагнетательную, равно m=4.

При закачке воды в нефтяные пласты дебит нефти на 1 добывающую скважину равен

при этом пластовое давление равно

что меньше, чем начальное пластовое давление, равное 250 ат; следовательно нет угрозы оттока и потери части извлекаемых запасов нефти.

При обычной стандартной технологии забойные давления нагнетательных и добывающих скважин равны 350 ат и 150 ат. По данному способу разработки нефтяной залежи по сравнению с обычной технологией дебит нефти добывающей скважины выше в т.е. по обычной технологии дебит нефти добывающей скважины равен при этом пластовое давление равно что тоже меньше начального пластового давления 217 ат <250 ат.

При закачке газа и при последующей закачке газа и воды дебит нефти на 1 добывающую скважину будет

причем в последней формуле в числителе 75 ат представляет собой прирост забойного давления нагнетательной скважины за счет веса столба газа минус потери давления на трение.

При этом пластовое давление равно

что значительно больше начального пластового давления, равного 250 ат.

Далее заменяем вертикальные добывающие скважины на горизонтальные добывающие скважины по условию, чтобы пластовое давление было равно начальной величине

отсюда получается z=4,167, т.е. коэффициент продуктивности у горизонтальной скважины должен быть выше, чем у вертикальной скважины, в раза, что достигается за счет горизонтальной длины скважины.

Тогда дебит нефти на 1 горизонтальную добывающую скважину будет

что дополнительно увеличило дебит нефти в раза.

Таким образом осуществление данного способа разработки нефтяной залежи в раза увеличивает дебит нефти добывающих скважин, в 2 раза увеличивает коэффициент вытеснения с 50% до 100%, соответственно в 2 раза увеличивает коэффициент нефтеотдачи пластов и извлекаемые запасы нефти.

Источники информации

1. Батурин Ю.Е., Ефремов Е.П., Лысенко В.Д., Праведников Н.К. Способ разработки залежи нефти. - Изобретение, авторское свидетельство №495927.

2. Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Способ разработки нефтяной залежи. - Патент Российской Федерации №2142045.

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, отбор нефти из добывающих скважин и закачку в нагнетательные скважины вытесняющего агента, состоящего из двух частей - газа и воды, отличающийся тем, что нефтяную залежь экранируют от окружающей площади с низким пластовым давлением горизонтальными добывающими скважинами, в пределах залежи создают пластовое давление выше первоначального, а закачку газа производят при забойном давлении нагнетательных скважин, равном или выше давления смесимости газа и нефти, но ниже давления гидроразрыва пластов, при этом забойное давление добывающих скважин держат равным или выше давления насыщения нефти газом.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что газ для закачки в нефтяную залежь берут из соседней газовой залежи, дополнительно увеличивая его давление в 4-5 раз с помощью 1-2-ступенчатого компрессора.