RU1825391C

RU1825391C - Способ разработки нефт ной залежи

Info

Publication number: RU1825391C
Application number: SU915016283A
Authority: RU
Inventors: Юрий Ефремович Батурин
Original assignee: Ю.Е Батурин
Priority date: 1991-12-16
Filing date: 1991-12-16
Publication date: 1993-06-30

Abstract

Сущность изобретени разработка нефт ной залежи путем закачки вытесн ющего агента Б нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин. Объем закачиваемого в пласт вытесн ющего агента выбирают из услови величины пластового давлени , при котором отсутствуют переливы пластовых флюидов в остановленных добывающих скважинах в механизированный период их оаботы Позвол ет повысить нефтеотдачу пласта понизить объемы отбираемой попутной воды и закачиваемого агента

Description

Изобретение относитс к разработке нефт ных месторождений и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности .

Задачей изобретени вл етс повышение эффективности нефтеиззлечени из недр путем увеличени коэффициента неф- теизвлечени , снижени объемов закачки вытесн ющего агента и отбора попутной воды за счет снижени пластового давлени в механизированный период работы добывающих скважин ниже минимального давлени фонтанировани .

Предложенное техническое решение предусматривает разработку нефт ной залежи путем отбора .нефти из добывающих скважин и закачку вытесн ющего агента в нагнетательные скважины, Отличаетс от известного решени тем, что объем закачиваемого в залежь вытесн ющего агента выбирают из услови величины пластового

давлени , при котором отсутствуют переливы пластовых флюидов в остановленных добывающих скважинах в механизированный период их работы.

На подавл ющем большинстве месторождений Западной Сибири начальное пластовое давление в залежах соответствует гидростатическому. Поскольку плотность нефти в пластовых услови х всегда меньше единицы (как правиле, 0,6-0,75 т/м, в начальный период разработки добывающие скважины эксплуатируютс фонтанным способом . По мере обводнени их продукции становитс более т желым столб поднимаемой жидкости, фонтанирование скважин прекращаетс , их перевод т на механизированный способ эксплуатации (ЭЦН. ШГН. ЭВН, ЭДН, газлифт). Пластовое давление за весь период разработки остаетс практически на уровне начального, В механизированный период,эксплуатации приходитс

00

ю ел

GJ

ю

CJ

периодически останавливать скважины дл замены изношенного оборудовани . При каждом таком ремонте скважину необходимо залавливать растворам повышенной плотности, поскольку при высоком давлении она переливает. При глушении расходуетс большое количество минеральных солей, привозимых за тыс чи километров, существенно понижаютс проницаемые свойства призэбойной зоны. Снижение пластового давлени в эти периоды эксплуатации ниже минимального давлени фонтанировани позвол ет проводить ремонты скважин без глушени . Отпадает надобность в завозе минеральных солей, не ухудшаетс продуктивность скважины. При обводненности продукции добывающих скважин менее единицы минимальное давление фонтанировани , как правило, ниже начального пластового. При понижении последнего до давлени неперелива происходит за счет упругоемкости и гидродинамического перепада вытеснение нефти из менее проницаемых нефтенасы- щенных объемов пласта с относительно высоким пластовым давлением в более проницаемые водонасыщенные, по которым жидкости фильтруютс к добывающим скважинам. Это увеличивает коэффициент нефтеизвлечени , снижает отбор попутной воды за счет уменьшени неоднородности фильтрационных потоков. Поскольку снижение пластового давлени происходит за счет ограничени закачки агента-вытеснител , сокращаетс объем закачиваемой воды (агента-вытеснител ).

Осуществл ют предложенное техническое решение следующим образом.

Общеприн тым путем проектируют и реализуют систему разработки эксплуатационного объекта с применением, например , метода заводнени . По общеприн тым методикам определ ют зависимость давлени неперелива при разной обводненности продукции добывающих скважин и минимального забойного давлени , которое может обеспечить используемый механизированный способ эксплуатации скважин, также в зависимости от обводненности продукции. На участках (блоках) залежи с механизированной эксплуатацией скважин понижают пластовое давление путем ограничени (вплоть до полного прекращени ) закачки. При этом периодически контролируют пластовые и забойные давлени в добывающих скважинах, след за тем, чтобы пластовое давление было бы не выше давлени неперелива, а забойное давление - не ниже минимального забойного давлени . Регулируют давлени величиной закачки воды и изменени режимов работы (сменой ) оборудовани в добывающих скважи.- нах.

В качестве примера реализации предложенного технического решени рассмотрена разработка пласта БСю Мамонтовского месторождени Западной СибирИ, наход щегос в эксплуатации с 1970 года. По состо нию на 01.01.1991 г. обводненность продукции скважин составл ла 73.4%. Дл добычи нефти примен етс

линейна трехр дна система размещени скважин с последующим ее переводом в замкнутую. Плотность сетки в линейной системе - 56.2, в замкнутой 31 га/скв. Геоло- го-фиэические параметры пласта и технико-технологические ограничени : глу5 бина залежи - 2450 м; ее тип - пластова сводова ; коллектор - поровый; средн эффективна нефтенасыщенна толщина - 10.3 м; коэффициенты пористости - 21.5%: проницаемости - от 0.140 мкм2, начальной нефтенасыщенности - 0.669, объемный нефти - 1.18: вытеснени нефти водой - 0.645; упругоемкости нефти - 9- , воды - 2 , породы - 2 см2/кгс, потерь закачки - 0,15; показатель прерывистости пласта - 0.2, показатель послойной неоднородности - 0.05: плотность в поверх ностных услови х нефти - 0.887, воды - 1,015 т/м3;

5 в зкость в пластовых услови х нефти - 1.44, воды - 0.5 тПа с; давление начальное - 24.3, насыщени - 9.3 МПа, пластова температура - 75°С, газовый фактор - 49 м3/т; давление на усть х нагнетательных скважин - 13 МПа, на забо х добывающих сква0 жин фонтанных - 20, механизированных - 17 МПа; коэффициент эксплуатации скважин фонтанных - 0,8гО,95, механизированных - 0,8-0,95, нагнетательных - 0.9-0.95. В соответствии с фактическим вводом сква- жин в эксплуатацию проведены с использо5 ванием математической модели двумерной двухфазной фильтрации расчеты технологических показателей разработки залежи по реализуемому (известный) и предлагаемому вариантам. Снижение пластового давлени по последнему варианту предусмотрено с

Claims

л 1992 года. По результатам расчетов установлено: по сравнению с известным предложенное техническое решение обеспечивает повышение коэффициента нефтеизвлечени на 2.6 пункта, снижение накопленных объемов отбора попутной воды в 1,23 раза, закачки - в 1.21 раза, себестоимость по сравнению э с известным способом несколько ниже. Формула изобретени Способ разработки нефт ной залежи, включающий отбор нефти через добываю

щие скважины и закачку вытесн ющегоосуществл ют в обьеме, необходимом дл

агента через нагнетательные скважины приустановлени пластового давлени , не превыпериодической остановке добывающих ишающего давление перелива пластовых флюнагнетательных скважин, отличающий-идов в остановленных добывающих скважинах

с тем, что закачку вытесн ющего агента5 в механизированный период их работы.