RU2002944C1

RU2002944C1 - Способ разработки нефтегазоконденсатной залежи

Info

Publication number: RU2002944C1
Authority: RU
Inventors: Александр Яковлевич Хавкин; Зо Сергеевна Юсупова; Нина Михайловна Куракина
Original assignee: Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт
Priority date: 1991-05-29
Filing date: 1991-05-29
Publication date: 1993-11-15

Description

fH

(2.4 + 1б.55г)5в ,.15, О, .SH 0,15

fr

0.

. Г т- + 3( 1 - Sr ) 0,05 Sr 1

Sr 0,05

SB -0.2 3.5 0,8

I .SB 0.2 SB 0,2

Определение технологических показателей разработки нефтегазовой залежи с глиносодержащим коллектором на режиме барьерного заводнени проводилось по разработанной программе расчета трехфазной (нефть, вода, газ) двумерной многокомпонентной фильтрации с учетом набухани глин и св занным с этим процессом изменени пористости и проницаемости коллектора , использующей полностью консервативную, вную по составу углеводородной смеси и водонасыщенности и не вную по давлению конечно-разностную схему сквозного счета с неравномерной пространственно-временной сеткой (4). Число узлов сетки 27x14 378.

Анализировались следующие примеры технологий.

П р и м е р 1. Закачка воды с пластовой минерализацией, не вызывающей набухани глин. Давление забойное в нагнетатель- ных скважиных 21,5 МПа, давление забойное в добывающих скважинах 18,5 МПа (контрольный пример).

П р и м е р 2. Закачка воды минерализации 70 г/л, вызывающий набухание глин. Давление забойное в нагнетательных скважинах 25 МПа, давление забойное в добывающих скважинах 18,5 МПа,

Примерз. Закачка воды с пластовой минерализацией, не вызывающей набухание глин. Давление забойное-в нагнетательных скважинах 25МПа, давление забойное в добывающих скважинах 18,5 МПа (т.е. закачиваемый агент выбираетс по примеру 1 сдавлением нагнетани как в предлагаемом способе).

П р и м е р 4. Закачка воды минерализации 70 г/л дл создани барьера на водо- нефт ном и газонефт ном контактах с последующей закачкой воды минерализации 100 г/л. Давление забойное в нагнетательных скважинах 25 МПз, давление забойное в добывающих скважинах 17,5 МПа,

Как следует из расчетов, предложенный способ разработки позвол ет повысить нефтеотдачу как функцию объема закачанной воды, не уменьша темпы отбора нефти. Технологи , описанна в примере 3, прекращает реализовыватьс в момент разрыва нефт ной оторочки. Сравнение показателей эффективности примеров технологий приведено в табл.1 и 2. Пример 3 показывает,

что изменение давлени нагнетани без изменени рабочего агента не приводит к росту нефтеотдачи.

Расчеты показывают, что после 8 лет разработки накопленна добыча углеводородов по за вленной технологии (примеры 2 и 4) превышает эффект, получаемый по примерам 1 и 3.

Оценка экономической эффективности предлагаемого способа выполнена как на

один момент времени, так и на одинаковую величину объема закачанной воды. Сравнение примеров 1 и 4. Применение технологии по примеру 4 ведет к увеличению нефтеотдачи на момент

10 лет разработки (табл.1) на 4% по отношению к примеру 1 при увеличении объема закачки воды. В данном случае это соответственно 27 тыс.т нефти и 126 тыс.т воды. При оценке экономической эффективности технологии по примеру 4 на момент одинакового объема закачки воды (табл.2) имеем, что нефтеотдача 26% достигаетс на момент 8 лет разработки, т.е. на 2 года раньше примера 1. На момент 8 лет разработки

по примеру 1 будет достигнута нефтеотдача 23%. Это означает, что по технологии примера 4 добыто 20,2 тыс.т нефти на 2 года раньше примера «1.

Реализаци способа по прототипу на

рассмотренном глиносодержащем коллекторе приводит к нерегулируемому набуханию глинистой составл ющей породы-коллектора, многократному падению проницаемости, и. как следствие, отключекию от процесса фильтрации основных запасов нефти объекта.

(56) Афанасьева А.В., Зиновьева Л.А. - анализ разработки нефтегазовых залежей. М.: Недра, 1980, с.74.

Таблица 1

Сравнение показателей эффективности вариантов технологий после 10 лет разработки .

лет)

Значение показателей приведено на момент разрыва нефт ной оторочки (,8

Таблица 2

Сравнение показателей эффективности вариантов технологий на момент закачки в

пласт 280 тыс т. воды

Claims

1. СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГА- ЗОКОНДЕНСАТНОЙ ЗАЛЕЖИ, включающий нагнетание рабочего агента в зону контакта через нагнетательные скважины и отбор флюидов через добывающие скважины , отличающийс тем, что, с целью увеличени нефтеотдачи в пластах, содержащих глины, в качестве рабочего агента используют агент, снижающий про- ницаемость пород коллектора за счет кабу- хаемости глин, и закачивают агент до

снижени проницаемости пород, позвол ющей осуществить фильтрацию агента при создании депрессии меньше депрессии нарушени сплошности нефт ной оторочки .

2. Способ по n.t, отличающийс тем, что между зоной с пониженной проницаемостью пород и нефт ной оторочкой через

дополнительные нагнетательные скважины нагнетают другой рабочий агент с меньшей степенью снижени проницаемости породы.