SU800342A1 - Способ разработки нефт ной залежи - Google Patents

Description

(54) СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ

Поставленна  цель достигаетс  тем что давление смешиваемости создают в процессе закачки воды.

Способ осуществл ют следующим обра зом,.;

В пласт закачивают газ под давлением лишь немного выше пластового, в объеме, достаточном дл  предотвращени  прорывов воды в нефт ную область . После прекращени  закачки газ приступают к закачке воды вслед за газом или в законтурную часть залежи . Воду нагнетают под высоким давлением дп  создани  в пласте условий дл  смешивающегос  вытеснени  нефти газом, т.е. давление нагнетани  воды выбирают таким образом, чтобы давление в пласте в области газонефт ного контакта превышало давлениесмешиваемости пластовой нефти и закачиваемого газа

Пример.Провод т закачку газа, а затем воды в нефт ной пласт, мощностью h 20f7 м, средней проницаемостью К 43 м,Ц, пористостью m 6,5%. Иирина пласта а 15 м, длина L 200 м, глубина залегани  1150 м. Начальное пластовое давление Р, 114 кг/см, в зкость нефти в пластовых услови х 6,4 сП. Вначале в пласт закачивают попутный газ в зкостью 0,015 сП под давлением 120-125 кг/см . Необходимый объем закачиваемого газа выбирают из расчета сохранени  к концу процесса в созданной оторочке газа участка со 100%-ной концентрацией газа,длиной х 1-2 м, по формуле

Vo (х +E/2)ahm,

где 2,07VDt - длина зоны смеси, образующейс  на контакте нефть-газ в процессе смешиваиощегос  вытеснени  D - коэффициент диффузии, прин тый равным 2- 10 . Минимальный объем газа составл ет 191,7-211,9 м или 4,75-5,35 % порогового объема пласта. С учетом потерь газа на фронте вытеснени  его водой и неоднородности пласта минимальный объем газа равен 10% порогового объема пласта, что составл ет 403,6 м. Минимгшьное давление смесимости при вытеснении нефти газом определ ют с учетом сост ва компонентов , в нагнетаемом газе (), содержанием (мол.вес) qcTaTKa С5+1, в вытесн ющей нефти fr236) и температурой пласта (). С использованием коррел ционных графиков . определено, что смешивающее вытеснение нефти газом возможно при давлении 85-90 кг/см и выше. Из-за потерь конденсата при транспортировке попутного газа и закачке его в нагнетательные скважины давление смешиваемости возрастает. Поэтому минимальное давление смешиваемости (РС, ) прин то равным 130 кг/см.

Давление нагнетани  воды Р выбирают таким образом, чтобы до конца процесса вытеснени , времени подхода газовой оторочки к эксплуатационной скважине, давление в этой оторочке было равным прин тому давлению смешиваемости . Давление составл ет Pf. 254 кг/см,

Таким образом, использование предлагаемого способа закачки в пласт попутного газа под давлением 120125 кг/см в объеме 403,6 м , а затем воды под давлением 254 кг/см , позвол ет осуществить смешивающеес  вытеснение нефти газом.

Дл  сравнени  предлагаемого способа , включающего закачку газа при давлении ниже давлени  смешиваемости нагнетаемого газа и пластовой нефти с последующей закачкой воды под высоким давлением так, чтобы давление в области газонефт ного контакта превышало давление смешиваемости заl aчaннoгo газа и вытесн емой нефти, с известным способом закачки (закачки и газа, и воды под высоким давлением ) , проведена сери  лабораторных экспериментов, моделирующих указанны способы.

Эксперименты проводили как на однородной (несцементированный песок), так и на неоднородной (куски естественного керна различной проницаемости , уплотненные засыпкой из песка) модел х пласта. Дл  создани  обеих моделей использовалс  кернодержатель длиной 780 мм и внутренним диаметром 28 мм. Предварительными экспериментами определ ли среднюю пористость и проницаемость моделей, равные соответственно 22% и 0,25 Д дл  однородной модели и 28% и 0,33 Д дл  неоднородной. В качестве вытесн емого и вытесн ющего агентов использовали пластовую дегазированную печь Ново-Узабашевского месторождени , попутный газ Сергеевского месторождени  БАССР и водопроводную воду . Необходимое давление смешиваемости с учетом состава нефти (Mcg 236) и газа (,iC 55) , а также температуры проведени  экспериментов ( определ ли по известной методике и было равным 97 атм.

В св зи с тем, что на практике давление нагнетани  газа по известному способу выбирают большим, чем давление смешиваемости, с учетом возможных потерь конденсата при закачке попутного газа в нагнетательные скважины, закачку газа в ;абораторных услови х провод т под давлением 110 атм.

Дл  соблюдени  подоби  перепад давлени  в каждом опыте поддерживают 1-1,5 атм. После закачки газа провод т нагнетание воды под давлением 110 атм и выше до тех пор, пока коэффициент нефтеотдачи существенно не увеличитс .

Основные результаты экспериментов приведены в таблице.

Известный 97

Предлагаемый 97

0,91

0,805 0,91 0,86

Из данных таблицы видно, что в случае неоднородной модели пласта нефтеотдача по предлагаемому способу увеличиваетс  на 5,5% по сравнению с известным, а в случае однородной модели не уменьшаетс .

Использование предлагаемого способа разработки обеспечивает по сравнению с известным возможность осуществлени  смешивающегос  вытеснени  нефти газом с минимальными затратами , так как нет необходимости в специальных компрессорах высокого давлени  дл  закачки газа, а нагнетание воды под высоким давлением не представл ет технических трудностей.

В качестве нагнетаемого газа может быть использован, например, попутный газ данного месторождени ,

которой в начале разработки обычно сжигаетс .

Claims (2)

1. Авторское свидетельство СССР 91938, кл. Е 21 В 43/00, 1954.

2. Смит Р. Технологи  вторичных методов добычи нефти. М., Недра, 1971, с.209-224.