способ разработки нефтяной залежи
Классы МПК: | E21B43/16 способы усиленной добычи для получения углеводородов |
Автор(ы): | Ибрагимов Авес Ибрагимович (RU), Умариев Темирлан Магомедович (RU) |
Патентообладатель(и): | ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ "ДАГЕСТАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ" (ДГТУ) (RU) |
Приоритеты: |
подача заявки:
2007-01-09 публикация патента:
27.10.2008 |
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к способам разработки нефтяных залежей. Обеспечивает повышение эффективности разработки в слоисто-неоднородных продуктивных пластах за счет возможности оперативного управления процессами движения контакта «нефть-вода» и уменьшения вероятности прорывов воды к добывающим скважинам по высокопроницаемым пропласткам. Сущность изобретения: способ включает разбуривание залежи нагнетательными и добывающими скважинами, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины с закачкой на первом этапе вытесняющего агента и отбором нефти в низкопроницаемых прослоях пласта с величинами перепада давления между линиями нагнетаний и отбора, превышающими те же величины в высокопроницаемых прослоях пласта. Согласно изобретению в слоисто-неоднородных продуктивных пластах обеспечивают равномерное вытеснение нефти из прослоев продуктивного пласта. Для этого перепады давлений для прослоев различной проницаемости и толщины продуктивного пласта устанавливают из аналитического соотношения. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.
Формула изобретения
1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий разбуривание залежи нагнетательными и добывающими скважинами, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины с закачкой на первом этапе вытесняющего агента и отбором нефти в низкопроницаемых прослоях пласта с величинами перепада давления между линиями нагнетаний и отбора, превышающими те же величины в высокопроницаемых прослоях пласта, отличающийся тем, что в слоисто-неоднородных продуктивных пластах обеспечивают равномерное вытеснение нефти из прослоев продуктивного пласта, для чего перепады давлений для прослоев различной проницаемости и толщины продуктивного пласта устанавливают из соотношений:
P1: P2: ... Pn-1: Pn=Kn·h n:Kn-1·hn-1 :...K2·h2:K 1·h1,
где P1, 2...n - перепады давлений в прослоях продуктивного пласта в порядке увеличения параметра K j hj;
Kn ... 2, 1 и hn ... 2, 1 - величины соответственно абсолютной проницаемости и толщины для прослоев продуктивного пласта.
2. Способ разработки по п.1, отличающийся тем, что в скважинах прослои продуктивного пласта различной проницаемости разобщают между собой установкой пакеров на их границах, а закачку воды и отбор нефти осуществляют раздельно в каждом прослое продуктивного пласта.
Описание изобретения к патенту
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных залежей.
Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий разбуривание залежи нагнетательными и добывающими скважинами, закачку воды через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие [1].
Недостатком способа является низкий коэффициент извлечения нефти при его реализации на слоисто-неоднородных продуктивных пластах, поскольку способ не предусматривает мер по уменьшению прорывов закачиваемой воды к добывающим скважинам по высокопроницаемым пропласткам и предотвращению преждевременного обводнения добывающих скважин.
Наиболее близким к предлагаемому является способ разработки нефтяной залежи, включающий разбуривание залежи нагнетательными и добывающими скважинами, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины с закачкой на первом этапе вытесняющего агента и отбором нефти в низкопроницаемых прослоях пласта с величинами перепада давления между линиями нагнетаний и отбора, превышающими те же величины в высокопроницаемых прослоях пласта [2].
Недостатком способа является его низкая эффективность, поскольку способ не предусматривает мер по оперативному регулированию положения контакта «нефть-вода» и уменьшению прорывов воды в добывающие скважины по высокопроницаемым пропласткам.
Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа.
Указанный технический результат достигается тем, что способ разработки нефтяной залежи включает разбуривание залежи нагнетательными и добывающими скважинами, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины с закачкой на первом этапе вытесняющего агента и отбором нефти в низкопроницаемых прослоях пласта с величинами перепада давления между линиями нагнетаний и отбора, превышающими те же величины в высокопроницаемых прослоях пласта. Согласно изобретению в слоисто-неоднородных продуктивных пластах обеспечивают равномерное вытеснение нефти из прослоев продуктивного пласта, для чего перепады давлений для прослоев различной проницаемости и толщины продуктивного пласта устанавливают из соотношений:
P1: P2: ... Pn-1: Pn=Kn·h n:Kn-1·hn-1 :...K2·h2:K 1·h1;
где
P1, 2 ... 1, 2 ... n - перепады давлений в прослоях продуктивного пласта в порядке увеличения параметра Kj hj;
Kn ... 2, 1 и hn ... 2, 1 - величины соответственно абсолютной проницаемости и толщины для прослоев продуктивного пласта.
Кроме того, в скважинах прослои продуктивного пласта различной проницаемости разобщают между собой установкой пакеров на их границах, а закачку воды и отбор нефти осуществляет раздельно в каждом прослое продуктивного пласта.
Реализация способа показана на фиг.1. на примере пласта с двумя разнопроницаемыми пропластками. Залежь сложена разнопроницаемыми пропластками 1 и 2, абсолютные проницаемости которых составляют K 1 и K2 соответственно. Залежь разбуривают нагнетательными 4 и добывающими 5 скважинами, которые вскрывают интервалами соответственно 6, 7 и 8, 9. По границе 3 пропластков устанавливают пакеры 10 и 11. Закачку воды ведут через насосно-компрессорные трубы НКТ 12 в нагнетательные скважины, а отбор нефти - через НКТ 13 из добывающих.
В том случае, когда K 1>K2, контакт «нефть-вода» имеет вид 14. Если не предусмотрены меры по регулированию контакта «нефть-вода» 14, то динамика последнего в конечном итоге может привести к опережающему заводнению пропластка 1 и обводнению добывающих скважин 5.
С целью выравнивания фронта вытеснения перепады давлений в пропластках устанавливают из соотношения:
P1: P2:... Pn-1: Pn=(Kn:h n):Kn-1:hn-1 :...:K2·h2:K 1·h1
где индексы 1, 2, ... n - соответствуют прослоям различной проницаемости в порядке увеличения параметра (Kj·h j),
где Kj и h j - величина соответственно абсолютной проницаемости и толщины для j-го пропластка.
Для продуктивного пласта на фиг.1, который состоит из двух пропластков, указанное соотношение имеет вид: Р1: Р2=(K2·h 2)/(K1·h1 ).
Вывод указанного соотношения поясняется на фиг.2
В соответствии с законом Дарси [1]
и
где Q1 и Q 2 - расходы рабочего агента (дебиты добывающих скважин) через пропластки 1 и 2 соответственно,
Р1 и Р2 - перепады давления (депрессии) по пропласткам 1 и 2 соответственно,
- вязкость вытесняющего агента,
е - расстояние между нагнетательными и добывающими скважинами,
F 1= ·h1 и F2 = ·h2 - площадь фильтрации в пропластках 1 и 2, = расстояние между скважинами в ряду.
Условие равномерного вытеснения нефти из обоих пропластков (равномерного продвижения фронта вытеснения «нефть-вода»): Q1=Q 2. С учетом этого
Аналогичным образом может быть получено указанное соотношение для количества пропластков.
В том случае, когда продуктивный пласт сложен двумя пропластками, закачка-отбор может осуществляться через НКТ и затрубное пространство (фиг.1)
Если число равнопроницаемых пропластков больше двух, применяют несколько рядов НКТ, каждый из которых предназначен для закачки вытесняющего агента в отдельный пропласток.
Пример реализации способа.
Продуктивный пласт сложен двумя пропластками толщиной соответственно h1=10 м - нижний и h 2=5 м - верхний.
Проницаемости породы - коллектора в пропластках соответственно 2 мкм2 и 1 мкм2
Таким образом для приведенных исходных данных депрессия P1 на нижний пропласток 1 с большей проницаемостью K1 и толщиной h 1 должна составить только 1/4 от депрессии Р2 на верхний пропласток с меньшей величиной K2 и h2 . Только при такой величине депрессии Р2 возможно равномерное вытеснение нефти из обоих половин.
Список использованной литературы
1. И.Т.Мищенко, «Скважинная добыча нефти», М., Изд-во «Нефть и газ», 2003, с.173.
2. RU 2217582, 27.11.2003.
Класс E21B43/16 способы усиленной добычи для получения углеводородов