Способ разработки нефтяной залежи

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ, включающий ее разбуривание нагнетательными и добывающими скважинами, закачку в пласт через нагнетательные скважины воды и отбор из него через добывающие скважины нефти с регулированием вертикального охвата пласта заводнением, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности способа при его реализации на неоднородных по разрезу залежах в условиях преобладания капиллярных сил над приложенными извне, регулирование вертикального охвата пласта заводнением осуществляют путем размещения в добывающих и нагнетательных скважинах на границах разнопроницаемых пропластков пакеров и установки величин перепадов давлений в разнопроницаемых пропластках, обеспечивающими подавление неравномерности фронта вытеснения, обусловленное неодинаковой интенсивностью проявления в них капиллярных сил из выражения
P_п = - ,
где P_n - перепад давления в n-ом пропластке, Па;
- межфазное натяжение на границе "нефть-вода", н/м;
K_п - абсолютная проницаемость n-го пропластка, м²;
K_мин - минимальная абсолютная проницаемость продуктивного разреза, м²;
n = 1, 2 ... - номер пропластка.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных залежей.
Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку в пласт рабочего агента и отбор пластовых флюидов.
Недостатком известного способа является его низкая эффективность осуществления на неоднородных залежах.
Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий разбуривание залежи нагнетательными и добывающими скважинами, закачку в пласт рабочего агента и отбор из него пластовых флюидов с регулированием вертикального охвата пласта рабочим агентом [1].
Недостатком известного способа является его низкая эффективность на неоднородных по разрезу залежах в условиях преобладания капиллярных сил над приложенными, поскольку опережающее в этих условиях движение по низкопроницаемым пропласткам еще большей степени усиливается мерами, осуществляемыми в соответствии со способом.
Целью изобретения является повышение эффективности способа при его осуществлении на неоднородных по разрезу залежах в условиях преобладания капиллярных сил над приложенными извне.
Это достигается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем разбуривание залежи нагнетательными и добывающими скважинами, закачку в пласт рабочего агента и отбор из него пластовых флюидов, регулирование вертикального охвата пласта заводнением осуществляют путем размещения в добывающих и нагнетательных скважинах на границах разнопроницаемых пропластков пакеров и установкой величин перепадов давлений в разнопроницаемых пропластках, обеспечивающих подавление неравномерности фронта вытеснения, обусловленное неодинаковой интенсивностью проявления в них капиллярных сил из выражения
P_n = - где Р_п - величина перепада давления в n-ом пропластке, Па;
- межфазное натяжение на границе нефть - вода, Н/м;
К_п - абсолютная проницаемость n-го пропластка, м²;
К_мин - минимальная абсолютная проницаемость продуктивного разреза, м²;
n = 1,2,3... - номер пpопластка.
Сущность предлагаемого способа состоит в том, что депрессии в различных пропластках устанавливаются обратно пропорционально размерам поровых каналов, при этом уменьшается или полностью исключается отстаивание фронта вытеснения в высокопроницаемых пропластках, обусловленное низкой интенсивностью проявления в них капиллярных сил. Фронт вытеснения по разрезу при этом выравнивается, а коэффициент охвата пласта заводнением увеличивается и сообразно этому возрастает коэффициент извлечения нефти. В результате анализа известных на дату приоритета технических решений признаки, отличающие заявленный способ от прототипа, не обнаружены, что позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого способа критерию "Существенные отличия".
Способ иллюстрируется чертежом.
Нефтяную залежь, включающую разнопроницаемые пропластки 1-6, разбуривают нагнетательными 7 и добывающими 8 скважинами. На границах пропластков в нагнетательных и добывающих скважинах устанавливают пакеры 9-13 и 14-18. Для закачки воды в нагнетательные скважина 7 спускают ряды насосно-компрессорных труб (НКТ) 19-23, а для отбора нефти в добывающих скважинах - ряды НКТ 24-28. Далее производят закачку в пласт через нагнетательные скважины воды и отбор через добывающие нефти.
Величины перепадов давлений по пропласткам устанавливают из выражения
P_n= - ,
Выбор величин Р_n из указанного выражения обусловлен следующими соображениями. Величина капиллярного давления в соответствии с известными представлениями (3):
P_к = 4 / d_г , где d_г - средний гидравлический диаметр каналов, м.
Последний может быть определен из законов трубной гидравлики и закона Дарси (3):
P = _тр и P = , где _тр= - коэффициент трения, l - длина каналов, м; , , v - плотность, кг/м³, вязкость, Па с_, и скорость флюида, м/с; Re = - число Рейнольдса. С учетом этого сопоставление формул для определения перепада давления позволяет получить:
= , откуда выражение для гидравлического диаметра имеет вил d_г=
Величина капиллярного давления с учетом этого определяется из выражения:
P_к= / .
Максимальная величина капиллярных сил P_к.м.= / имеет место в самом низкопроницаемом пропластке, тогда величины приложенных перепадов давлений по пропласткам, обеспечивающие равномерное продвижение фронта вытеснения по ним, определяется из разности:
P = P_к.м - P_кn = -
П р и м е р. Продуктивный пласт сложен шестью пропластками с проницаемостью 1, 2, 3, 4, 5 и 6 (мкм²). Толщина пропластков по 5 метров. Вязкость и плотность нефти 5 мПа с и 0,8 г/см³. Коэффициент вытеснения нефти - 0,8. Расстояние между добывающими и нагнетательными скважинами - 200 м, ширина элемента разработки - 100 м. Межфазное натяжение на контакте нефть-вода - 0,07 н/м.
Для приведенных условий реализации способа расчет перепадов давлений выглядит следующим образом:
Прослой N
1. P₁ = = _ = 0
2. = _ =
3. = _ =
4. = _ =
5. = _ =
6. = _ =
При начальном приложенном перепаде давления (без учета капиллярных сил) по самому низкопроницаемому пропластку Р = 0,1 10⁵ Па и соответствующему этому перепаду дебита Q = 0,345 т/сут, дебиты по остальным пропласткам составят соответственно Q₁ = 0,518 т/сут, Q₂ = 0,69 т/сут, Q₃ = =0,86 т/сут, Q₄ = 0,95 т/сут, Q₅ = 1,04 т/сут.
Дебит одной добывающей скважины в целом по всем пропласткам составит 4,41 т/сут.
При разработке по способу-прототипу пропластки 1,2,3,4,5,6 будут выработаны соответственно на 100, 70, 60, 50, 45 и 40%.
Экономическая эффективность от разработки нефтяной залежи по предлагаемому способу слагается из дополнительной добычи нефти за счет полной выработки всех прослоев и составит 0,47 10⁵ т нефти.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Цель изобретения - повышение эффективности способа при его реализации на неоднородных залежах в условиях преобладания капиллярных сил над приложенными извне. Нефтяную залежь разбуривают нагнетательными и добывающими скважинами, в которых на границах разнопроницаемых пропластков устанавливают пакеры. Далее в нагнетательные скважины закачивают воду, а из добывающих отбирают нефть. Перепады давления по прослоям устанавливают из условия подавления неравномерности продвижения фронта вытеснения, обусловленного разной интенсивностью проявления капиллярных сил в прослоях.