Способ разработки нефтяной залежи, содержащей газовые и жидкие углеводороды

(5 ) ПИСА Е ИЗОБ ЕТ И АВТОРСКО ВИДЕТЕЛ ЬСТВУ исс аНОЙ Е И про ност жи ФЮаавЪ Изобретение от работки нефтяной и может использовать промышленности. могут содержаться пласте или рассеянн нефтяной залежи н также при примене вых методов воздей тальныепласта;фазовограмме,ышева гаости кото- акач- нему ОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМПРИ ГКНТ СССР(71) Всесоюзный нефтегазовый научноледовательский институт(54) СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯЗАЛЕЖИ, СОДЕРЖАЩЕЙ ГАЗОВЬЖИДКИЕ УГЛЕВОДОРОДЫ(57) Изобретение относится к нефтедобющей промышленности. Цель - ишение нефтеотдачи и уменьшениерыва газа, а также повышение эффективразработки нефтегазовой залена которой имеются нагнетательные носится к способу разнефтегазовой залежи и ся в нефтедобывающей Газовые углеводороды в виде газовой шапки в ом виде при разработке а режиме истощения, а нии газовых и водогазоствия на нефтяные плаЦелью изобретения является по ние нефтеотдачи и уменьшение проры за, а также повышение эффектив разработки нефтегазовой залежи, на рой имеется нагнетательный ряд для э ки воды, расположенный по внеш контуру газовой шапки. жины барьерного ряда для закачки воды, расположенные по внешнему контуру газовой шапки. Для этого эакачивают газ и растворитель через нагнетательные скважины, Отбирают нефть через добывающие скважины. Закачку растворителя проводят в объеме 10 - 30 от порового объема пласта после прорыва газа в добывающие скважины. Затем закацивают газ, После вторичного прорыва газа и полного вытеснения растворителя в добывающие скважины их переводят под закачку газа. После прорыва газа из газовой шапки в добывающие скважины нагнетательные скважины барьерного ряда останавливают и переводят под закачку растворителя. После вторичного прорыва газа иэ газовой шапки и полного вытеснения эакаченного растворителя в добывающие скважины их останавливают и переводят под закачку воды. 2 з.п.ф-лы, 2 ил. иг. 1 представлены эксперименрезультаты вытеснения нефти из а фиг. 2 - результаты изменения состояния смеси на тройной диагДля обоснования способа было осуществлено экспериментальное исследование, Оно проводилось на модели пласта длиной 10 м, диаметром 8 мм, набитой пористой средой, при Р =25 МПа и 1 = 60 С. Пористая среда насыщалась нефтью пласта АВ, затем в пласт закачивалась вода до ее прорыва. В обводненную модель закачивался метан до его прорыва. Таким образом была создана заводненная и загазованная модель пласта с остаточной нефтенасыщенностью 39, Затем в модель закачали отсрочку пропана в количестве 28 от по 1691514жидкое состояние, ликвидировать прорывгаза и если при этом в пласт продолжают 40эакэчивать воду, та это приведет к защемлениютого газа, который не успел раствориться в нефти. Кроме того, способ рассматривает разработку как нефтяной залежи, так и нефтегазовой залежи, Данный способ дает возможность создать в пластевзаиморастворимую зону, которая будет вытесняться закачиваемым газом или газом газовой шапки добывающих скважин. Данная технология дает возможность уменьшить прорыв газа к добывающим скважинам за счет выбора оптимального режима закачки ШФЛУ при одновременном увеличении нефтеотдачи пласта.П р и м е р 1, В скважины па внешнему контуру газонасности зэкачивают воду, из скважин первого эксплуатационного ряда отбирают нефть и воду,Рассмотрим круговую залежь диаметром внутреннего контура газовой шапки рового объема и стали ее проталкивать газом. В результате закачки 0,6 паровых объемов метана из модели пласта была фактически извлечена, вся нефть (фиг, 1), Изменение фазового состояния смеси представлено на тройной диаграмме (фиг. 2). На этой диаграмме приведена область двухфазного существования смеси метан-прапан данного месторождения нефти, полученная при расчетах при Р =- 25 МПа и т -:=60 С, и показано змене е состоясмеси в переходной зоне на выходе из модели точками 1-15.В процессе закачки пропана состояние смеси изменялось от точки 1 до точки 13, т.е.нефть насыщалась пропаном до тех пар, пока вся система в пласте не переходила в однафазную область - жидкую фазу (точки 7-9). Затем шел раствор нефти в прапане и практически чистый пропан (тачки 10-13), После вытеснения оторочки пропана из модели пласта начинался прорыв газа практически при полном вытеснении нефти (точки 14 - 15), После прорыва газа весь прапан был извлечен из пласта, Таким образом, закачкой растворителя удалась всю углеводородную систему перевести в жидкое состояние и предотвратить прорыв газа. Если при этом в пласт продолжать закэчивать воду, то это приведет к защемлению того газа, который не успел раствориться в нефти.Особенностью способа является та, чта растворитель закачивают в нагнетательные скважины после прорыва газа в эксплуатационные скважины в количестве 0,1-0,304 от парового объема. Эта дает возможность всю обвадненную газовую фазу перевести в 5 10 15 20 25 30 35 900 м, внешнего контура 1100, расстояниеот внешнего контура до первого ряда добывающих скважин 500 м, Мощность пласта65 м.После прорыва газа в скважины эксплуатационного ряда в ту часть залежи, кудапрорвался газ, в скважины барьерного рядазакачивают растворитель, Предположим,что газ прорвался в скважину, Тогда в нагнетательные скважины закачивается растворитель. Принимают расстояние междускважинами 500 м, Тогда поравый обьемучастка составит,Чч = 0,2 500 65 = 0,2 250000 65 = 3,2510 м.Обьем нефтесодержащей части при400 ь обводненнасти и 20% загазованности:Чн = 3,25 10 0,4 = 1,3 млн. м.Обьем газа в пл. условиях:Чг=3,25 10 0,2=0,65 10 мили в ст, условиях0,65 10 200 293 , 6 з/ -- -зз 5 - 10 -- 14810 мВ нагнетательные скважины закачивают растворитель (конденсат) в объеме 0,2 атпоравога абьема 3,25 0 2 = 0,65 10 м илипаи плотности 0,7 т/м Чк = 0,455 10 т6конденсата,Газ, находящийся в пласте, будет растворяться в конденсате, Конденсат н,к. 40,к.к, 200 С, плотность 0,7 г/см, мал.мас.100,при Р=200 кгс/см ит=60 С,принимаяконденсат за гептан, получим, что в канденсате может раствориться метана 0,6 мал.д.Г - 0,6 24040 - 360 мз т0,4 100Таким образом, весь газ, находящийсяв пласте, мажет.раствориться в конденсате,так какЧг 148 10 325 3- 325 м т.Чк 0,455 10 ьКонденсат будет растворяться в нефти, т,е. в пласте создается взаиморастворимая зона, которая будет вытесняться газом газовой шапки в добывающие скважины.После того как гэз из газовой шапки достигнет скважины эксплуатационного ряда из пласта будет извлечена нефть и закачанный конденсат, После вторичного прорыва газа в эксплуатационную скважину переводят в нагнетательную под закачку воды,Обоснование граничных объемов закачки раствОрителя,Если загазованность участка будет менее 100 от объема пор, то газ прорыватьсяне будет, а следовательно, не нужно закачивать растворитель.Если загазованность отвечает начальной границе движения газа, т,е. 10 от объема пор, то, как следует из приведенного примера, объем растворителя должен быть равен 10 от объема пор,Если загазованность составляет 30; от объема пор, то, как следует из примера, объем растворителя должен составлять 30 ,В представленном примере экспериментального исследования после заводнения нефтяного пласта в него подавался метан до прорыва газа. При этом газонасыщенность пласта составила 28 . Закачка оторочки растворитея объемов 28 полностью предотвратила прорыв газа и способствовала полному вытеснению нефти.Если закачку растворителя осуществлять сразу после прорыва газа, то согласно фазовым проницаемостям объем загазованности не может быть больше 30 и, следовательно, оторочка конденсата не должна быть более 30 , так как это увеличивает затраты на проведение процесса,П р и м е р 2, Рассмотрим круговой участок пласта мощностью 20 м, диаметром 150 м, на котором расположены в центре одна нагнетательная, в которую закачивается гаэ, и четыре добывающие скважины.Общий объем участка при пористости 0,2Чуч. = 0,2 200,785 10 = 3,5 10 м, Газонасыщенность в момент прорыва газа составила 25;.Чг.пл.усл. =0,25 3,5 10 м .4 3 В соответствии с расчетом, приведенным в примере 1, объем растворителя должен составлять примерно 25-",ь от порогового объема. Закачкой растворителя в скважину весь газонасыщенный объем переводится в жидкую фазу, т,е. растворитель поглощает в себе газ и продолжается процесс вытеснения. При этом вытеснение ста 5 10 15 20 25 30 35 40 45 новится смешивающим, что препятствует прорыву газа и отвечает наиболее полному вытеснению обьема нефти,Закачивагь растворитель повторна после прорыва газа не рекомендуется, так как нефть из этого участка пласта уже вытеснена, Поэтому эту скважину следует перевести в нагнетательную,Таким образом, данный способ позволяет уменьшить прорыв газа в добывающие скважины за счет оптимального выбора закачки растворителя, при этом увеличивается нефтеотдача пласта,Формула изобретения 1. Способ разработки нефтяной залежи, содержащей газовые и жидкие углеводороды, включающий закачку газа и растворителя в нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, о т л ич а ю щ и й с я тем, что, с целью повышения нефтеотдачи и уменьшения прорыва газа, после прорыва газа в добывающие скважины в нагнетательные скважины закачивают растворитель в объеме 10-30 от порогового объема пласта с последующей закачкой газа, а после вторичного прорыва газа и полного вытеснения растворителя в добывающие скважины их переводят под закачку газа.2, Способ по п, 1, о т л и ч а ю щ и й с я тем, что, с целью повышения эффективности разработки нефтегазовой залежи с газовой шапкой, на которой имеются нагнетательные скважины барьерного ряда для закачки воды, расположенные по внешнему контуру газовой шапки, после прорыва газа иэ газовой шапки в добывающие скважины нагнетательные скважины барьерного ряда останавливают и переводят под закачку растворителя.3. Способ по и. 2, о т л и ч а ю щ и й с я тем, что после вторичного прорыва газа из газовой шапки и полного вытеснения закаченного растворителя в добывающие скважины их останавливают и переводят под закачку воды,О ОВ ОУ Составитель В. КошкинРедактор М. Бандура Техред М.Моргентал Корректор Н. Король Заказ 3913 Тираж ВНИИПИ Государственного комитета по изоб 113035, Москва, Ж, Рэу% 8 ес. 8 потпке 1 ОО Подписноетениям и открытиям при ГКНТ СССРская наб., 4/5