Спосіб розробки нафтового покладу

Спосіб розробки нафтового покладу, що включає розбурювання покладу видобувними свердловинами та відбір вуглеводнів через видобувні свердловини, який відрізняється тим, що створення водонапірного режиму починають при зниженні тиску у покладі від 75 до 25% від величини тиску насичення нафти газом, видобувні свердловини з найбільшим обводненням продукції переводять у нагнітальні, нагнітання витискувального агента здійснюють із компенсацією відбору вуглеводнів від 20 до 40%, причому відбір вуглеводнів з покладу виконують з підтриманням пластового тиску меншим, ніж тиск насичення нафти газом. Винахід відноситься до нафтовидобувної промисловості, зокрема до способів розробки нафтових покладів, що експлуатуються з підтриманням пластового тиску нагнітанням вистискувального агента. Відомий спосіб розробки високообводненого нафтового покладу з неоднорідними за проникністю пластами, який включає нагнітання вистискувального агента через нагнітальні свердловини та відбір продукції через видобувні свердловини в режимі імпульсного впливу на пласт [А.С. СРСР №1630370, МПК 5 Е21В43/20, заявка №4456177/03 від 06.07.1988p.]. Недоліком способу є зупинки видобувних свердловин під час реалізації способу, що призводить до зменшення темпів відбору продукції свердловин. Найбільш близьким до способу, що заявляється, є спосіб розробки вуглеводневого покладу, що включає розбурювання покладу видобувними та нагнітальними свердловинами, відбір нафти через видобувні свердловини до виділення з нафти газу і наступне нагнітання в пласт води через нагнітальні свердловини при тисках, що забезпечують збереження в пласті газованої нафти [Афанасьева А.В., Зиновьева Л.А. Анализ разработки нефтегазовых залежей, -М.: Недра, 1980, с.76-77]. Недоліком цього способу є низький коефіцієнт вилучення нафти внаслідок неоднакової інтенсивності виділення газу по пласту та наявність локальних зон з підвищеним вмістом газу, що призводить до ускладнень роботи нафтових насосних свердловин. В основу винаходу поставлено завдання створити спосіб, який дозволяє більш повно вилучати залишкові запаси обводнених нафтових покладів на пізній стадії їх розробки, коли пластовий тиск суттєво менший, ніж тиск насичення нафти газом, а також компенсувати відбори нафти нагнітанням вистискувального агента. Суть винаходу полягає у тому, що у способі розробки нафтового покладу, що передбачає розбурювання покладу видобувними свердловинами та відбір вуглеводнів через видобувні свердловини, створення водонапірного режиму починають при зниженні тиску у покладі від 75 до 25% від тиску насичення нафти газом, видобувні свердловини з найбільшим обводненням продукції переводять у нагнітальні, нагнітання вистискувального агента здійснюють з компенсацією відборів вуглеводнів від 20 до 40%, причому відбір вуглеводнів з покла (19) UA (11) 83905 (13) C2 (21) a200610941 (22) 16.10.2006 (24) 26.08.2008 (46) 26.08.2008, Бюл.№ 16, 2008 р. (72) КУПЕР ІВАН МИКОЛАЙОВИЧ, U A, МИ ХАЙЛЮК ВАСИЛЬ ДМИТРОВИЧ, U A (73) ВІДКРИТЕ АКЦІОНЕРНЕ ТОВАРИСТВО "УКРНАФТА", U A (56) UA 5456, C1, 28.12.1994 UA 10658, A, 25.12.1996 SU 1410596, A1, 30.06.1994 SU 1825391, A3, 30.06.1993 RU 2148158, C1, 27.04.2000 US 3519076, 07.07.1970 RU 2112868, C1, 10.06.1998 RU 2151860, C1, 27.06.2000 3 83905 ду виконують з підтриманням пластового тиску меншим, ніж тиск насичення нафти газом. На Фіг.1 креслення показано зміну коефіцієнта нафтовилучення водою для умов менілітових відкладів Долинського нафтового родовища на режимі розчиненого газу з подальшими нагнітанням води, на Фіг.2 - зміну коефіцієнта нафтовилучення від величини зниження пластового тиску на режимі виснаження з наступним нагнітанням води (заводненням) для умов менілітових відкладів Долинського родовища, на Фіг.3 - зміну коефіцієнта нафтовилучення від величини зниження пластового тиску на режимі виснаження для умов Довбушансько-Бистрицького нафтового родовища. Спосіб реалізується наступним чином. Для ділянки покладу визначають тиск насичення нафти газом. При зниження тиску у покладі від 75 до 25% від тиску насичення нафти газом визначають видобувні свердловини з найбільшим обводненням продукції. Видобувні свердловини з найбільшим обводненням продукції переводять у нагнітальні. Нагнітання вистискувального агента здійснюють з компенсацією відборів вуглеводнів від 20 до 40%. Відбір вуглеводнів з покладу виконують з підтриманням пластового тиску у покладі меншим, ніж тиск насичення нафти газом. Під час здійснення запропонованого способу рушійною силою у витисненні нафти є поєднання енергії газу (він виділяється з нафти в процесі зниження тиску в пласті до значень нижчих за тиск насичення ним нафти) і вистискувального агента (води), що нагнітається вслід (або одночасно) за виділенням газу. Газ що виділився з нафти займає частину пор, звільнених нафтою, і сприяє додатковому її видобутку із пласта під час нагнітання вистискувального агента (ефект заміщення при заводненні). Присутність вільного газу викликає зміну проникності пористого середовища для рідин, що р ухаються, і разом з водою створює ефект спільної дії газу і води (водогазова репресія). Дослідженнями менілітових відкладів Долинського нафтового родовища встановлено, що при зниженні пластового тиску до 75% від тиску насичення нафти газом видобувається близько 45% нафти, а при зниженні пластового тиску до 50% та 25% від тиску насичення нафти газом - 58% і 61% нафти. При зниженні пластового тиску до 75% від тиску насичення нафти газом, коефіцієнт нафтовилучення є нижчим від коефіцієнта нафтовилучення при тиску вищому за тиск насичення нафти газом (0,46 проти 0,52), а при подальшому зниженні пластового тиску він зростає, і досягає 0,61 при зниженні пластового тиску до 25% від тиску насичення нафти газом (Фіг.1). Коефіцієнт нафтовилучення в безводний період експлуатації є нижчим від коефіцієнта нафтовилучення при нерозгазованому режимі. Результати застосування способу представлені на Фіг.2 у вигляді залежності зміни коефіцієнта нафтовилучення від величини зниження пластового тиску на режимі розчиненого газу з наступним нагнітанням води. Для умов менілітових відкладів ДовбушанськоБистрицького нафтового родовища встановлено, що при зниженні пластового тиску до 75% від тис 4 ку насичення нафти газом видобувається близько 40% нафти, а відповідно при зниженні пластового тиску до 50% та 25% від тиску насичення нафти газом відповідно - 51% і 55% (Фіг.3). Для цього ж родовища при зниженні пластового тиску до 75% від тиску насичення нафти газом, коефіцієнт нафтовилучення є нижчим від коефіцієнта нафтовилучення при тиску вищому за тиск насичення нафти газом (0,41 проти 0,51), а при подальшому зниженні пластового тиску він зростає, і досягає 0,55 при зниженні пластового тиску до 25% від тиску насичення нафти газом. Коефіцієнт нафтовилучення в безводний період, як і для умов Долинського родовища, є нижчим від коефіцієнта нафтовилучення при нерозгазованому режимі. У виснажених покладах розробка на природному режимі при низьких пластових тисках (значно нижчих від тиску насичення нафти газом), наступне нагнітання вистискувального агента (заводнення) є ефективним. Таке заводнення доцільне на виснажених родовища х з невеликою глибиною залягання покладу. Одночасне зниження тиску на виході з пласта (відбір продукції на режимі виснаження), та нагнітання води, кількість якої складала від 20 до 40% від кількості відібраної рідини (компенсація відборів) дозволило до прориву води видобути 56% нафти, і в міру зниження тиску до величини, що складала 25% від тиску насичення нафти газом досягти значення коефіцієнту кінцевого нафтовилучення 0,63. Приклад 1 реалізації способу Нафтове родовище знаходиться на пізній стадії розробки. Тиск насичення нафти газом складає 27МПа. Початковий пластовий тиск з 35МПа зменшився до 20МПа, тобто став менший від тиску насичення нафти газом на 7МПа (зменшився на 26%). Родовище експлуатується 12 видобувними свердловинами серед яких чотири обводнилися. Відбір рідини складає 300м 3/д. Відбір рідини з родовища продовжували до зменшення пластового тиску до 13,5МПа. (на 50% менше від тиску насичення нафти газом). Всі чотири обводнені свердловини перевели під нагнітання вистискувального агента (води). У кожній свердловині встановили режим нагнітання з розрахунку 40% компенсації відбору нафти нагнітанням по 25м 3/добу вистискувального агента (води). Приклад 2 Ріпнянське нафтове родовище розробляється з вісімнадцятого сторіччя і вважається виснаженим. Коефіцієнт нафтовилучення складає 0,577 при кінцевому проектному 0,61. У видобувному фонді налічується 19 свердловин, які експлуатуються глибинно-насосним способом з середнім дебітом 0,23т/д. Геологічні запаси нафти становлять 1517 тис. т, видобувні 924 тис. т. Поточний пластовий тиск складає 1,9МПа, тиск насичення нафти газом 9МПа. Оскільки пластовий тиск зменшився на 79%, тобто становить 21% від тиску насичення нафти газом, доцільно розпочинати заводнення з компенсацією відборів від 20 до 40% і продовжувати розробляти родовище при тиску, меншому від тиску насичення нафти газом. 5 83905 Приклад 3 Пнівське нафтове родовище експлуатується з 1963 року і вважається виснаженим. Запаси нафти складають 801 тис т. Станом на початок 2006 року видобуто 112тис.т, тобто поточний коефіцієнт нафтовилучення складає 0,139 при кінцевому розрахунковому 0,15. Тиск насичення нафти газом 29,4МПа, поточний 19МПа. Під час експлуатації родовища відбулося зменшення пластового тиску від тиску насичення на 35%. Заводнення родовища дасть можливість збільшити коефіцієнт нафтовилучення і збільшити видобуток нафти. Для досягнення більшого значення коефіцієнта нафтовилучення необхідно здійснювати відбір нафти з пласта без нагнітання в пласт води до зменшення пластового тиску від 75 до 25% від тиску насичення нафти газом. Потім перевести найбільш обводнені свердловини під нагнітання і нагнітати воду з компенсацією відборів від 20 до 6 40% з підтриманням пластового тиску меншим, ніж тиск насичення нафти газом. Позначення на кресленні: Фіг.1: 1-крива витиснення нафти при пластовому тиску (Рпл), вищому від тиску насичення нафти газом (Рнас); 2-крива витиснення нафти при Рпл=0,75 Рнас; 3-крива витиснення нафти при Рпл=0,5Рнас; 4-крива витисненя нафти при Рпл=0,25Рнас. Фіг.2: 1-на момент прориву води; 2-кінцевий коефіцієнт нафтовилучення. Технічний результат від реалізації способу досягається за рахунок більш повного вилучення залишкових запасів обводнених нафтових покладів на пізній стадії їх розробки, коли пластовий тиск значно менший, ніж тиск насичення нафти газом, а також компенсацією відборів нафти нагнітанням вистискувального агента. 7 Комп’ютерна в ерстка В. Клюкін 83905 8 Підписне Тираж 28 прим. Міністерство осв іт и і науки України Держав ний департамент інтелектуальної в ласності, вул. Урицького, 45, м. Київ , МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислов ої в ласності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601