Способ разработки нефтегазового месторождения

 

Сущность изобретения: проводят замеры физико-геологических параметров объекта разработки. Дополнительно определяют среднее отношение подвижностей вытесняющего и вытесняемого агентов, разности начальных величин капиллярного давления на контакте вытесняемый агент - вытесняющий агент и на контакте вытесняющий агент - вытесняемый и начальный градиент фильтрации вытесняемого агента. Разбуривание месторождения осуществляют по сетке скважин, выбранной для обеспечения заданной у глеводородоотдаии из специального соотношения.з

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК

„„ „„1777618 д (<) Е 21 В 43/20

ОПИСАН И Е ИЗОБРЕТЕ НИЯ<-::

К ПАТЕНТУ

Известен способ определения пар-метров технологии путем эксперимен" тального определения фазовых проницаемостей для звкачиввемого и вытесняемого агентов с последующими расчетами на ЗВМ (1J . Недостатками известного способа определвния параметров технологии, приводяцих к заданной углеводородоотдаче, является сложность и громоздкость расчетов, а также недостаточная точность определения параметров технологии из-за неучета различия капиллярного давления при дренаже и пропитке.

ГОСУДАРСТВ Е Н НО Е ПАТЕ НТНО Е

ВЕДОМСТВО СССР (ГОСПАТЕНТ СССР) (21) 4828091/03 (22) 25,05.91 (46) 23.11.92. Бюл. 43 (71) Всесоюзный нефтегазовый научноисследовательский институт (72) А.Я.Хавкин (73) Всесоюзный нефтегазовый научноисследовательский институт (56) Мартос В.Н., Куренков А.И. Технико-экономическая оценка нефтяных залежей в малопроницаемых коллекторах, журнал "Геология нефти и газа", 1988, " 3, с. 29-32.

Бакшев Б.Т., Батурин IO.Å., Вахитов Г.Г. Методическое руководство по расчету коэффициентов извлечения нефти из недр. РД 39-0147035-214-86, М.: 1986.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при определении параметров технологии разработки нефтегазового месторождения, приводящих к заданной углеводородоотдаче.

Определение параметров технологии разработки нефтегазовых месторождений имеет большое значение в связи с существенным влиянием на коэффициент извлечения нефти и газа (углеводородоотдачи) таких параметров технологии, как вязкость закачиваемого агента, расстояние между скважинами (плотность сетки скважин), а от величины углеводородоотдачи зависит рентабельность разработки месторождений. (54) СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВОГО

МЕСТОРОЖДЕНИЯ (57) Сущность изобретения: проводят замеры физико-геологических параметров обьекта разработки. Дополнительно определяют среднее отношение подвижностей вытесняюцего и вытесняемого агентов, разности начальных величин капиллярного давления на контакте вытесняемый агент - вытесняющий агент и на контакте вытесняющий агент -, вытесняемый и начальный градиент Фильтрации вытесняемого агента. Разбуривание месторождения осуществляют по сетке скважин, выбранной для обеспечения заданной углеводородоотдачи из специального соотношения.

Маиболее близким к предполагаемому изобретению по технической сущносt, О I

f ! !

Ч

) сь e)

СМ

1777618 ти и достигаемому результату является способ разработки нефтегазового месторождения, включающий замер физикогеологических параметров объекта разработки, разбуривание его по сетке скважин, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор вытесняемого и вытесняющего агентов из добывающих скважин, в котором расчет параметров технологии осуществляется по формуле:

) =0,758 ехр(-0,0076 К /Кп) ехр(-0,1х

kH 15 хS/4С)3 G= где g — углеводородоотдача;

К - коЭФФициент расчлененности

1 объекта; 20

К вЂ” коэффициент песчанистости;

G — гидропроводность пласта; — проницаемость пласта;

Н - эффективная толщина пласта; 4 - вязкость нефти; 25

S — п.потность сетки скважин (2) .

Согласно этому соотношению,при известных Фиаико-геологических параметрах (k,Í, (О, К, К„) можно определить плотность сетки скважин S.

Этот способ f2) принят в качестве прототипа.

Недостатком известного способа (прототипв) является его низкая экономическая эффективность, вследствие невысокой точности определения объема бурения по следующим причинам: прототип не учитывает влияние капиллярных сил; прототип не учитывает влияние темпа разработки на нефтеотдачу.

Целью изобретения является повы-: шение экономической эффективности за счет повышения точности определения объема бурения, 45

Поставленная цель достигается тем, что в способе разработки нефтегазового месторождения, включающем замер физико-геологических параметров объекта разработки, разбуривание его по сетке скважин, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор вытесняемого и вытесняющего: агентов из добывающих скважин, дополнительно определяют среднее отношение подвижностей вытесняющего и вытес-55 няемого агентов, разность начальных величин капиллярного давления Hà КоН такте вытесняемый агент — вытесняющий и на контакте вытесняющий агент вытесняемый, начальный градиент для фильтрации вытесняемого агента, скорость прокачки вытесняющего агента, а разбуривание месторождения осуществляют по сетке скважин, выбранной для обеспечения заданной углеводородоотдачи из соотношения:

2,74 -,— --(1,3,6 — -)=

L P(U 1сСг

К1 6Рс luàU (К-4m )+ (К em() +16гп

8m(1- ) где, - вязкость закачиваемого агента,, ИПа с;

Ь вЂ” характерный линейный размер пласта, м;

U — характерная скорость прокачки агента, м/сут;

К - проницаемость среды для за "качиваемого агента, мкм2; (И - вязкость вытесняемого агента (нефти, газа), МПасс; — проницаемость пористой среды, мкм2;

К - среднее отношение подвижностей вытесняющего и вытесняемого агентов, доля единиц;

6.Р - разность начальных величин капиллярного давления на контакте вытесняемый агент-вытесняющий и на контакте вытесняющий агент-вытесняемый, МПа;, G - начальный градиент для Филь" трации вытесняемого агента, МПа/м;

m - пористость, доли единиц; — углеводородоотдача, доли единиц.

Способ воспроизводимв условиях, когда R ) — +1 и 2+(К-1) (1-4m/К) Р О

К

4m

1. l4i U» . Gg.— где R=2,74 — — -(1-3,65 ""- -) ° Замеры

КФРс произ водят согласно из вест ным методикам, Соответствие предполагаемого изобретения критерию охраноспособности "новизна" °

0 патентной и научно-технической литературе не обнаружены источники информации, описывающие полную совокупность признаков заявленного способа, следовательно заявленное техническое решение соответствует критерию "новизна".

618 скважинами L составляет

1.=Я=500 м

1 ° 6

xS/

12,5

1 6

ss/

12,5 д 35 F733+ (17 2-4 ° О 5 0 73) +16 0 35 (1-0,731 (17, 2+4 ° 0 35) ----А ?)

o 0 35 (1-0 7 1 няемого агента до 6 м/год по за ленному изобретению имеем: (17 2-4 0 35 0,7)+ (17 2-4 0 35 ° 0 7) +16 0 35(l-0 7) (17 2+4 0 353

0 -0,3,5 1-0,7

39,7 13..2 второе первое:

5 1777

Соответствие предполагаемого изобретения критерию охраноспособности

"существенные отличия", В патентной и научно-технической литературе не обнаружены отличительные признаки заявленного способа, следовательно, заявленное техническое решение соответствует критерию "существенные отличия".

Пример 1 (по прототипу). Выполняли определение параметров технологии разработки нефтегазового месторождения, приводящих к заданной углеводородоотдаче. При этом замеряли

Физико-геологические параметры разработки:

Kp ††!<д —— 1 (однородный пласт) и =12 5 мПа -с (залежь чисто нефтя П 2— ная)

k=1 мкм2

H--6 м

Требуется определить при какой плотности сетки скважин будет достигнута нефтеотдача (=0,73, определение параметров разработки осуществляли по формуле прототипа р 73=0, 758 ехр (О, 0 076 1/1 ) ° ехр (-"О, 1"

Получили S=0,25; км2 или 25 га/скв.

Отсюда характерное расстояние между

Z 74 (1-3,65 -------- -)=

7/3" 5, 1 О

1 ° 0 6 12»5 7/3 5

Откуда при ц=7 м/год имеем 1,=500 м

При уменьшении темпа закачки вытес-

1 1 6/365 1 0

2,74 ---------(1-3,65 ----------)=

1 ° 06 1256/365

Откуда следует, что L=530 М, с ошибка в определении 1. составляет

Проверяем теперь выполнение условий:

530 1 ° 6/365 1 О

R-2,74 -----,------(1-3,65 -------;-1 0,6 12, 5 ° 6/365

К 17

-39 7 — +1= =- --- +1=13 2 0,35

Замеренная величина нефтеотдачи =0,73 достигается при темпе закачки вытесняющего агента U=j м/год, Если темп отбора нефти уменьшится, то уменьшится и нефтеотдача. При У=

=6 мlгод она будет равна 0,7. Тогда по Формуле прототипа получаем:

0,7=0,758 ехр(-0,0076 ° t/1) ехр(-0,1

Откуда $=0,494 км2, т.е. L=703 м.

Следовательно ошибка в определении

L будет более 404 в данном примере.

Выполняем, как в примере 1, но дополнительно замеряем среднее отношение подвижностей вытесняющего и вытесняемого агентов, разность началь" ных величин капиллярного давления на контакте вытесняемый агент-вытесняющий и на контакте вытесняющий C агент-вытесняемый, начальный гради- ент для фильтрации нефти, пористость коллектора, вязкость закачиваемого агента:

ЗО 1<17,,<

h P =0,6 ЯПа с,-=-О в=0,35 Pi =1 мПа с

Обработка по предложенной Формуле

35 псе

2+(39,7-1) (1- ---„„--) =37,5 > 0 °

4 О 35

17,2

55 Из изложенного следует, что предложенный способ повышает точность определения параметров технологии, приводящих к заданной углеводородоотдаче.! 7776! И рость прокачки вытесняющего агента а разбуривание месторождения осущест. вляют по сетке скважин, выбранной для обеспечения заданной углевода" отдачи из соотношения

2,74 — — -(!-3,65 — — ) =

1.Q

Формула изобретения

К1Составитель И. Лопакова

Редактор С.Полионова .Техред N.Иоргентал Корректор А.Иотыль

Заказ 4!3! Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета .ло изобретениям и открытиям лри ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", г.Ужгород, ул. Гагарина,101

Технико-экономические показатели предложенного способа оценены на объекте с запасами 4 млн.т. Ошибка в определении плотности сетки сква- 5 жин означает существенную ошибку в определении нефтеотдачи. Как следует иэ примера отличие в нефтеотдаче может быть на 33 (с О, 73 до О, 7) . Это означает, что при тридцатилетнем 1р сроке разработки в среднем ежегодно будет теряться О,!< нефти, что составляет 4,0 тыс.т при запасах 4 млн,;т. Себестоимость одной тойны нефти по Самотлорскому месторождению 15 составляет 55 р/т.

Способ разработки нефтегазового 20 месторождения, включающий замер физико-геологических параметров объекта разработки, разбуривание его по сетке скважин, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор вытесняемого и вытесняющего агентов из добывающих скважин, о тл и ч а ю шийся тем, что, с целью повышения экономической эффектив. ности за счет повышения точности определения объема бурения, дополнительйо определяют среднее отношейие подвижностей вытесняющего и вытесняемого агентов, разность начальных величин капиллярного давления на контакте вытесняемый агент - вытесняющий и на контакте вытесняющий агентвытесняемый, начальный градиент для фильтрации вытесняемого агента, сковязкость закачиваемого агента, мПа.с; характерный линейный размер пласта, м; характерная скорость прокачки агента, и/сут.; проницаемость среды для закачиваемого агента, мкмжд; вязкость вытесняемого агента (нефти, газа), мПа ° с; проницаемость пористой среды, мкма; среднее отношение подвижнос тей вытесняющего и вытесняе-" мого агентов, доли единиц; разность начальных величин капиллярного давления на контакте вытесняемый агент вытесняющий и на контакте вытесняющий агент-вытесняемый, мПа; начальный градиент для филь" трации вытесняемого агента, ИПа/м; пористость, доли единиц; углеводородоотдача, доли единиц.