Способ разработки нефтяной залежи

 

(19)SU(11)930976(13)A1(51)  МПК ⁵    _E21B43/24(12) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯк авторскому свидетельствуСтатус: по данным на 17.12.2012 - прекратил действиеПошлина:

(54) СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений шахтным способом с использованием тепла, в частности к способам разработки трещиноватых пластов, содержащих высоковязкую нефть. Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий прогрев пласта через трещины закачкой теплоносителя и последующее вытеснение нефти водой при извлечении нефти посредством добывающих скважин, в котором в начальной стадии процесса прогрева пласта выявляют трещиноватые зоны, а затем переносят фронт нагнетания теплоносителя в скважины, имеющие минимальную связь с трещинами. Недостатком известного способа является большой расход теплоносителя и низкий темп отбора нефти. Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки нефтяной залежи, включающий ввод тепла в нефтеносный пласт путем закачки теплоносителя через нагнетательные скважины с периодическим снижением количества вводимого тепла и отбор нефти из нефтеносного пласта через добывающие скважины. Недостатком известного способа является большой удельный расход теплоносителя и низкий темп отбора нефти при шахтной разработке залежи сложенной трещиноватым коллектором. Целью изобретения является снижение удельного расхода теплоносителя и увеличения темпов отбора нефти при шахтной разработке нефтяной залежи сложенной трещиноватым коллектором. Цель достигается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем ввод тепла в нефтеносный пласт путем закачки теплоносителя через нагнетательные скважины с периодическим снижением количества вводимого тепла и отбор нефти из нефтеносного пласта через добывающие скважины, снижение количества вводимого тепла осуществляют по экспоненциальной зависимости, при этом величину снижаемого количества определяют по следующей формуле:
Δq= (τ₂)-(τ₁)+ · где λ , λ_окр - теплопроводность пласта и окружающих пород соответственно, ккал/(м ˙ ч ˙ град);
R - половина расстояния между трещинами, м;
С - теплоемкость окружающих пород, ккал/(м³ ˙ град);
h - мощность продуктивного пласта, м;
( τ₁) - средняя температура пласта в момент времени τ₁, условно принятое за начальную точку отсчета;
( τ₂) - средняя температура пласта в момент времени τ₂. При этом снижают количество тепла, вводимого в пласт путем перевода части нагнетательных скважин в добывающие или путем ограничения количества закачиваемого теплоносителя или путем снижения теплосодержания закачиваемого теплоносителя. На чертеже приведена динамика оптимального количества тепла, вводимого в нефтеносный пласт в единицу времени. Известно, что в пространственном распределении естественной трещиноватости горных пород имеются определенные закономерности. Так при разработке и изучении многих нефтяных месторождений установлено, что почти всегда существует преобладающее направление трещин, по которым происходит фильтрация закачиваемого в пласт агента. Например, на Ягерском месторождении (Коми АССР) преобладают трещины северо-западного направления. Эти трещины расположены почти параллельно друг другу через 20-25 м в среднем. Расчеты и промысловые исследования показывают, что при закачке теплоносителя через плотную сетку разнонаправленных скважин, обычно применяемую по шахтной разработке нефтяных месторождений, теплоноситель быстро прорывается по трещинам, в результате чего в них устанавливается практически постоянная температура, близкая к температуре теплоносителя. При прогреве пласта через систему параллельных трещин нефтесодержащие блоки можно рассматривать как бесконечные пластины, на поверхностях которых поддерживается постоянная температура, близкая к температуре теплоносителя. Ниже дается вывод уточненной математической зависимости. Скорость нагревания пласта может быть рассчитана по следующей формуле:
= 2e = для F_o > 0,1 (основной период разработки) [1] где Θ = ; F₀= - критерий Фурье
t_c - температура теплоносителя, ^оС;
t_o - начальная температура пласта, ^оС;
(τ₁) - средняя температура пласта для времени τ₁, ^оС;
α - коэффициент температуропроводности, м²/ч;
R - половина расстояния между трещинами, м. Темп расхода тепла на 1 м³ пласта пропорционален скорости его нагревания и определяется по следующей зависимости:
q= [2] где λ - теплопроводность пласта, ккал/(м ˙ ч ˙ град). После подстановки [1] в [2] получим
q= [t_c-(τ)] [3] Из формулы [3] видно, что расход тепла на прогрев трещиноватого пласта с увеличением его средней температуры, т. е. по мере прогрева пласта, должен снижаться. Величина снижения расхода тепла при τ₁ = τ₂по сравнения с τ = τ₁равна:
Δq= [(τ₂)-(τ₁)] [4] где ( τ₁) и (τ₂) - средняя температура пласта в моменты времени τ₁ и τ₂ соответственно. Потери тепла в окружающие породы, приходящиеся на 1 м³продуктивного пласта, могут быть рассчитаны по следующей формуле
q_п= [5] где λ_окр. - теплопроводность окружающих пород, ккал/(м·ч·град). h - мощность пласта, м;
С - теплоемкость окружающих пород, ккал/(м³·град). Отсюда величина снижения текущих потерь тепла за период - равна
Δq_п= [6]
Общая величина снижения количества вводимого в пласт тепла в момент времени τ₂ равна сумме выражений [4] и [5]
Δq_общ= Δq+Δq_п= [(τ₂)-(τ₁)] + + [7]
Если закачка теплоносителя в пласт ведется непрерывно, то можно было бы заранее рассчитать динамику снижения количества вводимого в пласт тепла. Однако, учитывая, что закачка теплоносителя, особенно в условиях трещиноватого пласта, ведется циклически, необходимо корректировать величину снижения расхода тепла по фактически замеренной средней температуре пласта ( τ ). Таким образом, значения средней температуры пласта в момент времени τ ₁, принимаемый за начальную точку отсчета, и в следующий период времени τ ₂ подставляют в формулу [7] и определяют величину снижения количества вводимого в трещиноватый пласт теплоносителя в момент времени τ ₂. Предложенный способ осуществляется следующим образом. Сооружают горные выработки в нефтеносном пласте. В процессе их проходки визуально изучают тектоническое строение нефтеносного пласта, определяют преобладающее направление трещин и среднее расстояние между ними, изучают теплофизические параметры пласта и окружающих пород: температуропроводность, теплопроводность, начальную температуру. Затем бурят горизонтальные и наклонные скважины из упомянутых горных выработок. Часть скважин используют как нагнетательные для закачки теплоносителя в пласт, остальные используют как добывающие для отбора жидкости из пласта. Путем пробных закачек теплоносителя определяют среднюю приемистость одной нагнетательной скважины. Затем с помощью формулы
q= + [8] где = при F_o < 0,1;
= 2e при Fo > 0,1
F₀=
α - температуропроводность пласта, м²/ч;
τ - время, ч;
R - половина расстояния между трещинами, м;
λ - теплопроводность пласта, ккал/(м·ч·град);
t_c - средняя температура в трещинах, град;
t_o - начальная температура пласта, град;
λ_п - теплопроводность окружающих пород, ккал/(м·ч·град);
C_v - теплоемкость окружающих пород, ккал/(м³·град; )
h - мощность продуктивного пласта, м;
- средняя температура пласта, град;
(τ)= t_c-(t_c-t₀)·(1-2 при F_o < 0,1;
(τ)= t_c-(t_c-t₀)e при F_o > 0,1, рассчитывают по первоначально измеренной средней температуре пласта, используя вышеуказанные полученные исходные данные, оптимальное количество тепла, которое необходимо вводить в нефтеносный пласт в единицу времени. Исходя из найденного значения оптимального количества тепла, определяют необходимое количество нагнетательных скважин, которые должны находиться под закачкой теплоносителя в начальный период времени.
По мере прогрева пласта снова определяют его среднюю температуру по формуле [8] , рассчитывают оптимальное количество тепла, которое необходимо вводить в пласт в единицу времени. При этом все другие исходные данные для расчета остаются первоначальными, так как по мере прогрева пласта они практически не изменяются. Необходимое количество нагнетательных скважин для ввода тепла в пласт снова определяют по рассчитанному требующемуся количеству тепла. При вводе тепла в нефтеносный пласт измерение его средней температуры и последующий расчет оптимального количества тепла по формуле [8] осуществляют периодически, примерно один раз в три месяца. При этом, так как зависимость расчетного количества тепла в формуле 1 [8] представляет собой экспоненту, то после каждого измерения средней температуры пласта расчетное количество тепла, вводимого в нефтеносный пласт в единицу времени, будет ниже предыдущего значения, т. е. количество вводимого тепла постепенно снижают, рассчитывая снижаемое количество согласно формуле [7] . По мере прогрева пласта количество нагнетательных скважин, находящихся под закачкой теплоносителя, уменьшают так, чтобы темп ввода тепла в пласт в данный момент времени соответствовал расчетному значению. Для этого прекращают закачку теплоносителя в отдельные нагнетательные скважины и переводят их в добывающие. В процессе закачки теплоносителя в нефтеносный пласт из всех скважин, не находящихся под закачкой, осуществляют добычу нефти. В случае необходимости снижения давления закачки теплоносителя в нефтеносный пласт по техническим требованиям количество вводимого тепла в единицу времени снижают путем ограничения количества закачиваемого в скважины теплоносителя. В случае, например, необходимости повышения эффекта гидродинамического вытеснения нефти из пласта количество вводимого тепла в единицу времени снижают путем снижения теплосодержания теплоносителя, для чего используют в качестве теплоносителя попутно добываемую из пласта горячую воду. Рекомендуемый способ может быть применен, например, при разработке Ярегского месторождения. Для условий Ярегского месторождения могут быть приняты следующие значения параметров, входящих в расчетную формулу: λ = λ_окр = 2 ккал/(м˙ ч x x град),
R = 10 м, С = 800 ккал/(м³ ˙ град), h = 20 м, t_c = 100^оС. t( τ_o) = t_o = 10^оС. При этих параметрах начальный темп закачки теплоносителя q_нач. = 4,44 ккал/(м³ ˙ ч), что соответствует 2,14 ˙ 10⁷ ккал на 1 га пласта в сутки. При теплосодержании 1 т пара 500000 ккал - q_нач ≈ 43 т пара. Учитывая приемистость одной скважины, определяем необходимое количество нагнетательных скважин, которое должно находится под закачкой пара на 1 га площади. Для нашего случая оно равно 9. В дальнейшем количество тепла, которое необходимо вводить в пласт, и требуемое количество нагнетательных скважин периодически корректируют. Учитывая скорость прогрева пласта, периодичность корректировки темпа закачки пара с учетом опыта разработки Ярегского месторождения целесообразно принять равной 3 месяца. Спустя 3 месяца после начала закачки пара проводят термометрию по скважинам и определяют среднюю температуру пласта. В нашем примере средняя температура пласта получилась равной 21^оС. При t(τ) = 21^оС значение q, определенное по той же расчетной зависимости, составляет 4,1 ккал/(м³ ˙ ч), что соответствует закачке в объеме 40 т на 1 га пласта в сутки. На основании проведенного расчета снижают количество вводимого на 1 га пласта пара с 43 до 40 т. Соответственно уменьшают количество нагнетательных скважин, приходящихся на 1 га площади, с 9 до 8. При этом одну нагнетательную скважину переводят в добывающие. Через 3 месяца вновь измеряют текущую температуру пласта и рассчитывают необходимый темп закачки пара и требуемое количество нагнетательных скважин и т. д. Расчеты показывают, что с ростом средней температуры пласта по мере его прогрева количество тепла, вводимого в нефтеносный пласт в единицу времени, постепенно снижается. Разработку ведут до экономически выгодного уровня добычи нефти. Промышленное использование предлагаемого способа за счет оптимизации режима прогрева нефтеносного пласта позволит снизить на 30-40% удельный расход пара на одну тонну дополнительно добытой нефти. Например, на Ярегском месторождении высоковязкой нефти Коми АССР годовой экономический эффект от использования предложенного способа за счет экономии теплоносителя может составить
Э = А˙П˙K˙С = 300000 ˙ 3 ˙ 0,35 ˙ 2 = = 630000 рублей, где А - годовой уровень добычи нефти, т;
П - удельный расход пара при применяемых способах разработки, т/т;
К - коэффициент, учитывающий снижение удельного расхода пара при предлагаемом способе разработки;
С - себестоимость 1 т пара, руб. /т. Кроме того, может быть получен значительный экономический эффект от увеличения темпов отбора нефти из пласта. (56) Авторское свидетельство СССР N 410163, кл. E 21 B 43/24, 1971. Патент США N 3385360, кл. 166-11, опублик. 1968.

Формула изобретения

1. СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ, включающий ввод тепла в нефтеносный пласт путем закачки теплоносителя через нагнетательные скважины с периодическим снижением количества вводимого тепла и отбор нефти из нефтеносного пласта через добывающие скважины, отличающийся тем, что, с целью снижения удельного расхода теплоносителя и увеличения темпов отбора нефти при шахтной разработке нефтяной залежи сложенной трещиноватым коллектором, снижение количества вводимого тепла осуществляют по экспоненциальной зависимости, при этом величину снижаемого количества определяют по следующей формуле:
Δq= (τ₂)-(τ₁)+ · ,
где λ , λ_окp - теплопроводность пласта и окружающих пород соответственно, ккал/м ч. град;
R - половина расстояния между трещинами, м;
C - теплоемкость окружающих пород, ккал/м³. град;
h - мощность продуктивного пласта, м;
(τ₁) - средняя температура пласта в момент τ₁ , условно принятое за начальную точку отсчетов;
(τ₂) - средняя температура пласта в момент τ₂. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что снижают количество тепла, вводимого в пласт путем перевода части нагнетательных скважин в добывающие. 3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что снижают количество тепла вводимого в нефтеносный пласт путем ограничения количества закачиваемого теплоносителя. 4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что снижают количество тепла вводимого в нефтеносный пласт путем снижения теплосодержания закачиваемого теплоносителя.