Способ оптимизации пластового давления при разработке продуктивного пласта нефтегазового месторождения

(51) 21 43/20 (2006.01) КОМИТЕТ ПО ПРАВАМ ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ МИНИСТЕРСТВА ЮСТИЦИИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН достижения наибольшей эффективности вытеснения нефти водой соотношение вязкостей нефти и воды,в пластовых условиях, рекомендуется выдерживать соблюдении которых процесс характеризуется устойчивым вытеснением, близким к поршневому вытеснению, что обосновывается результатами фильтрационных исследований на керне (длина неустойчивости языков очень мала). В том случае,когда соотношение вязкостей нефти и воды, в пластовых условиях,выходит за верхний предел рекомендованных соотношений( плн пл / в пл 13), предлагается в качестве вытесняющего рабочего агента использовать загущенную воду. А вот когда соотношение вязкостей нефти и воды, в пластовых условиях,оказывается в пределахплн пл /в пл 7,соответствующий вытесняющий рабочий агент подобрать довольно сложно. Технологии использования углеводородных газов оказываются нерациональными, поскольку, по сути, сводятся к вытеснению одних углеводородов другими. Разработка месторождения при поддержании пластового давления ниже давления насыщения в оптимальных пределах в этом случае оказывается достаточно эффективной, так как за счет образования в пласте 2-х фазной нефтегазовой системы с частично дегазированной в ней нефти происходит увеличение вязкости вытесняемого агента,достигается или приближается к выполнению рекомендованное условиепл (плн пл /в пл )7 ,создается устойчивый фронт вытеснения, в результате чего обеспечивается наибольший объем извлекаемой нефти и получение наибольшего КИН за весь срок разработки продуктивного пласта.(72) Муллаев Берт Тау-Султанович Герштанский Олег Сергеевич Абитова Айгуль Жолдасовна Саенко Ольга Бертовна Саенко Анна Евгеньевна(73) Акционерное общество Казахский научноисследовательский и проектный институт нефти и газа(56) Нечаева Е.В.//Влияние снижения забойного давления ниже давления насыщения на эффективность выработки запасов.-Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук специальность Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. Российский Госуниверситет нефти и газа им. И.М. Губкина.-Москва. 2010 с.24(54) СПОСОБ ОПТИМИЗАЦИИ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА НЕФТЕГАЗОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ(57) Изобретение относится к способу оптимизации пластового давления при разработке продуктивного пласта нефтегазового месторождения путем закачки воды и направлено на повышение эффективности его разработки и увеличение коэффициента извлечения нефти (КИН), и может быть использовано в нефтегазовой промышленности. При вытеснении нефти водой характер фронта вытеснения в значительной степени зависит от отношения подвижностей вытесняемого и вытесняющего агентов, которое отображают в Изобретение относится к способу оптимизации пластового давления при разработке продуктивного пласта нефтегазового месторождения путем закачки воды в пласт и может быть использовано в нефтегазовой промышленности. Известен способ разработки продуктивных пластов нефтегазовых месторождений путем закачки воды в пласт с поддержанием начального пластового давления, т.е. того давления, ниже которого в пласте начинается выделение из нефти растворенного газа (Муравьв И.М., Крылов А.П. // Эксплуатация нефтяных месторождений.Госгортопиздат.- М- Л., 1949). При этом эксплуатацию скважин рекомендовано осуществлять при соблюдении условия Рзаб(0,751,0)Рпл нас МПа(1) Недостатком известного способа является то, что он рекомендован при эксплуатации скважин в диапазоне изменения величин забойного давления ниже давления насыщения в пределах Рзаб(0,751,0)Рнас, и не учитывает характер изменения соотношения подвижностей вытесняемого и вытесняющего агентов в этих пределах и влияние этих изменений на объемы извлекаемой нефти и на коэффициент извлечения нефти (КИН) за весь срок разработки продуктивных пластов. Однако известно, что фронт вытеснения нефти вытесняющим рабочим агентом в значительной степени зависит от коэффициента подвижности, т.е. от соотношения подвижностей вытесняемого и вытесняющего агентов,отображаемого в следующем виде К в)н пл где Кв, Кн,в плн пл, -фазовые проницаемости и динамические вязкости воды и нефти, в пластовых условиях.(Ю.В. Желтов,В.И. Кудинов,Г.Е. Малофеев. // Разработка сложнопостроенных месторождений вязкой нефти в карбонатных коллекторах. - М.- Нефть и газ.- 1997). Известен способ разработки продуктивного пласта нефтегазового месторождения,предусматривающий эксплуатацию скважин с забойным давлением ниже давления насыщения,оптимизация величины которого производится в зависимости от эффективности выработки запасов с использованием композиционных моделей и методики, позволяющих учитывать проницаемость коллектора,соотношение подвижностей вытесняемого и вытесняющего агентов, изменение вязкости нефти, в пластовых условиях, в связи с ее частичной дегазацией, влияния состава и свойств выделившегося из нефти газа на эти изменения и др.(Нечаева Е.В.// Влияние снижения забойного давления ниже давления насыщения на эффективность выработки запасов.- Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук специальность 25.00.17 Разработка и эксплуатация нефтяных и 2 газовых месторождений.Российский Госуниверситет нефти и газа им. И. М. Губкина.Москва. 2010 с.24) Прототип. Недостатком известного способа является то, что оптимизация величины забойного давления производится с учетом изменения вязкости пластовой нефти при ее частичной дегазацией, но без учета изменения вязкости образовавшейся при этом 2-х фазной нефтегазовой смеси. Однако известно, что при эксплуатации скважин с забойным давлением ниже давления насыщения в пласте происходит образование 2-х фазной нефтегазовой смеси с увеличением вязкости не только частично дегазированной пластовой нефти,но и вязкости вытесняемой 2-х фазной нефтегазовой смеси в связи с образованием в потоке нефтегазовой смеси свободной газовой фазы, величина которой оценивается коэффициентом газосодержания(г пл). Для определения вязкости нефтегазовой смеси рекомендуется, например, использовать обобщенную формулу А. Эйнштейна, имеющую видсм ж(1 у), мПас,(3.1) гдесм-вязкость жидкостногазовой смесижвязкость жидкости у-эмпирический коэффициент,рекомендуют у 2,5, как для суспензии твердых шариков -объемная доля газа в газожидкостной смеси, в пластовых условиях, т.е. коэффициент газосодержания, определяется из выражения где г пл и н пл-дебит свободного газа и нефти, в пластовых условиях Гв пл-удельное содержание в пластовой нефти свободного газа, выделившегося из растворенного состояния в свободную фазу при снижении пластового давления ниже давления насыщения, в пластовых условиях, определяется по результатам лабораторных исследований или по расчету, представленному ниже. Однако, при снижении в пласте давления ниже давления насыщения возможно достижение такого соотношения объемов газообразной и жидкой фаз, в пластовых условиях, которое может приводить к опережающему прорыву газа относительно нефти,снижая ее фазовую проницаемость. Оптимальное соотношение объемов газа к воде, в пластовых условиях,позволяющее предотвратить нежелательное опережающее продвижение газа относительно воды(допрорывный объем),рекомендовано Квг 0,20,5 (Степанова Г.С. (ОАО ВНИИ-нефть), Михайлов Д.Н. (Институт физики Земли РАН).// Обоснование новой технологии водогазового воздействия, использующей эффект пенообразования.- Материалы Международного научного симпозиума Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов. - М.- 2007), (Экспериментальная оценка на основе сравнительных фильтрационных исследований на дезинтегрированном керновом материале эффективности применения технологии водогазового воздействия (ВГВ) на месторождении Каламкас- Отчет ВНИИнефть по Договору 61/10 н.-180/01-013/10 от 01.07.2010 г.- М.- 2010). В качестве оптимального соотношения объемов газа к нефти Кнг опт, в пластовых условиях,позволяющего предотвратить нежелательное опережающее продвижение газа относительно нефти, можно принять верхнее значение выше приведенного рекомендованного соотношения объемов газа к воде Кн оптгКвг 0,5 (допрорывный объем) на основании того, что в пластовых условиях вязкость нефти, как правило, больше вязкости воды,а опережающее продвижение газа в среде повышенной вязкости более затруднительно. Поскольку формула А. Эйнштейна (3.1) содержит величину объемной доли газа в газонефтяной смеси,т.е. коэффициент газосодержания г пл, в пластовых условиях, то величину эту необходимо выразить через рекомендованное соотношение объемов газа к нефти Кнг пл посредством следующего выражения Следовательно, выше принятое нами условие Кнг опт 0,5 примет следующий вид где Кнг пл опт- соотношение объемов газа к нефти,в пластовых условиях,рекомендовано Кгн пл 0,5 г пл опт-оптимальная величина коэффициента газосодержания, определяемая по формуле (4.3) Относительно того, насколько важен, при одних и тех же пластовых условиях, в отличие от прототипа, учет увеличения не только вязкости частично дегазированной нефти, но и увеличение вязкости образовавшейся при этом нефтегазовой смеси, поясним на примере. Предположим,что продуктивный пласт гипотетического нефтегазового месторождения А,близкого по геоло-промысловой характеристике к горизонту Ю-1 С месторождения Каламкас РК,разрабатывается с поддержанием пластового давления путем закачки воды в пласт при следующих параметрах пластовое давление Рпл А 8,0 МПа, пластовая температура Тпл А 315 К,давление насыщения нефти газом,в пластовых условиях, Рпл нас А 7,1 МПа, начальная газонасыщенность, в стандартных условиях,Гпл ст А 24,2 м 3/м 3, вязкость нефти при давлении насыщения,в пластовых условиях, н пл А 19,5 мПас вязкость воды, закачиваемой в пласт, в пластовых условиях,в пл А 0,7 мПас относительная вязкостьпл Апл Ан пл А /в пл А 19,5/0,727,857 скважины эксплуатируются с забойным давлением Рзаб А 0,75 Рпл нас А 7,10,755,325 МПа, т.е. на 25 ниже давления насыщения, при котором вязкость частично дегазированной пластовой нефти, согласно результатам лабораторных исследований,составляетн заб А 24,0 мПас (фиг.1). Для определения вязкости нефтегазовой смеси продуктивного пласта гипотетического нефтегазового месторождения А при снижении забойного давления ниже давления насыщения( см нг заб А) используем обобщенную формулу А. Эйнштейна (3.1), представив ее с обозначениями соответствующих величин, не меняя ее сущности, в следующем видесм нг заб Ан заб А(1 уг заб А), мПас (3.2)см нг заб А 24,0(12,50,0966)29,8 мПас,гден заб А -вязкость частично дегазации нефти, в забойных условиях, мПас, по результатам лабораторных исследований (при Рзаб А 5,325 МПа и Тзаб А 315 К)н заб А 24,0 мПас (см. фиг.1) уэмпирический коэффициент, рекомендуется у 2,5,как для суспензии твердых шариков г заб Акоэффициент газосодержания, в забойных условиях,определяется аналогично формуле(4.2) с обозначениями соответствующих величин в следующем виде где Гв заб А-удельное содержание в нефти свободного газа, выделившегося из растворенного состояния при снижении забойного давления ниже давления насыщения,приведенное к забойным условиям, т.е. при Рзаб А 5,325 МПа и Тзаб А 315 К, м 3/м 3, определяется по результатам лабораторных исследований или по расчетной формуле где Рнас пл А-давление насыщения нефти газом,МПа, по исходным данным Рнас пл А 7,1 МПа Гнас пл А-газонасыщснность пластой нефти,приведенная к забойным условиям, м 3/м 3,определяется по результатам лабораторных исследований или по формуле Г нас пл АГ нас пл ст А Г нас пл А 24 , 2 где Гнас пл ст-газонасыщенность пластовой нефти,приведенная к стандартным условиям, м 3/м 3,принимается по исходным данным результатов лабораторных исследований, Гнас пл ст 24,2 м 3/м 3 зб А-коэффициент сверхсжимаемости газа в условиях Рзаб 5,325 МПа и Тпл 315 К, определяется по номограмме или по расчету, зб А 0,876. 3 Как следует из результатов лабораторных исследований (см. фиг.1) и расчета по формуле (3.2),при забойном давлении, снизившимся на 25 ниже начального давления насыщения, значения величин вязкости нефтегазовой смеси ( см нг заб А 29,8 мПас) и содержащейся в ней частично дегазированной нефти ( н заб А 24 мПас), по сравнению с первоначальным значением величины вязкости пластовой нефти ( н пл А 19,5 мПас), возросли соответственно на 52,8 и 23 . Таким образом, показан недостаток прототипа известного способа разработки продуктивного пласта нефтегазового месторождения при эксплуатации скважин с забойным давлением ниже давления насыщения, в котором, при снижении забойного давления ниже давления насыщения(РзабРнас пл), изменение вязкости пластовой нефти учитывается только в связи с ее частичной дегазацией, без учета существенного увеличения вязкости образовавшегося в пласте 2-х фазной нефтегазовой смеси. Известен способ разработки продуктивного пласта нефтегазового месторождения, содержащего нефть относительно высокой вязкости, в пластовых условиях, включающий закачку в пласт, например,водного раствора хорошо растворимого в воде высокомолекулярного полиакриламида (ПАА) с концентрацией 0,05-0,1 вес. (Желтов Ю.В.,Кудинов В.И., Малофеев Г.Е.// Разработка сложнопостроенных месторождений вязкой нефти в карбонатных коллекторах. - М.- Нефть и газ.- 1997). Сущность известного способа заключается в том,что для достижения наибольшей эффективности вытеснения нефти водой рекомендуется обеспечивать соотношение вязкостей нефти и загущенной воды, в пластовых условиях, в пределах при соблюдении которых процесс характеризуется устойчивым вытеснением, близким к поршневому вытеснению (длина неустойчивости языков очень мала),что обосновывается результатами фильтрационных исследований на керне (фиг.2). Известный способ реализуется в условиях, когда при обычном вытеснении нефти водой отношение вязкостей нефти и воды, в пластовых условиях,выходит за верхнюю границу рекомендованных пределов по условию, т.е. когда не соблюдается правая часть неравенства (8) и это неравенство принимает следующий вид В этом случае эффективное вытеснение нефти может быть достигнута закачкой в пласт в качестве вытесняющего рабочего агента оторочки загущенной воды такой вязкости, которая обеспечивает соотношение вязкостей нефти и загущенной воды, в пластовых условиях, в рекомендуемых пределах по условию (8), т.е. в этом достигается увеличение объема извлекаемой нефти и повышение коэффициента извлечения нефти (КИН) за весь срок разработки продуктивного пласта до 10 . Недостаток известного способа состоит в том,что по условию (8) он рекомендован, когда имеет место выше приведенное неравенство (9.1). Однако в известном способе отсутствуют рекомендации относительно его реализации, когда фактическое соотношение вязкостей нефти и воды, в пластовых условиях,не достигает нижнего предела,рекомендованного по условию (8), т.е. когда имеет место неравенство следующего вида Предполагаемое изобретение решает задачу достижения условий эффективной разработки нефтегазового месторождения в том случае, когда фактическое соотношение вязкостей нефти и воды,в пластовых условиях, отображается неравенством(9.2). Поставленная задача решается тем, что в предлагаемом изобретении разработка продуктивного пласта нефтегазового месторождения осуществляется при пластовом давлении ниже давления насыщения нефти газом,обеспечивающим или приближающим соотношение вязкостей вытесняемого и вытесняющего агентов, в пластовых условиях, к рекомендуемым пределам по условию (8), которое примет вид за счет образования в пласте 2-х фазной нефтегазовой смеси ( см нг пл ) с возросшей вязкостью как ее (2-х фазной нефтегазовой смеси( см нг пл ), так и частично дегазированной в ней нефти ( н пл ), при соблюдении условия по ограничению величины коэффициента газосодержания нефти, в пластовых условиях, до г предотвращающей возможность пл 0,33,опережающего прорыва газа относительно нефти(допрорывный объем), обеспечивая устойчивость фронта вытеснения с достижением наибольшего объема извлекаемой нефти и получение наибольшего КИН за весь срок разработки продуктивного пласта, и при соблюдении условия по предельной величине оптимального пластового давления, равного или более 65 от начального пластового давления,обеспечивающего достаточные энергетические возможности пласта, и оцениваемым условием Рпл опт 0,65 Рпл нач, МПа,(10) где Рпл нач и Рпл опт- давления пластовые начальное и оптимальное, МПа. Предлагаемое изобретение осуществляют следующим образом 1. На основании геолого-промысловой изученности продуктивного пласта нефтегазового месторождения, наличия нарушения условия (8) по соотношению вязкостей нефти и закачиваемой воды, в пластовых условиях, отображаемого условием (9.2) учета фактической степени недонасыщенности пластовой нефти газом, принимают решение о возможности разработки продуктивного пласта нефтегазового месторождения при пластовом давлении ниже давления насыщения, и производят построение геологической модели эксплуатационного объекта. 2. По результатам построения геологической модели производят построение гидродинамической модели этого же эксплуатационного объекта, при этом предусматривают компенсацию возможного некоторого снижения темпов выработки запасов нефти в связи со снижением продуктивности скважин в условиях эксплуатации их с забойным давлением ниже давления насыщения известными методами, например, путем интенсификации отбора,проведения гидроразрыва пласта (ГРП), бурения уплотняющих или горизонтальных скважин и др. 3. Задаются различными значениями соотношений вязкостей нефти и нефтегазовой смеси( н пл исм нг пл ) и водыв пл, в пластовых условиях,в пределах величин от фактической (начальной) вязкости нефти, в пластовых условиях, до значений,рекомендованных в пределах по условию (8) н пл ( см нг пл) и определяют соответствующие этим соотношениям значения величин вязкости нефтегазовой смеси путем решения выражения (8) относительном нг пл н пл нас (см нг пл)плв пл , мПа. (11) Примечание значений-безразмерная вязкость, т.е. отношение вязкости нефти и вязкости нефтегазовой смеси к воде, в пластовых условиях, определяется из условия (8) в пределах от 7 до 13 в пл -вязкость закачиваемой воды, в пластовых условиях, принимается по исходным данным. 4. По результатам геологического и гидродинамического моделирования или с использованием других известных методов расчета, с учетом схемы слоисто - и зонально-неоднородного пласта, при поддержании пластового давления в пределах давления насыщения и ниже давления насыщения, принимают и рассчитывают при различных значениях величины вязкости нефти и нефтегазовой смеси, от начальной до определенных по формуле (11), в пределах по условию (8) ( н пл 1, см нг пл 2,см нг пл 3, ,см нг пл ) объемы нефти н извл 1 утвержд (утвержденный ЦКР РК), н извл 2,н извл 3, , н извл , извлекаемые за весь срок разработки этого эксплуатационного объекта. 5. Производят графическое построение функциональной зависимости значений вязкости нефти ( н пл 1) и нефтегазовой смеси ( см нг пл ) в пределах,определенных условием(8),от соответствующих значений суммарных объемов извлекаемой нефти за весь срок разработки продуктивного пласта нефтегазового месторождения н извл 1 утвержд, н извл 2, н извл 3 н извл , в виде кривой функциональной зависимостин пл нас ( см нг пл)н извл,представленной, например, на фиг. 3,1 и 3,2. Примечание Кривые функциональной зависимости, отображенные на рис. 1 и 2, строятся по точкам от первой точки, соответствующей величине начальной вязкости пластовой нефти, в пластовых условиях ( н пл 1 н пл нас), до -го значения величины вязкости нефтегазовой смеси, в пластовых условиях( см нг пл ). 6. По графическому отображению кривой функциональной зависимости н пл нач( см нг пл )н извлопределяют оптимальное значение вязкости, которым может оказаться или вязкость начальной пластовой нефтин пл нач (в этом случае реализация предполагаемого изобретения не потребуется), или нефтегазовой смесисм нг пл опт,обеспечивающей максимальный суммарный объем извлекаемой нефти за весь срок разработки продуктивного пласта нефтегазового месторождения (см. фиг. 3,1 и 3,2). Примечание Построение кривой функциональной зависимости производится по выражению следующего видан пл нач( см нг пл )н извл , так как отправной точкой этой кривой является значение величины начальной вязкости пластовой нефтин пл нач, и может оказаться, что максимальный суммарный объем извлекаемой нефти за весь срок разработки продуктивного пласта нефтегазового месторождения будет обеспечен, например, при начальной вязкости пластовой нефти, т.е. прин пл нач, в связи с чем разрабатывать эксплуатационный объект нефтегазового месторождения при пластовом давлении ниже давления насыщения нефти газом окажется неэффективным, и от реализации предполагаемого изобретения придется отказаться. 7. По значению величины начальной вязкости пластовой нефтин пл нач или по оптимальному значению нефтегазовой смесисм нг пл опт,обеспечивающей максимальный суммарный объем извлекаемой нефти за весь срок разработки продуктивного пласта нефтегазового месторождения, определяют значение оптимальной величины пластового давления Рпл опт путем совместного решения системы 2-х уравнений, из которыхпервое - отображает зависимость коэффициента газосодержания от пластового давления Рпли вязкости нефтегазовой смеси ( см нг пл ) выведенное путем совместного решения 2-х уравнений, из которыходним уравнением - является формула А. Эйнштейна (3.1), отображающая зависимость вязкости нефтегазовой смесин нг плот коэффициента газосодержания г пл(3,2)другим уравнением - является выражение,отображающее зависимость вязкости частично дегазированной пластовой нефтин плот пластового давления Рпл , представленное в следующем виде полученное решением относительно вязкости частично дегазированной пластовой нефти ( н пл ) уравнения зависимости пластового давления от вязкости частично дегазированной пластовой нефти,поскольку не всегда располагают результатами лабораторных исследований,представленных,например, в виде кривой функциональной зависимости (см. фиг.1 или 2), допустив, например,с достаточным приближением линейный характер этой зависимости в следующем виде(14) Рпл ан пл , мПа,где а и -коэффициенты уравнения линейной зависимости пластового давления от вязкости частично дегазированной пластовой нефти,значения которых определяются по любым, как минимум двум,результатам лабораторных исследований известным методом, приведенным в Приложении Определение коэффициентов а й в линейной зависимости Рпл( н пл) продуктивных пластов гипотетических нефтегазовых месторождений Б и В второе - отображает зависимость коэффициента газосодержания, в пластовых условиях, от пластового давления выведенное совместным решением 2-х уравнений, из которыходно уравнение - отображает зависимость коэффициента газосодержания г плот удельного содержание в нефти свободного газа, выделившегося из растворенного состояния при снижении давления ниже давления насыщения, в пластовых условиях,представленное с обозначениями соответствующих величин согласно выше приведенному выражению (4.2) в следующем виде другое уравнение - отображает зависимость удельного объема свободного газа, выделившегося из нефти при пластовом давлении ниже давления насыщения, в пластовых условиях, от величины пластового давления, представленное приближенно с соответствующими обозначениями аналогично выражению (6) где Гнас пл-газонасыщенность пластовой нефти, в пластовых условиях, м 3/м 3, принимается по результатам лабораторных исследований или определяется по формуле (7) где Гнас пл ст-газонасыщенность пластовой нефти,в ст. условиях, м 3/м 3, принимается по исходным данным результатов лабораторных исследований Рпл -пластовое давление -го значения, МПа пл -коэффициент сверхсжимаемости газа, при Рпли Тпл. 8. Приравнивая правые части уравнений (12) и(16) решение которого относительно Рплс подставленными в него исходными и расчетными значениями входящих величин, приведенных в таблице 2, а также оптимальной величины вязкости нефти или нефтегазовой смеси ( н пл нач илисм пл опт),определенной из функциональной зависимостин пл нач илисм нг плн извл (см. фиг.3,1 и 3,2),позволяет предварительно (условно) определить искомую величину оптимального пластового давления Рпл опт усл по формуле( Рпл нас Г нас пл опт уГ пл нас опт уГ пл нас оптсм пл оптР пл нас Г нас пл оптР пл насГ нас пл опт)(Р пл нас Г нас пл опт уГ пл нас опт уГ пл нас оптсм пл оптР пл нас Г нас пл оптР пл насГ нас пл опт ) 24 Г нас пл опт (1 у ) Рпл нас ( Г нас пл опт уГ нас пл оптсм пл оптсм пл оптГ нас пл опт)(условном) определении оптимальной величины пластового давления Рпл опт усл продиктована тем, что значение величины удельного газосодержания пластовой нефти Гнас пл опт, определяемой по результатам лабораторных исследований или по формуле (7), при подстановке в уравнение (17) требует приведения к пластовым оптимальным условиям, т.е. к условиям Рпл опт и Тпл, в то время как величина оптимального пластового давления Рпл опт не известна, так как является искомой. Поэтому эта величина предварительно принимается равной наиболее близкой к ней известной величине,например, начальной величине давления насыщения пластовой нефти газом Рпл нас. 9. По предварительно найденному (условному) значению оптимальной величины пластового давления Рпл опт усл, используя математический метод последовательных приближений,уточняют предварительно найденное значение удельного газосодержания пластовой нефти, в оптимальных пластовых условиях, по формуле (7) Г нас пл оптГ нас пл ст и по уточненному значению удельного газосодержания пластовой нефти, в оптимальных пластовых условиях, по той же формуле (17) уточняют значение оптимальной величины пластового давления Рпл опт, поддержание которого при разработке продуктивного пласта нефтегазового месторождения обеспечит максимальный суммарный объем извлекаемой нефти и наибольший КИН за весь срок разработки продуктивного пласта нефтегазового месторождения. 10. Определяют оптимальный удельный объем свободного газа, выделившийся из нефти при оптимальном значении величины пластового давления ниже давления насыщения, в пластовых условиях, из выражения, аналогичного выражению 11. По уточненным значениям оптимальной величины пластового давления Рпл опт и пластовой температуре Тпл определяют коэффициент газосодержания нефти, в пластовых оптимальных условиях, из выражения, аналогичного выражению сопоставляют с предельными значениями по условиям (4.3) и (10) г пл опт 0,33 и Рпл опт 0,65 Рпл нач,и, в случае нарушения условий (4.3) и (10),производят увеличение оптимального пластового давления пл опт до величины, обеспечивающей выполнение этих условий. Новизна предлагаемого изобретения состоит в том, что оно ломает прежние устоявшиеся представление о процессах, происходящих в продуктивных пластах нефтегазовых месторождений при вытеснении нефти водой, и позволяет принципиально по-новому рассматривать физическую сущность этих процессов в условиях снижения пластового давления ниже давления насыщения в оптимальных пределах, предоставляя недропользователям возможность осознанно и эффективно управлять этими процессами. Численный пример реализации предлагаемого изобретения Реализация предлагаемого изобретения показана на примере 2-х продуктивных пластов гипотетических нефтегазовых месторождений Б и В,исходные и расчетные характеристики которых представлены ниже, а также в Таблицах 1 и 2 и Приложении Определение коэффициентов а и в линейной зависимости Рпл( н пл) продуктивных пластов гипотетических нефтегазовых месторождений Б и В. Пример 1 Продуктивный пласт гипотетического нефтегазового месторождения Б, по геолопромысловым данным близкий горизонту Ю-8 месторождения Жетыбай, РК, характеризуется утвержденным КИН 0,381 и начальными параметрамиутвержденные извлекаемые запасы нефти н извл утвржд. - 20528 тыс. т газа г извл утвржд. - 2463 млн. м 3 пластовое давление Рпл 20,9 МПапластовая температура Тпл 388 Кдавлением насыщения нефти газом, в пластовых условиях, Рпл нас 18,9 МПагазонасыщенность нефтив ст. условиях Гнас пл ст 102 м 3/м 3 (по исходным данным)при давлении насыщения и пластовой температуре Гнас пл Б 0,715 м 3/м 3 определяется по формуле (7) плотность нефти (принимается по исходным данным)в ст. условиях н ст 849 кг/м 3 в пластовых условиях н 760 кг/м 3 вязкость нефти (принимается по результатам лабораторных исследований)при пластовой температуре и давлении насыщения Рнас 18,9 МПа - вязкость пластовой нефтин пл нас 1,7 мПаспри пластовой температуре и ст. давлении Рст 0,1 МПа -н Рст 5,9 мПасвязкость воды в пластовых условияхв пл 0,6 мПас (по исходным данным)плотность газав ст. условиях г 0,8 кг/м 3 (по исходным данным)плотность газа относительная г 0,62 (по исходным данным)для построения кривой функциональной зависимостин пл нач ( см нг пл Б)н извл Б принятые различные значения соотношения вязкости нефти условияхплБ , от начального до в пределах по условию (8), и соответствующие этим величинам значения величин вязкость нефтин пл Б(нефтегазовой смесисм нг плБ), определяемые из выражения (11) н пл нач ( см нг пл Б )пл Бв пл Б , мПас, а также значение величины вязкости закачиваемой в пласт воды, в пластовых условиях,приведены в Таблице 1 объемы нефти н извл 1 Б, н извл 2 Б н извлБ, вытесняемые водой за весь срок разработки продуктивного пласта при соответствующих различных значениях величины вязкости пластовой нефти или нефтегазовой смеси от начальной, до определенных по формуле (11) в пределах условия (8) ( н пл нач 1 Б,см нг пл 2 Б, , см нг плБ), рассчитанные для построения кривой функциональной зависимостин пл ( см нг пл)н извл, приведены в Таблице 1 оптимальное значение вязкости нефтегазовой смесисм нг пл опт Б 4,2 мПас, определенное по кривой функциональной зависимостисм нг пл Б н построенной по данным,извл Б,представленным в Таблице 1 (см. фиг.3,1)значения коэффициентов аБ-4,087 и Б 25,8479 линейного уравнения (РплБаБ н плББ) приведены в Таблице 2, определение которых приведено в Приложении Определение коэффициентов а и в линейной зависимости Рпл( н продуктивных пластов нас пл) гипотетических нефтегазовых месторождений Б и В определяют предварительно величину оптимального пластового давления Рпл опт Б усл путем решения выше приведенного квадратичного уравнения (17)( Рпл нас Б Г нас пл опт Б у БГ пл нас опт Б у Б БГ пл нас опт ББсм пл опт БРпл нас Б Г нас пл опт БРпл нас БГ нас пл опт Б Б ) 2 Г пл нас опт (1 у Б )(Р пл нас Б Г нас пл опт Б у БГ пл нас опт Б у ББГ пл нас опт ББсм пл опт БР пл нас Б Г нас пл опт БР пл нас БГ нас пл опт ББ ) 24 Г нас пл опт Б (1 у Б ) Рпл нас Б ( Г нас пл опт Б у Б БГ нас пл опт ББсм пл опт ББсм пл опт БГ нас пл опт Б ББ ) Поскольку оптимальное удельное Подставив в уравнение (17) приведенные в газосодержание пластовой нефти Гнас пл опт Б, таблице 2 исходные и расчетные значения входящих определяемое по результатам лабораторных величин, в т.ч. значение предварительно найденной исследований или по формуле (7), приводится к величины Гнас пл опт БГнас пл нач Б, а также оптимальное оптимальным условиям по искомой (не известной) значение величины вязкости пластовой нефти или оптимальной величине пластового давления Рпл опт Б, нефтегазовой смеси ( н пл оптБ илисм пл опт Б), в то величина эта предварительно принимается пластовых условиях,полученное из равной Рпл нас нач Б, с последующим уточнением функциональной зависимости(см. фиг.3,1),величины Гнас пл опт Б по Рпл опт усл Б математическим предварительно определяют искомую величину методом последовательных приближений. оптимального пластового давления Рпл опт Б усл Рпл опт усл 14,2 МПа. По предварительно найденному значению РТ плпл Г нас пл опт БГ нас пл ст Б, м 3/м 3 оптимальной величины пластового давления Рпл опт Б услТ Рпл опт Б усл, используя математический метод последовательных приближений,уточняют 0,13881,0 Г нас пл опт Б 1020,9512 мПас,предварительно найденное значение удельного 14,2293 газосодержания пластовой нефти, в пластовых и по уточненному значению удельного условиях Гнас пл опт Б, по формуле (7), произведя в ней замену предварительно принятого значения Рпл нас Б газосодержания пластовой нефти, в пластовых условиях,уточняют значение оптимальной на предварительно определенное Рпл опт Б усл величины пластового давления по формуле (17) 14,56 МПа, поддержание которого,при разработке продуктивного пласта нефтегазового месторождения,обеспечит максимальный суммарный объем извлекаемой нефти и получение наибольшего КИН за весь срок его разработки. Оптимальную величину вязкости частично дегазированной нефти определяют по зависимости вязкости пластовой нефтин плБ от пластового давления РплБ, отображенной согласно формуле(РплБаБ н плББ), значения которых аБ-3,615 и Б 25,046 определены в Приложении и приведены в Таблице 2. Оптимальное значение величины коэффициента газосодержания нефти при оптимальном пластовом давлении Рпл опт Б и пластовой температуре Тпл Б определяют из выражения (4.2) и сопоставляют с предельным значением г пл опт Б 0,33,рекомендуемым по условию (4.3) где Гв пл опт Б-удельное газосодержание (удельный объем выделившегося газа),в условиях оптимального пластового давления Рпл опт Б и пластовой температуры Тпл Б, м 3/м 3, определяется аналогично выражению (7),Рпл опт БТ м 3 0,13881,023,420,213 м 3 м/3 14,56293 Г в пл опт БГ нас пл ст Б Г в пл опт Б где Гв пл опт Б-удельное газосодержание, в условиях оптимального пластового давления Рпл опт Б и пластовой температуры Тпл Б приведенное к ст. условиям,м 3/м 3,определяется аналогично выражению (6) где Гнас пл ст Б-удельная газонасыщенность пластовой нефти, в условиях пластовых давлении насыщения Рпл нас Б и температуры Тпл Б, м 3/м 3,Гнас пл ст Б 102 м 3/м 3, принимается по исходным данным (см. Таблица 2). Как следует из представленных результатов расчетов, значения оптимальных величин вязкостей нефтегазовой смеси и соответствующей ей частично дегазированной нефти составляют соответственносм нг пл опт Б 4,2 мПас ин пл опт Б 2,9 мПас,оптимальная величина пластового давления составляет Рпл опт Б 14,56 МПа (на 23 ниже давления насыщения Рнас пл Б 18,9 МПа),оптимальное значение величины коэффициента газосодержания, при оптимальном пластовом давлении Рпл опт Б и пластовой температуре Тпл Б,составляет г пл опт Б 0,17560,33, т.е. укладывается в предел по условию (4.4). Определяют по условию (10) соотношение между пластовыми давлениеми начальным Рпл нач и оптимальным Рпл опт Рпл опт 0,35 Рпл нач, МПа Рпл опт 14,560,6520,913,558 МПа,и убеждаются, что найденное значение величины оптимального пластового давления Рпл опт 14,56 МПа отвечает условию (10). Пример 2 Продуктивный пласт гипотетического нефтегазового месторождения В, по начальным геолого-промысловым данным близкий 4 блоку 14 горизонта месторождения Узень РК,характеризуется рекомендуемым КИН 0,467 и начальными параметрамиизвлекаемые запасы нефти н извл утвежд.-13000 тыс. т газа г извл утвежд.- 2463 млн. м 3 пластовое давление Рпл 10,54 МПапластовая температура Тпл 330 Кдавлением насыщения нефти газом, в пластовых условиях, Рпл нас 9,2 МПагазонасыщенность нефти в ст. условиях Гпл ст 59,4 м 3/м 3 (по исходным данным)при пластовой температуре и давлении насыщения Гнас пл В 0,727 м 3/м 3 определена по формуле (7) Г пл ВГ нас пл ст В плотность нефтив ст. условиях н ст 863,6 кг/м 3 в пластовых условиях н пл нач 771 кг/м 3 вязкость нефти (по исходным данным)при пластовой температуре и давлении насыщения Ру 9,2 МПа -н нас 3,2 мПаспри пластовой температуре и ст. давлении Ру 0,1 МПа -н у 8,9 мПасвязкость воды, в пластовых условиях, н пл 0,853 мПас (по исходным данным)плотность газа, в ст. условиях, г ст 0,8 кг/м 3,относительная г ст 0,62 (по исходным данным)для построения кривой функциональной зависимостисм нг плн извлВ принятые различные значения соотношений вязкостей нефти и нефтегазовой смеси и воды, в пластовых условиях пл В , в пределах от начального до по условию (8),и величин вязкость нефтегазовой смеси ( см определенные из выражения (11) см нг пл опт Впл опт Вв пл В , нг пл) МПас, а также вязкость закачиваемой в пласт воды, в пластовых условиях, приведены в Таблице 1 оптимальное значение величины вязкости нефтегазовой смесисм нг пл опт 6,0 мПас,определено по кривой функциональной зависимостисм нг пл н извл В, построенной по данным,представленным в Таблице 1 (см. фиг.3,2)значения коэффициентов аВ-1,42 и В 13,75 линейного уравнения (Рплн плВВ) приведены в Таблице 2, расчеты по определению которых приведены в Приложении 1 Определение коэффициентов а илинейной зависимости продуктивных пластов Рпл( н нас пл) гипотетических нефтегазовых месторождений Б и В.определяется предварительная величина оптимального пластового давления Рпл опт В усл путем решения выше приведенного квадратичного уравнения (16) Рпл опт усл В( Рпл нас В Г нас пл опт В у ВГ пл нас опт В у ВВГ пл нас опт ВВсм пл опт ВРпл нас В Г нас пл опт ВРпл нас БГ нас пл опт ВВ ) 2 Г пл нас опт В (1 у В )(Р пл нас В Г нас пл опт В у ВГ пл нас опт В у ВВГ пл нас опт ВВсм пл опт ВР пл нас В Г нас оптВР пл нас ВГ нас пл опт ВВ ) 24 Г нас пл опт В (1 у В ) Рпл нас В ( Г нас пл опт В у ВВГ нас пл опт ВВсм пл опт ВВсм пл опт ВГ нас пл опт ВВВ ) Поскольку удельное газосодержание пластовой нефти Гнас пл опт В, определяемое по результатам лабораторных исследований или по формуле (7),приводится к оптимальным условиям по искомой(не известной) оптимальной величине пластового давления Рпл опт В, то величина эта предварительно принимается равной Рпл нас В, с последующим уточнением величины Гнас пл опт В по Рпл опт усл В математическим методом последовательных приближений. Подставив в уравнение (17) приведенные в таблице 2 исходные и расчетные значения входящих величин, в том числе предварительно принятое Гнас пл опт ВГнас пл В, а также оптимальное значение величины вязкости нефти (нефтегазовой смеси)см пл опт , в пластовых условиях, полученное из функциональной зависимостин пл нас( см нг пл) н извл В (см. фиг.3,2),предварительно определяют искомую величину оптимального пластового давления Рпл опт усл В по формуле (17) По предварительно найденному значению оптимальной величины пластового давления математическим методом последовательных приближений уточняют предварительно найденное значение удельного газосодержания пластовой нефти, в пластовых оптимальных условиях, по формуле (7), подставив в нее предварительно найденное значение величины Рпл опт усл В Г пл ВГ нас пл ст В Г пл В 59,4 и по уточненному значению удельного газосодержания пластовой нефти, в пластовых условиях Гнас пл опт В, уточняют значение оптимальной величины пластового давления по той же формуле (17) поддержание которого при разработке продуктивного пласта нефтегазового месторождения,обеспечивает максимальный суммарный объем извлекаемой нефти и получение наибольшего КИН за весь срок разработки. Оптимальную величину вязкости частично дегазированной нефти определяют по зависимости вязкости пластовой нефтин плВ от пластового давления РплВ, отображенной, согласно формуле(РплВаВ н плВВ), значения которых аВ -1,42 и В 13,75 приведены в Таблице 2. Оптимальное значение величины коэффициента газосодержания нефти при оптимальном пластовом давлении Рпл опт В и пластовой температуре Тпл В определяют из выражения (4.2) и сопоставляют с предельным значением г пл опт В 0,33,рекомендуемым по условию (4,3) где Гв пл опт-удельное газосодержание, в условиях оптимального пластового давления Рпл опт и пластовой температуры Тпл, м 3/м 3, определяется аналогично выражению (13.2) Г в пл опт ВГ нас пл ст В где Гв пл опт В-удельное газосодержание, в условиях оптимального пластового давления Рпл опт В и пластовой температуры Тпл В, в ст. условиях, м 3/м 3,определяется аналогично выражению (13.1) где Гнас пл ст В-удельная газонасыщенность пластовой нефти, в условиях пластовых давлении насыщения Рпл нас и температуры Тпл, м 3/м 3,Гнас пл ст 59,4 м 3/м 3, припринимается по исходным данным (см. Таблица 2). Как следует из представленных результатов расчетов, значения оптимальных величин вязкостей нефтегазовой смеси и соответствующей ей частично дегазированной нефти составляют соответственносм нг пл опт В 6,0 мПас ин пл опт В 4,54 мПас,оптимальная величина пластового давления составляет Рпл опт В 7,5 МПа (т.е. на 18,4 ниже давления насыщения Рпл нас В 9,2 МПа), оптимальное значение величины коэффициента газонасыщенности нефти,при оптимальном пластовом давлении Рпл опт и пластовой температуре Тпл, составляет г пл опт 0,140,33, т.е. укладывается в предел по условию (4.4). Определяют по условию (10) соотношение между пластовыми давлениями начальным Рпл нач и оптимальным Рпл опт Рпл опт 0,35 Рпл нач, МПа Рпл опт 7,50,6510,546,851 МПа,и убеждаются, что значение величины оптимального давления Рпл опт 7,5 МПа отвечает условию (10). Таблица 1 Исходные и расчетные значения величин продуктивных пластов гипотетических нефтегазовых месторождений Б и В, принятые для построения кривой функциональной зависимостисм нг плн извл Гипотетическое нефтегазовое месторождение Б, близкое по геолого-промысловой характеристике горизонту Ю-8 месторождения Жетыбай, РК Вязкость относительная, в пластовых 2,83 3,66 5,0 7,0 9 11 13 условиях,плн пл ( см нг пл )/ в пл Вязкость начальная нефти(нефтегазовой смеси) и в условиях снижения давления насыщениян пл( см нг пл ) Вязкость воды, в пластовых условиях, 1,7 Гипотетическое нефтегазовое месторождение Б, близкое по геолого-промысловой характеристике горизонту Ю-8 месторождения Жетыбай, РКв пл, мПас Объем извлекаемой нефти за весь срок 20528 21000 21400 21550 21500 21300 21100 разработки продуктивный пласт(утверж гипотетического нефтегазового денный месторождения Б ГКЗ РК) Гипотетическое нефтегазовое месторождение Б, близкое по геолого-промысловой характеристике 4 блоку 14 горизонта месторождения Узень, РК Вязкость относительная, в пластовых 3,165 5 7 9 11 13 условиях,плн пл ( см нг пл )/ в пл Вязкость начальная нефти 2,7( н пл нач) снижения давления насыщениян пл( см нг пл ) Вязкость воды, в пластовых условиях, в пл, мПас Объем извлекаемой нефти за весь срок 13000 разработки продуктивный пласт Таблица 2 Исходные и расчетные данные для определения оптимальной величины пластового давления Наименование 2 3 Исходные значения Удельное газосодержание пластовой нефти при м 3/м 3 Гпл нас ст давлении насыщения и пластовой температуре, в ст. условиях Удельное газосодержание пластовой нефти при м 3/м 3 Гпл нас давлении насыщения и пластовой температуре, в пластовых условиях Пластовое давление начальное МПа Рпл нач Пластовая температура К Тпл Давление насыщения нефти газом, в пластовых МПа Рпл нас условиях Вязкость нефти, в начальных условиях мПасн нас пл нач пластового давления насыщения Вязкость нефти, в условиях пластовой мПасн нас у температуры и ст. давления Вязкость воды, в пластовых условиях мПасв пл Коэффициенты линейного уравнения а Расчетные значения оптимальных величин Вязкость нефти (нефтегазовой смеси) мПасн пл опт( см нг оптимальная, в пластовых условиях пл) Вязкость частично дегазированной нефти мПасн пл опт оптимальная, в пластовых условиях Вязкость относительная, в пластовых условияхсм нг пл опт/в пл Пластовое давление оптимальное МПа Рпл опт Степень снижения оптимального пластового Р давления относительно давления насыщения ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1.Способ оптимизации пластового давления при разработке продуктивного пласта нефтегазового 12 месторождения путем закачки воды в пласт,отличающийся тем, что при фактическом начальном соотношении вязкостей нефти и воды, в пластовых условиях, ниже нижнего рекомендованного условием (8))( 7 плплн пл см нг пл 13,)( 7 плплн пл см нг пл,пластовое давление поддерживают ниже давления насыщения нефти газом до величины,соответствующей возросшей величине вязкости нефтегазовой смеси, в пластовых условиях, за счет образовавшейся в пласте 2-х фазной нефтегазовой смеси с возросшей вязкостью как нефтегазовой смеси, так и частично дегазированной в ней нефти,обеспечивая или приближая соотношение вязкостей нефтегазовой смеси и воды, в пластовых условиях, к рекомендованному соотношению по условию (8),возросшую величину этой вязкости нефтегазовой смеси определяют по кривой функциональной зависимости вязкости нефти и нефтегазовой смеси,в пластовых условиях, от суммарного объема извлекаемой нефти,как обеспечивающую максимальный суммарный объем извлекаемой нефти и достижение наибольшего коэффициента извлечения нефти за весь срок разработки продуктивного пласта нефтегазового месторождения н пл нас (см нг пл ) н извл ,отображенных на фиг.3,1 и 3,2. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что величину оптимального пластового давления Рпл опт определяют решением квадратичного уравнения( Р пл нас Г пл опт уГ пл опт уГ пл оптсм пл оптР пл нас Г пл оптР пл насГ пл опт)2 Г пл нас (1 у )(Р пл нас Г пл опт уГ пл опт уГ пл оптсм пл оптР пл нас Г пл оптР пл насГ пл опт ) 24 Г пл опт (1 у ) Рпл нас ( Г пл опт уГ пл оптсм пл оптсм пл оптГ пл опт) путем подстановки в него исходных и расчетных значений входящих величин, а также значения оптимальной величины вязкости нефти(нефтегазовой смеси) см пл насн пл(см пл опт), в пластовых условиях,полученной из функциональной зависимости н пл нас(см нг пл )н извл, как обеспечивающей максимальный суммарный объем извлекаемой нефти и достижение наибольшего коэффициента извлечения нефти за весь срок разработки продуктивного пласта нефтегазового месторождения, и определяемой из кривых функциональных зависимостей, представленных на рис. 3.1 и 3.2. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что величину пластового давления поддерживают ниже давления насыщения нефти газом в пределах, при которых величина коэффициента газосодержания, МП , нефти г пл, в пластовых условиях, не превысит по условию (4.4) величину г пл 0,33, определяемую из выражения (4.3) где Кнг пл - соотношение объемов газа к нефти, в пластовых условиях, рекомендовано Кгн пл 0,5. 4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что величину оптимального пластового давления поддерживают не ниже 0,65 от начального пластового давления, для обеспечения достаточных энергетических возможностей пласта,определяемую по условию (10) Рпл опт 0,65 Рпл нач, МПа где Рпл опт и Рпл нач-давления пластовое оптимальное и начальное, Мпа.