СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 1994 года по МПК E21B43/18 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки газоконденсатных залежей.

Известен способ разработки газоконденсатной залежи, включающий бурение скважин и отбор из залежи углеводородов в режиме истощения пластовой энергии [1].

Недостатком способа является низкий коэффициент извлечения конденсата, поскольку последний выпадает и безвозвратно теряется в пласте.

Наиболее близким к предлагаемому является способ разработки газоконденсатной залежи, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, отбор пластового газа с конденсатом через добывающие скважины и поддержание пластового давления путем закачки сухого углеводородного газа через нагнетательные скважины [2].

Недостатком этого способа являются высокие энергозатраты на его реализацию и низкий коэффициент извлечения нефти и конденсата, поскольку реализация сайклинг-процесса на залежи осуществляется без учета изменения концентрации конденсатного газа по объему залежи. Кроме того, известный способ не предусматривает мер по снижению темпов внедрения в залежь краевых вод. Темпы выработки залежи при реализации указанного способа на залежах с большими углами падения невысоки.

Целью изобретения является снижение энергозатрат на реализацию способа при одновременном повышении коэффициента извлечения конденсата.

Поставленная цель достигается тем, что до начала отбора проводят районирование залежи по конденсатонасыщенности газа, в зоне отсутствия или пониженного содержания конденсата в газе дополнительно бурят добывающие скважины для извлечения углеводородного газа и одновременно с отбором пластового газа с конденсатом осуществляют отбор углеводородного газа, закачку после сепарации на поверхности сухого углеводородного газа проводят в зону с повышенной конденсатонасыщенностью газа, причем нагнетательные скважины размещают вдоль контура газоносителя и при извлечении из залежи всего пластового газа с конденсатом залежь разрабатывают на истощение как чисто газовую, при этом дополнительные добывающие скважины размещают в купольной зоне залежи, момент перевода залежи на режим истощения определяют по выравниванию фракционного состава углеводородной продукции добывающих скважин, зону закачки сухого углеводородного газа определяют по изотермам конденсатонасыщенности, полученным на пластовых пробах из скважин.

Сущность способа состоит в следующем.

Газоконденсатные залежи с большим этажом газоносности и значительными углами падения пластов характеризуются изменчивостью вследствие гравитационного фактора концентрации растворенного в газе конденсата. Основные запасы конденсата в силу указанного фактора сосредоточены в пониженной части, для повышенной же части залежи характерно его минимальное содержание. Поэтому отбор газа для поддержания пластового давления из купольной части залежи, который предлагается производить в предлагаемом способе, не приводит к сколько-нибудь существенным потерям. При этом отсутствует необходимость в привлечении дополнительных источников газа для поддержания пластового давления, поскольку полное поддержание давления осуществляется на участках залежи с максимальным содержанием конденсата за счет снижения давления ниже пластового на участках, где содержание конденсата минимально. Закачка сухого газа в пределах контура газоносности в пониженной части пласта позволяет интенсифицировать процесс разработки залежи, поскольку вследствие гравитационного фактора скорость вытеснения при закачке более легкого газа в пониженную часть пласта выше. Кроме того, закачка рабочего агента в пределах контура газоносности позволяет оттеснить последний от скважин, находящихся в непосредственной близости от него, снизить вероятность их обводнения и уменьшить в целом темпы внедрения пластовых вод в продуктивную зону.

Указанное позволяет сделать вывод о соответствии предлагаемого технического решения критерию "Существенные отличия".

На фиг. 1 показана газоконденсатная залежь в процессе эксплуатации; на фиг. 2 - изотермы конденсации; на фиг. 3 - пример реализации способа.

Способ реализуют следующим образом. Производят отбор пластовых проб углеводородов из газоконденсатной залежи 1 из скважин на стадии разведочного бурения и устанавливают границу области с пониженным содержанием конденсата. Такие области вследствие гравитационного фактора приурочены к купольной части залежи. Изотермы конденсации для определения зон отсутствия конденсата или минимального его содержания устанавливают в РУТ бомбе в виде эмпирических зависимостей Σ Q/Q = =f(p), где Σ Q - суммарное количество выпавшего в жидкую фазу конденсата в единице объема при снижении давления от пластового до атмосферного, кг; Q - масса единицы объема углеводородного газа, содержащего выпавший конденсат, кг; Р - абсолютное давление, Па. Показателем незначительности ретроградных процессов в зоне отбора пробы является условие Σ Q/Q = 0 при P = Р_ат (кривая 1, на фиг. 2). Далее залежь разбуривают рядами добывающих 2 и нагнетательных 3 скважин. Последние размещают в области максимального содержания конденсата, которая в силу указанной причины сосредоточена в пониженной части залежи. В купольной части залежь разбуривают дополнительными добывающими скважинами 4. Производят отбор пластового газа через добывающие скважины 4 из купольной части залежи, который направляют в сепаратор 5. Через скважины 2 производят отбор конденсатного газа, который также направляют в сепаратор 5. В сепараторе отделяют конденсат и легкие углеводородные компоненты от метана. Конденсат и легкие компоненты утилизуют, а сухой газ закачивают обратно в залежь через нагнетательные скважины 3 в пониженную часть пласта. Закачиваемый газ вытесняет пластовый к интервалам вскрытия добывающих скважин 2, через которые последний извлекается на поверхность. Закачка газа в пониженную часть пласта в область контура 6 газоносности позволяет оттеснить краевые воды от интервалов вскрытия нагнетательных скважин 3 и замедлить темпы внедрения краевых вод в залежь в процессе снижения в ней давления. Одновременно вследствие того, что закачиваемый газ легче пластового, интенсифицируется процесс разработки. Падение давления в купольной части не приводит к нежелательным последствиям, поскольку в указанной области содержание конденсата незначительно. В пониженной части давление поддерживается на уровне начального пластового давления и ретроградные процессы не происходят. В результате на залежи осуществляется дифференциальный сайклинг-процесс без привлечения дополнительных источников для поддержания пластового давления. Потери конденсата при этом минимальны. После промывки конденсатосодержащей части пласта, о которой судят по выравниванию углеводородного состава добывающих скважин, залежь разрабатывают как чисто газовую в режиме истощения пластовой энергии. Для этого все скважины переводят на отбор газа.

П р и м е р. Пример реализации способа показан на фиг. 3. Гипотетическая газоконденсатная залежь представлена моноклиналью с углом наклона пласта 45^о. Длина и ширина продуктивного пласта в плане составляет 5000 м. Концентрация конденсата меняется от подошвы пласта до середины залежи (пунктирная линия) в пределах от 300 до 0 г/см³. Поровый объем залежи 0,3˙10⁹ м³. Начальное пластовое давление 400 атм. Срок разработки залежи 40 лет.

Залежь разбуривают одним рядом нагнетательных скважин, размещенных вдоль контура газоносности. Количество скважин в ряду - 10, расстояние между скважинами 500 м. Выше в направлении к кровле залежь разбуривают четырьмя рядами скважин, параллельными нагнетательному ряду для извлечения конденсатного газа. Количество скважин в ряду - 10, расстояние между скважинами - 500 м. Выше границы частичного сайклинг-процесса залежь разбуривают по редкой сетке. Количество рядов скважин составляет - 4, количество скважин в ряду - 5, расстояние между скважинами - 1000 м.

Разработку осуществляют следующим образом.

Через скважины в зоне пониженного содержания конденсата (выше пунктирной линии на фиг. 3) осуществляют отбор углеводородного газа, который осушают в сепараторе и закачивают в скважины нагнетательного ряда, примыкающего к подошве пласта. Через скважины, находящиеся между указанными рядами, в центральной части пласта производят отбор конденсатного газа, который направляют к потребителям. Дебиты добывающих скважин устанавливают из указанного срока разработки залежи и условия промывки конденсатосодержащей зоны пласта, которая считается полной при прокачке 2-3 поровых объемов указанной зоны. Дебиты нагнетательных скважин составляют 1,03 млн.м³/сут, добывающих скважин - 0,52 млн.м³/сут и добывающих скважин для извлечения конденсатного газа - 0,26 млн.м³/сут. В процессе разработки залежи контролируют углеводородный состав продукции добывающих скважин. За 40 лет конденсатосодержащая часть пласта при указанных дебитах полностью промывается и залежь превращается в чисто газовую. Об этом судят по выравниванию углеводородного состава продукции добывающих скважин. После этого все скважины переводят на отбор газа и залежь разрабатывают как чисто газовую в режиме истощения пластовой энергии. При суточном отборе газа по всей залежи через 70 скважин, равном 66 млн.м³, газ из залежи будет извлечен за 5 лет.

Сущность изобретения: на стадии разведки устанавливают наличие в залежи области с максимальным содержанием конденсата. Залежь разбуривают скважинами для закачки сухого углеводородного газа, которые размещают в области максимального содержания конденсата у контура газоносности, и скважинами для отбора конденсатного газа, которые располагают выше по восстанию пласта. Повышенную часть, в которой содержание конденсата минимально, разбуривают дополнительными рядами скважин, через которые осуществляют отбор пластового газа. Осушенный газ из этих скважин закачивают обратно в залежь. В процессе разработки контролируют углеводородный состав продукции добывающих скважин. После выравнивания фракционного состава залежь разрабатывают как чисто газовую в режиме истощения пластовой энергии. Для этого все скважины переводят на отбор газа. 3 з.п.ф-лы, 3 ил.

1. СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ ЗАЛЕЖИ, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, отбор пластового газа с конденсатом через добывающие скважины и поддержание пластового давления путем закачки после сепарации сухого углеводородного газа через нагнетательные скважины, отличающийся тем, что, с целью снижения энергозатрат на осуществление способа при одновременном повышении коэффициента извлечения конденсата, до начала отбора проводят районирование залежи по конденсатонасыщенности газа, в зоне отсутствия или пониженного содержания конденсата в газе дополнительно бурят добывающие скважины для извлечения углеводородного газа и одновременно с отбором пластового газа с конденсатом осуществляют отбор углеводородного газа, а закачку после сепарации на поверхности сухого углеводородного газа проводят в зону с повышенной конденсатонасыщенностью газа, причем нагнетательные скважины размещают вдоль контура газоносности и при извлечении из залежи всего пластового газа с конденсатом залежь разрабатывают на истощение как чисто газовую. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительные скважины размещают в купольной зоне залежи. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что момент перевода залежи на режим истощения определяют по выравниванию фракционного состава углеводородной продукции добывающих скважин. 4. Способ по п.1, отличающийся тем, что зону закачки сухого углеводородного газа определяют по изотермам конденсатонасыщенности, полученным на пластовых пробах их скважин.