СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Российский патент 1997 года по МПК E21B43/14 

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке массивных, пластовомассивных, нефтегазовых, газоконденсатных и газовых залежей с сохранением пластового давления за счет использования глубинной автономной водонапорной системы.

Известен способ разработки многопластовых нефтяных месторождений, расположенных в пределах площади нижележащего пласта с терминальными водами, заключающийся в вытеснении нефти из пласта путем перепуска в него по скважинам вышезалегающих терминальных вод и извлечение нефти на поверхность и поддержания давления в пласте путем закачки в него с поверхности воды [1]
Недостатком данного способа разработки нефтяного месторождения является наличие дополнительного источника поверхностных вод и строительства дорогостоящего комплекса объектов системы поддержания пластового давления (ППД), невозможность его осуществления в зоне вечной мерзлоты.

Известен также способ разработки нефтяного месторождения, взятый нами в качестве прототипа, заключающийся в том, что, с целью повышения гидродинамического давления в нефтегазонасыщенном пласте, его соединяют с гидродинамически с ним связанным нижележащим водоносным пластом, давление которого превышает давление нефтеносного пласта [2]
Недостатком данного способа, взятого нами в качестве прототипа, является бурение водоподающих скважин непосредственно в контур нефтеносности, что может привести к разрыву залежи на разрозненные участки и образование конусов обводнения на участках эксплуатационных скважин и, как следствие, потерь углеводородного сырья в зонах защемления его, кроме того происходит естественный переток в зонах соединения с эксплуатационными при параллельном снижении давления.

Задачей изобретения является повышение степени углеводородоотдачи газонефтеконденсатного месторождения при наличии многолетнемерзлых пород и аридных (безводных) зон.

Поставленная задача решается тем, что в способе разработки нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ), включающем бурение перепускных и эксплуатационных скважин с последующей добычей через эксплуатационные скважины углеводородного сырья с поддержанием давления в разрабатываемой залежи путем перепуска пластовой воды из нижележащего горизонта в вышележащий при этом бурение перепускных скважин проводят за контуром нефтеносности до глубины, вскрывающих автономную зону сверхгидростатических давлений (СГСД) и создают подвижный регулируемый газоводяной вал на контуре нефтеносности углеводородной залежи путем регулируемого перепуска пластовой газонасыщенной термальной воды через пробуренные перепускные скважины из зоны сверхгидростатических давлений (СГСД) под нефтеносную зону разрабатываемого месторождения. С последующим использованием перепускных скважин в качестве эксплуатационных при разработке вышележащего горизонта.

Существенными отличиями заявленного изобретения являются следующие:
производят бурение перепускных скважин за контуром нефтеносности до глубин, вскрывающих зону сверхгидростатических давлений (СГСД);
создают подвижный регулируемый газоводяной вал на контуре нефтеносности углеводородной залежи путем регулируемого перепуска пластовой газонасыщенной терминальной воды через пробуренные перепускные скважины из зоны сверхгидростатических давлений (СГСД) под нефтеносную зону разрабатываемого месторождения; с последующим использованием перепускных скважин в качестве эксплуатационных при разработке вышележащего горизонта.

Вышеприведенные существенные отличительные признаки неизвестны нам из патентной и научно-технической документации. В совокупности с известным позволяют решить задачу изобретения.

На основании изложенного считаем, что отличительные признаки, изложенные в заявленном изобретении соответствуют критерию "Новизна".

Вышеприведенные существенные отличительные признаки явно не вытекают из известного технического уровня и в связи с этим соответствуют критерию "Изобретательский уровень".

Для реализации способа разработки отечественной промышленностью выпускается все необходимое оборудование и использование изобретения не представляет особых трудностей. В соответствии с этим считаем, что изобретение также соответствует критерию "Промышленная применимость".

Заявленный нами способ осуществляется следующим образом. На фиг.1 показана технология разработки нефтегазоконденсатной залежи; на фиг.2 -перепускная скважина в законтурной зоне нефтегазоконденсатного месторождения.

Способ разработки нефтегазоконденсатной залежи производится в следующей последовательности.

По периметру нефтяной части залежи (см. фиг.1) в законтурной зоне разбуривают кольцеобразно ряд глубоких перепускных скважин 1, вскрывающих зону сверхгидростатических давлений (СГСД), каждая из этих скважин 1 имеет два интервала перфорации (фильтра): верхний 2 в высокоемком водоносном коллекторе залежи ниже водонефтяного контакта (ВНК) и нижний 3 в пределах зоны СГСД с высоконапорными терминальными газонасыщенными водами 4. Последние через фильтр 3 поступают в скважину и при помощи специальной изоляционно-регулирующей системы (на фиг. не показано) перепускаются через фильтр 2 в высокоемкий коллектор, вмещающий углеводородную залежь. Здесь ниже ВНК по контуру залежи происходит частичное разгазирование глубинных вод и образуется термический газоводяной вал 5 с более высокой, чем в залежи температурой.

При помощи совместной работы кольца перепускных скважин 1 формируют термический газоводяной вал 5, продвигающийся в зону депрессии, то есть к разрабатываемой залежи. Создание такого вала обеспечивает долговременное поддержание пластового давления в нефтяной 6 и газоконденсатной 7 частях залежи. Повышение температуры на водонефтяной контакте (ВНК) и выделяющийся из воды газ снижают вязкость нефти, повышают ее подвижность и степень извлечения без снижения давления в газоконденсатной части залежи (газовой шапки). Избыточный метановый газ переточной воды может заметно увеличить извлекаемые запасы углеводородов из залежи. При отборе нефти, а затем и газоконденсатной смеси из эксплуатационных скважин 8 и 9, общий объем продуктивной залежи уменьшается, но благодаря продолжающему регулируемому перепуску вод из зоны (СГСД) и поддерживанию термического газоводяного вала 5 освобождающийся от углеводородов объем коллектора постоянно пополняется газоводяной смесью, что компенсирует депрессию давления и интенсифицирует продвижение углеводородных флюидов к эксплуатационным скважинам 8.

Размещение перепускных скважин 1 по периметру нефтяной залежи, значительно снижает вероятность разрыва нефтяной залежи, образование конусов обводнения на участках эксплуатационных скважин 8 и потерь углеводородного сырья.

Пример. При разработке нефтегазоконденсатного месторождения, в составе которого имеется нефтяная залежь, запасы газа 50 млрд.м³, нефти 20 млн.т и обширная зона газонасыщенных термальных вод аналогичного состава (хлоркальциевые) с подстилающими водами продуктивного углеводородосодержащего горизонта. Принципиально возможны разные системы разработки НГКМ.

Пример расчета компенсации отбора углеводородов из залежи за счет перепуска высоконапорных термальных газированных вод из нижележащего горизонта со сверхгидростатическим давлением (СГСД).

Исходные данные:
1. Массивная газоконденсатная залежь с нефтяной оторочкой; ВНК на глубине 2000 м. Среднее давление в залежи 210 кгс/см², средняя температура 50 град.C. Давление на ВНК 215 кгс/см². Коллектор однородный, средняя эффективность пористость 20%
2. Площадь продуктивности 360 млн.м² запасы газа 50 млрд.м³. Балансовые запасы нефти 20 млн.т, извлекаемые 6 млн.т. Пересчетный коэффициент для нефти 0,8.

3. Объем в пластовых условиях: газа 238 млн.м³, нефти 25 млн.м³. Общий объем парового пространства, занятого УВ 263 млн.м³.

Среднегодовая добыча газа 4 млрд.м³. Общий срок эксплуатации залежи:
50•10⁹:4•10⁹=12,5 года=4565 сут
5. Горизонт СГСД на глубине 4000 м. Распространение региональное. Перекрыт мощным глинистым флюидоупором. Коллектор однородный, средняя эффективная пористость 15% Эффективная толщина водоносных пород 150 м. Воды того же хлоркальциевого состава, что и подошвенные воды залежи. Плотность воды 1,12 г/см³, газонасыщенность 4 нм³/м³. Газ метанового состава. Среднее пластовое давление 600 кгс/см² (коэффициент аномальности 1,5), средняя температура 100 град.C.

6. Перепуск воды из горизонта СГСД под ВНК осуществляется через 10 скважин с общим дебитом 15 тыс.м/³сут. Средний дебит каждой скважины 1,5 тыс.м³/сут.

Первоначально разрабатывается нефтяная оторочка, затем сама газоконденсатная залежь. Перепуск воды из горизонта СГСД частично компенсирует отборы углеводородов УВ, поддерживая давление в залежи, поднимает температуру в ее нижней части на 10-15 град.C, что повышает подвижность нефти, предотвращает выделение конденсата и парафина в пласте, увеличивает коэффициент извлечения жидких УВ и продлевает срок фонтанной эксплуатации.

Общий объем перепускаемой воды составляет:
ΣQ_в=15•10³•4565=68,5 млн.м³,
Общий объем выделившегося из воды газа (при условии разгазирования на 50%) равен:
ΣQ_г=4•0,5•68,5•10⁶=137 млн.м³,
Объем этого газа в пластовых условиях залежи около 0,6 млн.м³.

Общий объем порового пространства, занимаемого перепускаемой водой и газом:
68,5•10⁶+0,6•10⁶=69,1 млн.м³
Следовательно, перепуск воды из горизонта СГСД обеспечит полную компенсацию отборов нефти (20 млн.м³ при условии ее извлечения на 80%) и частичную компенсацию отборов газа (69,1•10⁶-20•10⁶=49,1 млн.м³), освобождающегося в залежи порового пространства (или 20-21% объема газоконденсатной части залежи).

Перепускаемый объем воды представляет собой реализованные упругие запасы воды, выделяющийся из горизонта СГСД при снижении давления. Средняя величина депрессии в этом горизонте при перепуске составляет:
,
где
ΔP депрессия перепуска воды (кгс/см²)
Р_сгсд среднее давление в горизонте СГСД (600 кг/см²)
Р_внк давление на ВНК (215 кгс/см²)
h_b высота столба воды от кровли горизонта СГДС до BHK (2000 m)
ρ_в плотность воды (1,12 г /см³)
Р_п потери на сопротивление при движении воды в скважине (20 кгс/см²)
Отсюда
,
Реализованные упругие запасы воды рассчитываются по формуле:
Q_в.упр=V•m•β_в•ΔP,
где:
V общий объем водоносных пород горизонта СГСД в зоне депрессии (м³);
m эффективная пористость этих пород (0,15);
β_в сжимаемость газонасыщенной воды (4•10^-5 кгс/см²)
ΔP депрессия в перепускных скважинах кгс/см².

Принимая общую величину реализованных упругих запасов Qb_упр. ΣQ_в=68,5 млн.м³, определяем общий объем зоны депрессии в горизонте СГСД:
,
Объем депрессионной воронки на каждой перепускной скважине составляет:
V_скв. 81•10⁹:10=8,1 млрд.м³
Воронка депрессии в горизонте СГСД на каждой скважине имеет в плане форму, близкую к кругу. Депрессия в пределах воронки распределяется неравномерно. Принимая, что ее среднее значение (P=141 кгс/см²) удалено от скважины на расстояние, равное 30% величины радиуса депрессии. Тогда площадь воронки для каждой скважины составит:
,
где
h эффективная толщина пород (150 м)
Отсюда радиус воронки к концу срока эксплуатации залежи достигнет:
,
При периметре залежи 90 км расстояние между скважинами будет равно:
90:10=9 км
Расчет показал, что взаимовлияние перепускных скважин при отборе воды из горизонта СГСД начнется примерно через 1610 суток после начала перепуска воды, т.е. через 4,4 года.

Заявленное нами изобретение позволяет в сравнении с прототипом:
повысить степень углеводородоотдачи НГКМ;
экологически чисто разрабатывать нефтегазоконденсатную залежь и сократить время выработки углевородоров залежи, предупредить выпадение конденсата в пласте и повысить температуру нефтяной оторочки;
использовать природные энергоресурсы без привлечения посторонних источников энергии, что особенно важно для регионов вечной мерзлоты и аридных зон;
восстановить добычу углеводородов в недостаточно выработанных месторождениях;
в последующем использовать фонд перепускных скважин по новому назначению.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и позволяет повысить степень углеводородоотдачи нефтегазоконденсатного месторождения, в частности, при наличии многолетнемерзлых пород и аридных (безводных) зон. По периметру нефтеносной залежи разбуривают кольцеобразно ряд глубоких перепускных скважин, вскрывающих зону сверхгидростатических давлений (СГСД). При помощи совместной работы перепускных скважин формируют термический газоводяной вал, продвигающийся в зону депрессии, т.е. к разрабатываемой залежи. При отборе нефти, а затем и газоконденсатной смеси из эксплуатационных скважин общий объем продуктивной залежи уменьшается. Но благодаря продолжающемуся регулируемому перепуску вод из зоны (СГСД) и поддержанию термического газоводяного вала, освобождающийся от углеводородов объем коллектора постоянно пополняется газоводяной смесью. Это компенсирует депрессию давления и интенсифицирует продвижение углеводородных флюидов к эксплуатационным скважинам. 2 ил.

Способ разработки нефтегазоконденсатных месторождений, включающий бурение перепускных и эксплуатационных скважин с последующей добычей через эксплуатационные скважины углеводородного сырья с поддержанием давления в разрабатываемой залежи путем перепуска пластовой воды из нижележащего горизонта в вышележащий, отличающийся тем, что бурение перепускных скважин проводят за контуром нефтеносности до глубин, вскрывающих автономную зону сверхгидростатических давлений (СГСД), при этом создают подвижный регулируемый газоводяной вал на контуре нефтеносности углеводородной залежи путем регулируемого перепуска пластовой газонасыщенной термальной воды через пробуренные перепускные скважины из зоны СГСД под нефтеносную законтурную зону разрабатываемого месторождения с последующим использованием перепускных скважин в качестве эксплуатационных при разработке вышележащего горизонта.