СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАНТНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 1998 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может найти применение при разработке нефтегазоконденсатной залежи.

Известен способ разработки нефтегазовой залежи, включающий разбуривание нефтяной зоны рядом чередующихся нагнетательных и добывающих скважин, при этом отбирают нефть через добывающие скважины, через нагнетательные скважины заканчивают рабочий агент для перемещения газонефтяного контакта на расстояние, где нефтенасыщенность равна остаточной при вытеснении нефти рабочим агентом из нефтяной зоны. Неподвижность газонефтяного контакта обеспечивают за счет компенсации объемов добычи нефти закачкой рабочего агента [1].

Известный способ позволяет отбирать основные запасы залежи, однако способ успешно применим на залежах со сравнительно узкой нефтяной зоной. В случае разработки слабопродуктивных крупных нефтегазоконденсатных месторождений с обширными подгазовыми зонами способ не приводит к разделению основных запасов нефти и свободного газа. В результате нефтеотдача залежи снижается.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтегазоконденсатной залежи, включающий отбор нефти и газа через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины с созданием барьерного заводнения с сочетанием с другими разновидностями заводнения - законтурным, а также площадной и блоковой системами в нефтяной части и сайклинг-процессом в газовой части залежи. Барьерное заводнение разделяет основные запасы нефти и свободного газа и препятствуют прорыву газа в нефтедобывающие скважины и вторжению нефти в газовую шапку [2].

Известный способ позволяет отбирать основные запасы залежи, однако способ успешно применим на залежах со сравнительно узкой подгазовой зоной при достаточно большой газовой шапке. В случае разработки слабопродуктивных крупных нефтегазоконденсатных месторождений с обширными подгазовыми зонами способ не приводит к разделению основных запасов нефти и свободного газа. В результате нефтеотдача залежи снижается.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефте- и газоотдачи нефтегазоконденсатной залежи за счет равномерного отбора нефти из нефтяной зоны и газа из газовой шапки.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтегазоконденсатной залежи, включающем отбор нефти и газа через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины с созданием смешанных систем заводнения, согласно изобретению периодически в нефтедобывающих скважинах проводят замеры газового фактора добываемой продукции и определяют количество газа, поступающего в скважину из газовой шапки, при увеличении количества газа из газовой шапки увеличивают закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, поддерживая компенсацию отбора пластовых флюидов с учетом объема отбора газа из газовой шапки для пластовых условий, а при уменьшении количества газа из газовой шапки в добывающих скважинах уменьшают закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, барьерное заводнение формируют на участке интенсивного отбора нефти, при этом нагнетательные скважины размещают на границе газовой шапки и нефтяной зоны, формируя барьерное заводнение по периметру внешнего контура газоносности, ведут параллельную разработку газовой шапки и нефтяной зоны при соответствии отборов пластовых флюидов из нефтяной зоны и газа из газовой шапки, эквивалентных для поддержания соответствия пластового давления за барьерным рядом и до него.

При разработке нефтегазоконденсатной залежи возникает опасность преимущественного отбора газа из газовой шапки как наиболее подвижного агента. Газ, уходя из газовой шапки, освобождает место для проникновения туда нефти, которую впоследствии извлечь становится чрезвычайно трудно. В предложенном способе решается задача повышения нефте- и газоотдачи нефтегазоконденсатной залежи за счет равномерного отбора нефти из нефтяной зоны и газа из газовой зоны. Задача решается следующей совокупностью операций.

Периодически в нефтедобывающих скважинах проводят замеры газового фактора добываемой продукции и определяют количество газа, поступающего в скважину из газовой шапки. При проведении подобных замеров сравнивают количество газа из добывающей скважины с газовым фактором нефти. При превышении количества газа над газовым фактором нефти судят о поступлении газа из газовой шапки и рассчитывают его количество. При увеличении поступления газа из газовой шапки увеличивают закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, поддерживая компенсацию отбора пластовых флюидов с учетом объема отбора газа из газовой шапки для пластовых условий, а при уменьшении количества газа из газовой шапки в добывающих скважинах уменьшают закачку рабочего агента. При газовом факторе 223 м³ т нефти и поступающем количестве газа из добывающей скважины 2000 м³ т нефти можно сделать заключение о количестве газа, поступающего из газовой шапки, равном 2000 - 223 = 1777 м³.

Увеличением закачки рабочего агента через нагнетательные скважины компенсируют поступление газа из газовой шапки, а также нефти из нефтяной зоны. Газ в пластовых условиях занимает меньший объем, чем в поверхностных условиях. 1150 м³ газа в пластовых условиях занимают объем 1 т нефти. Таким образом, расчет объема закачки рабочего агента для компенсации отбора добываемого газа должен быть скорректирован с учетом объема, занимаемого газом в пластовых условиях: на каждые 1150 м³ добытого из газовой шапки газа требуется закачать 1 т рабочего агента. При разработке залежи применяют смешанную систему заводнения, в которой присутствует законтурное, приконтурное, очаговое, барьерное заводнение. При создании барьерного заводнения нагнетательные скважины размещают не по всей залежи, а в первую очередь на участках интенсивного отбора нефти. Учитывая низкую проницаемость коллектора залежи, такое барьерное заводнение обеспечивает разделение газовой и нефтяной зоны на необходимом расстоянии, т.е. в пределах разрабатываемого участка. Формирование барьерного заводнения начинают с внешнего контура газоносности. Постепенно по мере разработки залежи нагнетательные скважины размещают на границе газовой шапки и нефтяной зоны, формируя барьерный ряд на максимально возможной площади. После формирования барьерного ряда ведут параллельную разработку газовой шапки и нефтяной зоны при соответствии отборов пластовых флюидов из нефтяной зоны и газа из газовой шапки, эквивалентных для поддержания соответствия пластового давления за барьерным рядом и до него. При этом создаются условия, при которых нефть не проникает в газовую шапку, а газ не проникает в нефтяную зону. Разработка газовой части залежи и нефтяной зоны идет одновременно-раздельно, т.е. наиболее рационально.

Пример. Разрабатывают нефтегазоконденсатную залежь Лугинецкого месторождения со следующими характеристиками: проницаемость 20 мД, пористость 16%, газосодержание нефти 223 м³/т, давление насыщения 15,1 МПа, пластовое давление 24,4 МПа, пластовая температура 81^oC, вязкость нефти в пластовых условиях 0,6 МПа•с, глубина залежи 2300 м. Тип залежи - пластовая, сводовая, с газовой шапкой. Коллектор - терригенный, поровый, низкопроницаемый. Залежь, в основном, разрабатывают по площадной 9-точечной обращенной системе заводнения. Плотность сетки 500 х 500 м. Площадная 9-точечная система заводнения реализуется не по всей залежи. На залежи имеются прочие системы заводнения - законтурное, приконтурное, очаговое. Через 117 нагнетательных скважин закачивают рабочий агент - пластовую воду. Через 284 добывающих скважин отбирают нефть и газ. Периодически, один раз в 3 мес, в нефтедобывающих скважинах проводят замеры газового фактора добываемой продукции и определяют количество газа, поступающего в скважину из газовой шапки. Определяют, что дебит по нефти добывающей скважины составляет 10,3 т/сут, добыча газа 2404 м³/сут, газовый фактор нефти 223 м³/сут. Количество газа, поступающего из газовой шапки составляет 2402 - 223 = 2179 м³/сут. Объем газа 2179 м³ занимает в пласте объем, равный 2179 : 1150 = 1,89 м³. Делают вывод о необходимости увеличения компенсации отборов. При существующей закачке рабочего агента 100 м³/сут через добывающие скважины увеличивают компенсацию отбора на 203% путем ввода в эксплуатацию новых нагнетательных скважин. На участках разработки с уменьшенным количеством газа из газовой шапки уменьшают закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Располагают 100 нагнетательных скважин на границе газовой шапки и нефтяной зоны по периметру внешнего контура газоносности, создавая барьерный ряд в местах интенсивного отбора нефти. Одновременно в зоне газовой шапки и нефтяной зоны размещают дополнительно 150 добывающих скважин. Через 100 нагнетательных скважин закачивают рабочий агент и создают барьер из рабочего агента, препятствующий поступлению газа из газовой шапки в нефтяную часть залежи. Ведут параллельную разработку газовой шапки и нефтяной зоны при соответствии отборов пластовых флюидов из нефтяной зоны и газа из газовой шапки, эквивалентных для поддержания соответствия пластового давления за барьерным рядом и до него. Периодически замеряют пластовое давление за барьерным рядом и до него и контролируют отборы пластовых флюидов и газа, компенсируя отбираемые объемы в пластовых условиях закачкой рабочего агента.

Применение предложенного способа позволит повысить нефте- и газоотдачу нефтегазовой залежи с газовой шапкой за счет равномерного отбора нефти из нефтяной зоны и газа из газовой зоны.

Источники информации
1. Патент РФ N 2055163, кл. E 21 B 43/20, опубл. 1996.

2. Гиматудинов Ш.К. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки. - М.: Недра, 1983, с. 209 - прототип.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может найти применение при разработке нефтегазоконденсатной залежи. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи. При разработке нефтегазоконденсатной залежи отбирают нефть и газ через добывающие скважины и закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины с созданием смешанных систем заводнения. Периодически в нефтедобывающих скважинах проводят замеры газового фактора добываемой продукции и определяют количество газа, поступающего в скважину из газовой шапки. При увеличении количества газа из газовой шапки увеличивают закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, поддерживая компенсацию отбора пластовых флюидов с учетом объема отбора газа из газовой шапки для пластовых условий, а при уменьшении количества газа из газовой шапки в добывающих скважинах уменьшают закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Барьерное заводнение формируют на участках интенсивного отбора нефти, при этом нагнетательные скважины размещают на границе газовой шапки и нефтяной зоны, формируя барьерное заводнение по периметру внешнего контура газоносности. Ведут параллельную разработку флюидов из нефтяной зоны и газа из газовой шапки, эквивалентных для поддержания соответствия пластового давления за барьерным рядом и до него.

Способ разработки нефтегазоконденсатной залежи, включающий отбор нефти и газа через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины с созданием смешанных систем заводнения, отличающийся тем, что периодически в нефтедобывающих скважинах проводят замеры газового фактора добываемой продукции и определяют количество газа, поступающего в скважину из газовой шапки, при увеличении количества газа из газовой шапки увеличивают закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, поддерживая компенсацию отбора пластовых флюидов с учетом объема отбора газа из газовой шапки для пластовых условий, а при уменьшении количества газа из газовой шапки в добывающих скважинах - уменьшают закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, барьерное заводнение формируют на участках интенсивного отбора нефти, при этом нагнетательные скважины размещают на границе газовой шапки и нефтяной зоны, формируя барьерное заводнение по периметру внешнего контура газоносности, ведут параллельную разработку газовой шапки и нефтяной зоны при соответствии отборов пластовых флюидов из нефтяной зоны и газа из газовой шапки, эквивалентных для поддержания соответствия пластового давления за барьерным рядом и до него.