СПОСОБ РАЗРАБОТКИ УГЛЕВОДОРОДНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 2007 года по МПК E21B43/16 

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

Известен способ разработки углеводородной залежи, включающий разбуривание залежи нагнетательными и добывающими скважинами, закачку воды через нагнетательные скважины и отбор углеводородов через добывающие [1].

Недостатком способа является низкая эффективность при его реализации на нефтегазовых залежах НГЗ массивного типа, поскольку закачиваемая вода движется преимущественно по водонасыщенной части, а нефтяная оторочка практически не вырабатывается. Кроме того, способ не предусматривает мер к предотвращению образования водяных и газовых конусов.

Наиболее близким к предлагаемому является способ разработки углеводородной залежи, включающий разбуривание залежи нагнетательными и добывающими скважинами, закачку газа в повышенные участки залежи через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие [2].

Недостатком способа является низкая эффективность при его реализации на залежах массивного типа с тонкой подгазовой водоплавающей нефтяной оторочкой, поскольку разработка осложняется возможным образованием водяных и газовых конусов в окрестности интервалов вскрытия добывающих скважин, а мер к предотвращению конусообразования способ не предусматривает. Кроме того, способ не предусматривает эффективную разработку газовой шапки в случае нефтегазоконденсатной залежи (НГКЗ).

Целью изобретения является повышение эффективности способа при его реализации на нефтегазоконденсатных залежах с тонкой подгазовой водоплавающей нефтяной оторочкой. Указанная цель достигается за счет разработки газовой шапки в режиме сайклинг-процесса с попутной разработкой нефтяной оторочки и уменьшения водяного и газового конусообразования.

Реализация способа показана на чертеже. НГКЗ с газовой шапкой 1, нефтяной оторочкой 2, подстилаемая подошвенной водой 3 и с газо- 4 и водонефтяными контактами 5, разбуривается нагнетательными 6 и добывающими 7 скважинами.

Добывающие скважины 7 снабжают нижним интервалом вскрытия 8, последний - пакером 9, который спускают на насосно-компрессорных трубах (НКТ) 10, отделяют от верхнего интервала вскрытия 11. На первом этапе разработки пакер 9 устанавливают на начальном газонефтяном контакте (ГНК), а по мере выработки нефтяной оторочки - на текущее положение контакта "газ-нефть".

Через нагнетальные скважины 6 осуществляют закачку сухого углеводородного газа, а через интервалы вскрытия 11 добывающих скважин 7 отбор углеводородов из газовой шапки 1, которые разделяют на сухой углеводородный газ и более тяжелые фракции. Последние утилизуют, а первый закачивают обратно в залежь через нагнетательные скважины 6, что позволяет поддерживать давление в газовой шапке и предотвратить выпадение конденсата.

Рециркуляция газа в газовой шапке одновременно позволяет обеспечить отток нефти от нагнетательных скважин 6 и приток интервалам вскрытия 8 добывающих. Таким образом на первом этапе цикла в газовой шапке реализуется сайклинг-процесс с образованием локального утолщения 12 нефтенасыщенного слоя. Такое переформирование тонкой нефтяной оторочки в линзовидную позволяет снизить водяное и газовое конусообразование при последующем отборе нефти из локального утолщения 12.

Отбор газа осуществляется через затрубное пространство, а нефти - через НКТ 10. Первый этап цикла продолжается до достижения контактом "газ-нефть" интервала вскрытия 11, а второй - интервала 8.

Далее цикл считается законченным и отбор вновь переносится в газовую шапку. В дальнейшем циклическая разработка продолжается до полной выработки нефтяной оторочки.

Депрессию на интервале вскрытия в газовой шапке устанавливают из соотношения ΔРг≤γнh, где γн - удельный вес нефти, н/м³, h - начальная толщина нефтяной оторочки, м, а по мере выработки оторочки из соотношения ΔРг≤γнd, где d - текущая толщина нефтяной оторочки, м.

Выбор величины ΔРг из указанного соотношения позволяет стабилизировать водонефтяной контакт (ВНК) и уменьшить вероятность образования водяных конусов.

С выработкой нефтяной оторочки газонагнетательные скважины переводят в разряд добывающих и дальнейшая разработка осуществляется как разработка чисто газовой залежи.

Дополнительное увеличение коэффициента извлечения нефти может быть достигнуто ступенчатым переносом верхнего интервала отбора в глубь газовой шапки по мере достижения интервала отбора контактом "газ-нефть" или ступенчатым увеличением депрессии на верхний интервал отбора при его неизменном положении.

Ступенчатое увеличение ΔРг позволяет обеспечить дополнительную защиту от водяных и газовых конусов и в конечном итоге достичь больших коэффициентов извлечения нефти, поскольку стабилизирующее действие на ВНК при этом возрастает и одновременно достигаются большие величины локальных утолщений нефтенасыщенного слоя.

Пример реализации способа. Для подтверждения состоятельности вышеописанного способа с точки зрения технологичности рассмотрим IV меотический горизонт Анастасивно-троицного месторождения Краснодарского края.

НГЗ IV горизонта залежь массивного типа. Нефтяная оторочка перекрывается газовой шапкой и почти повсеместно подстилается подошвенной водой. Толщина нефтяной оторочки (первоначально порядка 40 м) за время эксплуатации залежи уменьшилась до 10 м и местами доходит до 4 м. В процессе эксплуатации залежи интервал вскрытия добывающих скважин неоднократно переносился от ВНК вверх для снижения водяного конусообразования. Дальнейший перенос стал невозможным из-за близости газовой шапки и в связи с тем, что частая повторная перфорация нефтенасыщенного интервала привела к разрушению цементного кольца и вода прорывается между последним и обсадной колонной.

В соответствии с изложенным выше предлагается в нефтедобывающих скважинах дополнительно вскрыть газовую шапку на расстояниях от ГНК, соизмеримых с толщиной нефтяной оторочки, например 10 м. Переместить НКТ с пакером и установить последний в текущем контакте "газ-нефть". На удалении от добывающей часть скважин по контуру элемента разработки перевести в разряд газонагнетательных. Депрессия на верхний интервал вскрытия в газовой шапке рассчитывается из соотношения ΔРг≤γнh, где γн=10⁴/м³, h 10 м, и составит ΔРг=10⁵ Па (или 1 атм), что вполне сопоставимо с депрессиями, с которыми эксплуатируются в настоящее время многие скважины на залежи.

Указанная депрессия обеспечивает двукратное увеличение толщины нефтяной оторочки от начальной, так что к моменту достижения контактом "газ-нефть" интервала вскрытия в газовой шапке размер локального утолщения составит 20 м.

Далее верхний интервал отбора в газовой шапке вновь может переноситься выше от текущего контакта "газ-нефть" теперь уже на 20 м, а депрессия на новый интервал вскрытия в газовой шапке составит уже 2·10⁵ Па(2 атм).

При этом на первой и второй ступенях цикла закачка газа через газонагнетательные скважины по контуру элемента разработки продолжается и за счет оттока нефти от газонагнетательных скважин, формируется локальное утолщение нефтенасыщенного слоя (чертеж). В конечном итоге нефтяная оторочка переформировывается из тонкой в утолщенную и линзовидную, т.е. более компактную.

На втором этапе цикла отбор переносят на интервал вскрытия нефтяной оторочки. При этом дебиты по нефти возрастают кратно увеличению ее толщины. Если дебит по нефти составляет, например, 10 т/сут, то для приведенного примера они возрастут до 40 т/сут.

Источники информации

1. И.Т.Мищенко. Скважинная добыча нефти. М., 2003, Из-во "Нефть и газ", с.175-177.

2. И.Т.Мищенко. Скважинная добыча нефти. М., 2003, Из-во "Нефть и газ", с.173.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки углеводородных залежей. Позволяет повысить эффективность способа при его реализации на нефтегазоконденсатных залежах с тонкими подгазовыми водоплавающими нефтяными оторочками. Сущность изобретения: способ включает разбуривание залежи нагнетательными и добывающими скважинами, закачку газа через нагнетательные и отбор нефти через добывающие скважины. Согласно изобретению осуществляют циклическую разработку газовой шапки с попутной разработкой нефтяной оторочки. При этом на первом этапе цикла реализуют сайклинг-процесс в газовой шапке до формирования локального утолщения нефтенасыщенного слоя. На втором этапе отбор переносят в нефтенасыщенный слой. При этом по мере выработки локального утолщения отбор вновь переносят в газовую шапку и переходят к следующему этапу формирования локального утолщения нефтенасыщенного слоя и далее циклическую разработку продолжают в указанной последовательности до полной выработки нефтяной оторочки. 10 з.п. ф-лы, 1 ил.

1. Способ разработки углеводородной залежи, включающий разбуривание залежи нагнетательными и добывающими скважинами, закачку газа через нагнетательные и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что осуществляют циклическую разработку газовой шапки с попутной разработкой нефтяной оторочки, причем на первом этапе цикла реализуют сайклинг-процесс в газовой шапке до формирования локального утолщения нефтенасыщенного слоя, а на втором этапе отбор переносят в нефтенасыщенный слой, при этом по мере выработки локального утолщения отбор вновь переносят в газовую шапку и переходят к следующему этапу формирования локального утолщения нефтенасыщенного слоя и далее циклическую разработку продолжают в указанной последовательности до полной выработки нефтяной оторочки.2. Способ разработки углеводородной залежи по п.1, отличающийся тем, что добывающую скважину оборудуют двойным завершением с интервалами вскрытия в газовой шапке и нефтяной оторочке, при этом отбор газа производят через затрубное пространство, а нефти - через колонну насосно-компрессорных труб попеременно с отбором газа.3. Способ разработки углеводородной залежи по п.1, отличающийся тем, что добытый углеводородный газ разделяют на сухой газ и более тяжелые фракции, при этом первый закачивают обратно в залежь, а последний утилизируют.4. Способ разработки углеводородной залежи по п.1, отличающийся тем, что отбор газа на первом этапе цикла производят до достижения контактом "газ-нефть" интервала вскрытия в газовой шапке, а отбор нефти из локального утолщения на втором этапе цикла производят до достижения контактом "газ-нефть" интервала вскрытия в нефтяной оторочке.5. Способ разработки углеводородной залежи по п.1, отличающийся тем, что первоначальную депрессию на интервал отбора газа из газовой шапки устанавливают из соотношения

ΔPro≤γ_н h,

где ΔPro - величина первоначальной депрессии, Па;

γ_н - удельный вес нефти, н/м³;

h - начальная толщина нефтяной оторочки, м.

ΔPr≤γ_н<d,

где ΔPr - величина текущей депрессии, Па;

d - текущая толщина нефтенасыщенного слоя после первого цикла отбора, м.

ΔPr≤γ_н в,

где в - текущая толщина нефтенасыщенного слоя на каждой ступени, м.