СПОСОБ РАЗРАБОТКИ УГЛЕВОДОРОДНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 2007 года по МПК E21B43/20 

Описание патента на изобретение RU2313664C2

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 низкий коэффициент извлечения нефти 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 низкий коэффициент нефтеотдачи 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). Способ не предусматривает также мер к повышению коэффициента вытеснения нефти.

Целью изобретения является повышение коэффициента нефтеотдачи при реализации способа на НГКЗ массивного типа с тонкой подгазовой водоплавающей нефтяной оторочкой. Указанная цель достигается за счет одновременного повышения коэффициента охвата залежи и коэффициента вытеснения нефти.

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

Добывающие скважины 7 снабжают тройным интервалом вскрытия: нижним 8, промежуточным 9 и верхним 10, которыми вскрывают, соответственно, водо-, нефте- и газонасыщенные интервалы. В нагнетательные скважины 6 закачивают водогазовую смесь 11. Из добывающих скважин 7 на первом этапе отбирают газ - через верхний интервал вскрытия 10 и воду - через нижний интервал 8. Параметры водогазовой смеси подбирают таким образом, чтобы в процессе фильтрации в пласте происходило ее частичное расслоение на газ и воду, при этом газ фильтруется через газовую шапку, вода - через подошвенную водонасышенную зону, а в нефтенасыщенном слое происходит вытеснение нефти водогазовой смесью. В газовой шапке таким образом реализуется сайклинг-процесс, что позволяет предотвратить выпадение конденсата и избежать связанных с этим потерь нефти, одновременно рециркуляция газа по описанной схеме обеспечивает отток нефти оторочки от нагнетательной скважины и подток - к довивающей, что, в свою очередь, обеспечивает локальное увеличение толщины нефтенасыщенного слоя в пределах интервала 9. Отбор через интервал 8 подавляет возможное движение водонефтяного контакта (ВНК) вверх и связанное с этим водяное конусообразование. При определенных темпах отбора воды возможно формирование обратного конуса "нефть в воду" и дополнительное увеличение толщины нефтенасыщенного слоя в пределах интервала 9. Таким образом, при отборе газа и воды нефтяная оторочка как бы растягивается по вертикали и приобретает линзовидный, а значит более компактный вид 12. При этом обеспечивается повышение коэффициента охвата, а вытеснение нефти водогазовой смесью в пределах нефтенасыщенного слоя обеспечивает более высокий коэффициент вытеснения.

На втором этапе производят отбор нефти из локального утолщения, который продолжают до достижения одним из контактов "газ-нефть" или "нефть-вода" интервала отбора 9, после чего вновь переходят к отбору газа и воды до повторного формирования локального утолщения. Далее разработку продолжают в описанной последовательности до полной выработки нефтяной оторочки, после чего залежь разрабатывают как чисто газовую. Для этого во всех скважинах вскрывают газовую шапку и производят через них отбор газа.

Газ, добываемый из газовой шапки, на стадии разработки нефтяной оторочки разделяют на сухой углеводородный газ и более тяжелые фракции. Последние утилизуют, а сухой газ может использоваться для образования водогазовой смеси, которую вновь закачивают в нефтяную оторочку через нагнетательные скважины 6.

Все известные способы разработки залежей углеводородов направлены на увеличение либо коэффициента охвата залежи, либо коэффициента вытеснения. Отличительной особенностью предлагаемого способа разработки является одновременное увеличение и коэффициента охвата, и коэффициента вытеснения. Оба этих параметра входят в соотношение для определения коэффициента извлечения нефти, поэтому преимущества предлагаемого способа по сравнению с аналогами и прототипом очевидны.

Пример реализации способа. Для подтверждения состоятельности вышеописанного способа с точки зрения технологичности рассмотрим НГЗ IV меотического горизонта Анастасиеско-троицкого 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 интервалы вскрытия добывающих скважин неоднократно переносились 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 и подошвенную водонасышенную зоны на расстояниях от ГНК и ВНК, соизмеримых с толщиной нефтяной оторочки, например 10 м. На удалении от добывающей скважины часть скважин по контуру элемента разработки переводят в разряд нагнетательных. В нагнетательные скважины осуществляют закачку возогазовой смеси. Параметры водогазовой смеси подбирают таким образом, чтобы обеспечить расслоение закачиваемого агента на газ, воду и соответственно водогазовую смесь на длинах, соизмеримых с расстоянием между добывающей и нагнетательной скважинами. Для повышения устойчивости смеси в нее может добавляться поверхностно-активное вещество (ПАВ). Депрессии на интервале вскрытия в газовой шапке рассчитывают из соотношения ΔP≤γHh, где γH=1043 - удельный вес нефти, h=10 м - начальная толщина нефтяной оторочки. Величины депрессии на верхний и нижний интервалы вскрытия таким образом составят по ΔР=105 Па (или по 1 атм), что вполне сопоставимо с депрессиями, с которыми эксплуатируют в настоящее время многие скважины на залежи.

Указанная депрессия обеспечивает трехкратное увеличение толщины нефтяной оторочки от начальной, так что к моменту достижения одним из контактов фаз ("газ-нефть" или "нефть-вода") или обоими одновременно интервалов отбора в нефтяной оторочке, размер локального утолщения составит 30 м.

Далее отбор переносят на старые интервалы вскрытия в нефтяной оторочке. Величина дебита возрастает кратно увеличению толщины оторочки. Если изначально дебит составлял, например, 10 м/сут, то для приведенного примера они возрастут до 30 м/сут.

Источники информации

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

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

Похожие патенты RU2313664C2

название год авторы номер документа
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ УГЛЕВОДОРОДНОЙ ЗАЛЕЖИ 2005
  • Алиев Расул Магомедович
  • Умариев Темирлан Магомедович
RU2313661C2
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ УГЛЕВОДОРОДНОЙ ЗАЛЕЖИ 2007
  • Умариев Темирлан Магомедович
RU2334869C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ УГЛЕВОДОРОДНОЙ ЗАЛЕЖИ 2007
  • Умариев Темирлан Магомедович
  • Ибрагимов Авес Ибрагимович
RU2334870C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ УГЛЕВОДОРОДНОЙ ЗАЛЕЖИ 2005
  • Алиев Расул Магомедович
  • Умариев Темирлан Магомедович
RU2318994C2
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ НЕФТИ, РАСПОЛОЖЕННОЙ НАД ГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖЬЮ И ОТДЕЛЕННОЙ ОТ НЕЕ НЕПРОНИЦАЕМЫМ ПРОПЛАСТКОМ 2011
  • Файзуллин Илфат Нагимович
  • Газизов Ильгам Гарифзянович
  • Рамазанов Рашит Газнавиевич
  • Петров Владимир Николаевич
  • Сулейманов Фарид Баширович
RU2502861C2
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ НЕФТИ, РАСПОЛОЖЕННОЙ НАД ГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖЬЮ И ОТДЕЛЕННОЙ ОТ НЕЕ НЕПРОНИЦАЕМЫМ ПРОПЛАСТКОМ 2011
  • Файзуллин Илфат Нагимович
  • Салихов Мирсаев Миргазямович
  • Газизов Ильгам Гарифзянович
  • Рамазанов Рашит Газнавиевич
  • Сулейманов Фарид Баширович
RU2478164C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ НЕФТИ, РАСПОЛОЖЕННОЙ ПОД ГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖЬЮ И ОТДЕЛЕННОЙ ОТ НЕЕ НЕПРОНИЦАЕМЫМ ПРОПЛАСТКОМ 2012
  • Файзуллин Илфат Нагимович
  • Ахметшин Раис Асылгараевич
  • Газизов Ильгам Гарифзянович
  • Рамазанов Рашит Газнавиевич
  • Сулейманов Фарид Баширович
RU2499134C2
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ОТОРОЧКИ НЕФТЕГАЗОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПОДОШВЕННОГО ТИПА 2019
  • Гущин Павел Александрович
  • Хлебников Вадим Николаевич
  • Копицин Дмитрий Сергеевич
  • Дубинич Валерия Николаевна
  • Мендгазиев Раис Иман-Мадиевич
  • Винокуров Владимир Арнольдович
  • Зобов Павел Михайлович
  • Антонов Сергей Владимирович
  • Мишин Александр Сергеевич
  • Иванов Евгений Владимирович
  • Сваровская Наталья Алексеевна
  • Гущина Юлия Федоровна
RU2728753C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ГАЗОВОЙ ШАПКОЙ (ВАРИАНТЫ) 2006
  • Стрижов Иван Николаевич
  • Динариев Олег Юрьевич
  • Михайлов Дмитрий Николаевич
  • Борткевич Сергей Вячеславович
  • Кузьмичев Дмитрий Николаевич
RU2312983C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ С НЕБОЛЬШОЙ ПО ТОЛЩИНЕ ВОДОПЛАВАЮЩЕЙ НЕФТЯНОЙ ОТОРОЧКОЙ 1986
  • Мартос В.Н.
  • Умариев Т.М.
SU1410596A1

Реферат патента 2007 года СПОСОБ РАЗРАБОТКИ УГЛЕВОДОРОДНОЙ ЗАЛЕЖИ

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки углеводородных залежей. Обеспечивает повышение коэффициента извлечения нефти при реализации способа на нефтегазоконденсатных залежах массивного типа с тонкой подгазовой водоплавающей нефтяной оторочкой за счет одновременного повышения коэффициента охвата и коэффициента вытеснения. Сущность изобретения: по способу через нагнетательные скважины в залежь закачивают водогазовую смесь, которая в процессе фильтрации расслаивается на газ, воду и собственно водогазовую смесь. Газ отбирают через один интервал, а воду - через другой интервал добывающих скважин. Отбор продолжают до формирования локального утолщения нефтенасыщенного слоя. После этого отбор переносят в нефтяную оторочку. Формирование локального утолщения увеличивает коэффициент охвата, а вытеснение водогазовой смесью - коэффициент вытеснения нефти. Время расслоения водогазовой смеси устанавливают меньше времени фильтрации пластовых флюидов от нагнетательных к добывающим скважинам. Для регулировки времени расслоения водогазовой смеси в нее добавляют поверхностно-активные вещества. 4 з.п. ф-лы, 1 ил.

Формула изобретения RU 2 313 664 C2

1. Способ разработки углеводородной залежи, включающий разбуривание залежи нагнетательными и добывающими скважинами, закачку через нагнетательные скважины вытесняющего агента и отбор через добывающие пластовые флюиды, отличающийся тем, что в качестве вытесняющего агента для закачки в пласт применяют водогазовую смесь, а добывающие скважины вскрывают дополнительно в газо- и водонасыщенных зонах соответственно с верхним и нижним интервалами вскрытия, а интервал отбора нефти переводят в разряд промежуточного и размещают между верхним и нижним, при этом через верхний и нижний интервалы вскрытия отбирают соответственно газ и воду залежи, вытесняемую газом и водой, выделившимися в свободные фазы при расслоении водогазовой смеси, а отбор нефти, вытесняемой самой газовой смесью, осуществляют через промежуточный интервал вскрытия в нефтяной оторочке, причем отбор газа и воды производят на первом этапе разработки до формирования локального утолщения нефтенасыщенного слоя и достижения одним из контактов "газ-нефть", "нефть-вода" или обоими вместе верхнего и нижнего интервалов вскрытия, а на втором - производят отбор нефти из локального утолщения нефтенасыщенного слоя до достижения одним из контактов "газ-нефть", "нефть-вода" или обоими вместе промежуточного интервала вскрытия.2. Способ разработки углеводородной залежи по п.1, отличающийся тем, что чередование первого и второго этапов осуществляют многократно до полной выработки нефтяной оторочки.3. Способ разработки углеводородной залежи по п.1, отличающийся тем, что после выработки нефтяной оторочки во всех скважинах вскрывают газонасыщенный интервал и залежь разрабатывают как чисто газовую.4. Способ разработки углеводородной залежи по п.1, отличающийся тем, что время расслоения водогазовой смеси устанавливают меньше времени фильтрации пластовых флюидов от нагнетательных к добывающим скважинам.5. Способ разработки углеводородной залежи по п.1, отличающийся тем, что для регулирования времени расслоения водогазовой смеси в нее добавляют поверхностно-активное вещество.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2007 года RU2313664C2

МИЩЕНКО И
Т
Скважинная добыча нефти
- М.: Нефть и газ, с.175-177
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖИ 1995
  • Закиров С.Н.
  • Коноплева И.И.
RU2081306C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ СОВМЕСТНО ЗАЛЕГАЮЩИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГИДРОМИНЕРАЛЬНОГО СЫРЬЯ 1999
  • Галеев Р.Г.
  • Тахаутдинов Ш.Ф.
  • Хисамов Р.С.
  • Юсупов И.Г.
  • Сулейманов Э.И.
  • Горобец А.Н.
  • Кадыров Р.Р.
  • Салимов М.Х.
  • Жиркеев А.С.
RU2148159C1
Поплавки для гидросамолета 1925
  • Дудаков В.И.
SU2090A1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ НЕФТЕГАЗОВЫХ ИЛИ ГАЗОКОНДЕНСАТНО-НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ 2003
  • Курамшин Р.М.
  • Степанова Г.С.
  • Тюхтин Н.И.
  • Шахвердиев Азизага Ханбаба Оглы
RU2242592C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА С ВОДОНАПОРНЫМ РЕЖИМОМ С ВЫСОКОПРОНИЦАЕМЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ В ПОДОШВЕННОЙ ЧАСТИ ПЛАСТА 1985
  • Сафронов С.В.
  • Иванчук Л.Ф.
  • Кильдибекова Л.И.
  • Султанов Т.А.
  • Федорова Н.Д.
  • Дергачев А.А.
  • Дмитриев Л.П.
  • Осадчий А.И.
  • Батырбаев М.Д.
  • Дердуга В.С.
SU1332918A1
US 3519076 A, 07.07.1970.

RU 2 313 664 C2

Авторы

Алиев Расул Магомедович

Умариев Темирлан Магомедович

Даты

2007-12-27Публикация

2005-11-22Подача