СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖИ Советский патент 1996 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, может быть использовано при разработке нефтегазовых залежей.

Целью изобретения является повышение эффективности способа за счет сокращения объемов закачиваемой и извлекаемой воды.

На чертеже представлена схема расположения скважин на участке нефтегазовой залежи относительно первоначального газонефтяного контакта.

На схеме скважины располагаются следующим образом: непосредственно в зоне первоначального газонефтяного контакта 1 располагается ряд скважин 2 для создания водяного барьера, в зоне газовой шапки размещается ряд газодобывающих скважин 3, а в нефтяной области залежи ряд нефтедобывающих скважин 4.

Примеры разработки нефтегазовой залежи по данному способу.

Пример 1. По способу разработки предусматривается вначале создание водяного барьера между нефтяной и газовой зонами залежи. Для этого в скважины 2 проводят закачку воды. Одновременно из газодобывающих скважин 3 добывают газ газовой шапки. В период барьерного заводнения предотвращают процессы внедрения воды в нефтяную зону или нефти в первоначально газонасыщенную область путем поддержания равенства средних давлений на линии ряда скважин 2 барьерного заводнения и на линии ряда скважин 4, расположенных в нефтяной зоне. В этих условиях скважины 4 используют для добычи нефти, поступающей со стороны законтурной зоны (снизу), либо они бездействуют, а вся закачиваемая вода внедряется в газовую шапку. Текущие объемы закачки и добычи в данном и последующих случаях определяют с помощью известных уравнений теории фильтрации жидкости (например, по уравнениям метода эквивалентных сопротивлений) Выполнение условий равенства средних давлений на линиях рядов скважин 2 и 4 и процесс образования водяного барьера контролируют путем систематических замеров пластового давления, с помощью гидродинамических и геофизических исследований скважин, расчетами текущих объемов газовой шапки и объемов внедрения жидкости по уравнению материального баланса. Закачку воды производят в объеме, соответствующем поровому объему участка пласта, примыкающего к скважинам 2 барьерного заводнения и имеющего ширину, равную расстоянию между скважинами барьерного заводнения. Такой объем воды, исходя из исследований, достаточен для предотвращения прорывов газа газовой шапки в нефтяную область залежи. К моменту завершения образования водяного барьера перепад средних давлений на линии скважин барьерного заводнения и в газовой шапке должен уменьшиться до нуля, для этого в некоторых случаях необходимо прекращение добычи газа или даже закачки газа в газовую шапку
После создания водяного барьера в скважины 2 закачивают химический реагент для образования оторочки между линией ряда скважин 2 и нефтяной зоной залежи. С целью сдержания процессов утечки химического реагента в сторону газовой шапки и перемещения закачанной ранее воды в нефтяную часть залежи в зоне первоначального газонефтяного контакта (на линии ряда скважин 2) и в газовой шапке поддерживают равенство средних давлений. Химический реагент в таком случае перемещается в сторону нефтяной зоны. Вытесняемую при этом нефть добывают через скважины 4. Объем закачки химического реагента, необходимый для создания оторочки, определяют по известным методикам расчета в зависимости от геологофизических условий разработки залежи и от вида применяемого химического реагента.

После создания оторочки закачку химического реагента прекращают. Образованную оторочку химического реагента вместе с отмываемой нефтью вытесняют к нефтедобывающим скважинам водой или газом газовой шапки. В первом случае (водой) после прекращения закачки химического реагента в скважины 2 закачивают воду; во втором случае (газом газовой шапки) скважины 2 останавливают, нефть вместе с оторочкой химического реагента и водой водяного барьера вытесняют к добывающим скважинам за счет энергии расширения газовой шапки. При необходимости для повышения давления в газовой шапке в скважины 3 закачивают газ или воду. Работу скважины 4 прекращают при достижении обводненности добываемой жидкости, соответствующей пределу рентабельной эксплуатации.

Пример 2. Последовательность операций и объемы закачки для создания водяного барьера такие же, как в примере 1. После образования водяного барьера ряд скважин 2 переоборудуют для добычи нефти, а ряд скважин 4 для нагнетания химического реагента. Добычу жидкости из скважин 2 начинают одновременно с закачкой химического реагента в скважины 4. Для сдерживания процесса перемещения нефти в сторону газовой шапки и уменьшения прорывов ранее закачанной воды водяного барьера в скважины 2 поддерживают равенство средних давлений в газовой шапке и в зоне первоначального газонефтяного контакта (на линии ряда скважин 2 ).

Закачку химического реагента прекращают после образования оторочки необходимых размеров. Оторочку химического реагента вместе с отмываемой нефтью вытесняют водой к скважинам 2. С этой целью в скважины 4 производят закачку воды. Работу скважин 2 прекращают при достижении обводненности, соответствующей пределу рентабельной эксплуатации.

В качестве химического реагента могут быть использованы растворители, поверхностно-активные вещества, щелочи, кислоты и др.

Способ разработки нефтегазовой залежи, включающий закачку воды для создания водяного барьера в зоне первоначального газонефтяного контакта, отбор газа из газовой шапки и нефти из области между скважинами бартерного заводнения и ближайшим рядом скважин, расположенным в нефтяной зоне, и закачку в эту область химических реагентов, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности способа за счет сокращения объемов закачиваемой и извлекаемой воды, закачку воды при создании водяного барьера производят при равенстве средних давлений на линии ряда скважин барьерного заводнения и ближайшим рядом скважин, расположенным в нефтяной зоне, а добычу нефти и закачку химических реагентов начинают после создания водяного барьера и осуществляют при поддержании равенства средних давлений в газовой шапке и в зоне первоначального газонефтяного контакта.

Способ разработки нефтегазовой залежи, включающий закачку воды для создания водяного барьера в зоне первоначального газонефтяного контакта, отбор газа из газовой шапки и нефти из области между скважинами барьерного заводнения и ближайшим рядом скважин, расположенным в нефтяной зоне, и закачку в эту область химических реагентов, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности способа за счет сокращения объемов закачиваемой и извлекаемой воды, закачку воды при создании водяного барьера производят при равенстве средних давлений на линии ряда скважин барьерного заводнения и ближайшим рядом скважин, расположенным в нефтяной зоне, а добычу нефти и закачку химических реагентов начинают после создания водяного барьера и осуществляют при поддержании равенства средних давлений в газовой шапке и в зоне первоначального газонефтяного контакта.