СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ С НЕБОЛЬШОЙ ПО ТОЛЩИНЕ ВОДОПЛАВАЮЩЕЙ НЕФТЯНОЙ ОТОРОЧКОЙ Советский патент 1994 года по МПК E21B43/18 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтегазовых или нефтегазоконденсатных залежей с подгазовой водоплавающей нефтяной оторочкой небольшой толщины.

Цель изобретения - увеличение коэффициента извлечения нефти из нефтяной оторочки и предотвращение образования конуса подошвенной воды.

В основе способа разработки нефтегазовых или нефтегазоконденсатных залежей с подгазовой водоплавающей нефтяной оторочкой небольшой толщины лежит то, что при вскрытии газонасыщенной зоны пласта и отборе газа из этой зоны через добывающие скважины возмущающее действие от депрессии на поверхности водонефтяного и газонефтяного контактов оказывается различным, поскольку расстояние от возмущающей области (забой добывающей газовой скважины) до указанных поверхностей различно, а именно расстояние до поверхности водонефтяного контакта (ВНК) больше, чем до поверхности газонефтяного контакта (ГНК), и следовательно, возмущающее действие на последнюю значительнее. Кроме того, влияние депрессии в газовой зоне на поверхность водонефтяного контакта экранируется гидростатическим давлением нефтенасыщенного слоя.

Таким образом, при определенных заранее рассчитанных, исходя из коллекторских свойств (пористость, проницаемость, удельная поверхность) и свойств пластовой нефти и воды (вязкость, плотность, минерализация), темпах отбора газа из центральной присводовой области газовой зоны пласта и закачки газа в область контура газоносности и соответствующей им депрессии поверхность водонефтяного контакта может оставаться практически неподвижной, так как возмущающее действие на нее компенсируется гидростатическим давлением нефтенасыщенного слоя, в то время как поверхность газонефтяного контакта деформируется и за счет подтока нефти от периферийных областей к скважине образуется локальное утолщение нефтегазонасыщенного слоя. В результате тонкая нефтяная оторочка преобразуется в конусообразную, нефтенасыщенная толщина пласта у скважины возрастает, что уменьшает вероятность прорыва газа и подошвенной воды скважины и позволяет осуществить в течение определенного времени безводный и безгазовый отборы нефти. После выработки нефти из утолщения оторочки цикл повторяют.

На фиг.1 показано состояние залежи до начала ее разработки; на фиг.2 - перед отбором нефти из локального утолщения нефтяной оторочки; на фиг.3 - после отбора нефти из локального утолщения нефтяной оторочки; на фиг.4 - перед повторным отбором нефти из вторично образованного локального утолщения нефтяной оторочки; на фиг.5 - после отбора нефти из вновь образовавшегося локального утолщения нефтяной оторочки; на фиг.6 и 7 приводятся варианты выполнения фрагмента А на фиг.1.

В данном способе (см.фиг.1, фиг.2) газонагнетательные скважины 1 размещают по контуру 2 газоносности. Перфорационные интервалы скважины 1 закрывают продуктивный пласт в области газовой зоны 3 пласта 4, а добывающая газовая скважина 5 вскрывает газовую зону пласта в центральной присводовой области 6. Вскрытие газовой зоны производят на таком расстоянии от поверхности газонефтяного контакта 7, которое позволило бы получить максимальный подъем 8 газонефтяного контакта от первоначального горизонтального положения. Если мощность газовой шапки не велика, то интервал вскрытия может располагаться непосредственно под кровлей 9 пласта. Интервал вскрытия нефтяной оторочки 10 и температуры отбора нефти из нее выбирают таким образом, чтобы исключить возможность деформации поверхности водонефтяного контакта 11 и прорыва к добывающим скважинам 12 подошвенной воды 13.

Способ осуществляют следующим образом (см.фиг.1, фиг.2).

Газ нагнетают в скважины 1 по контуру 2 газоносности. Одновременно производят отбор газа из центральной присводовой области 6 газовой зоны 3 пласта 4 из добывающих скважин 5. Извлекаемые при этом жидкие углеводороды (конденсат) утилизуют, а осушенный газ закачивают обратно в залежь через газонагнетательные скважины 1. Темпы отбора и закачки газа устанавливают такими, чтобы мог образоваться нефтяной конус, а поверхность водонефтяного контакта 11 не деформировалась.

Рециркуляция газа продолжается до тех пор, пока вершина конуса не достигнет заданного расчетного положения подъема 8.

На втором этапе отбора газа прекращают и производят отбор нефти из локального утолщения 14 нефтяной оторочки через добывающие скважины 12 до выработки утолщения (см. фиг.3). При этом нагнетание газа в скважины 1 продолжают. Темпы отбора нефти и соответствующая им депрессия так же, как и темпы отбора газа на первом этапе цикла должны исключать возможность деформации поверхности водонефтяного контакта и образование конусов подошвенной воды. После прорыва газа в добывающие скважины прекращают отбор нефти и снова начинают отбирать газ из скважины 5 (см. фиг.4,5).

Циклическую разработку повторяют до полной выработки нефтяной оторочки. После выработки оторочки залежь с оставшимися в ней запасами газа разрабатывают как чисто газовую.

Если на первых этапах разработки залежи отсутствует потребность в углеводородном газе, то разработка может производиться с полным поддержанием пластового давления, т.е. с полным возвратом углеводородного газа обратно в залежь. В этом случае эффект от разработки по способу будет максимальным.

Отбор нефти из газовой и нефтяной зон может производиться через одну скважину. Для этого в эксплуатационную колонну 15 скважины с двойным завершением (см.фиг.6) опускают колонну 16 насосно-компрессорных труб для отбора нефти и колонну 17 для отбора газа. Вскрытую часть 18 нефтенасыщенного слоя и вскрытую часть 19 газонасыщенного слоя разобщают пакером 20. Пакером 21 разобщают внутреннюю полость колонны 17 насосно-компрессорных труб от затрубного пространства 22.

В другом варианте (см. фиг.7) обходятся одной колонной насосно-компрессорных труб. В этом случае отбор газа производят по затрубному пространству 22, а отбор нефти - по колонне 16 насосно-компрессорных труб.

По данному способу нефтяная оторочка разрабатывается на газонапорном режиме, поскольку газ, нагнетаемый в газовую зону, вытесняет нефть в центральную область газовой зоны залежи, увеличивая тем самым толщину нефтяной оторочки. Таким образом, залежь нефти из пологозалегающей преобразуется в конусообразную и происходит как бы перезарядка запасов нефти.

Увеличение нефтенасыщенной мощности в зоне эксплуатационной нефтяной скважины за счет оттока нефти от периферийных областей пласта позволяет осуществить безводный и безгазовый отборы нефти на газонапорном режиме с коэффициентом нефтеотдачи 0,4-0,7. При этом становится возможной добыча нефти из оторочек, запасы нефти в которых относятся к категории неизвлекаемых из-за того, что отбор нефти из нефтяной оторочки практически с самого начала разработки приводит к образованию конусов подошвенной воды и прорыву газа к добывающей скважине.

Темпы отбора газа из газовой зоны залежи и закачки газа в газовую зону на первых этапах увеличивают постепенно, чтобы при этом выполнялось условие
Р_к - Р_с1 ≅ γ h₁, где Р_к - давление по линии пересечения ВНК с контуром области деринирования скважины, Па;
Р_с1 - забойное давление эксплуатационной газовой скважины, Па;
γ - удельный вес пластовой нефти, Н/м³;
h₁ - максимальная величина подъема нефтяного конуса от первоначального положения ВНК, м;
а темпы отбора нефти из образовавшегося локального утолщения нефтяной оторочки устанавливают такими, чтобы выполнялось условие
Р_к - Р_с2 ≅ γ h₂, где Р_с2 - забойное давление эксплуатационной нефтяной скважины, Па;
h₂ - расстояние от интервала вскрытия эксплуатационной нефтяной скважины до поверхности ВНК, м.

Выбор указанных соотношений обусловлен следующими обстоятельствами.

При вскрытии газонасыщенной зоны пласта и отборе газа из этой зоны возмущающее действие от депрессии на пласт оказывается как на ГНК, так и на ВНК и возможна деформация этих контактов, однако, если давление гидростатического столба нефти с высотой, равной расстоянию от ВНК до вершины образующегося нефтяного конуса (h₁), оказывается достаточным для уравновешивания возмущающего действия на поверхность ВНК, то деформация ВНК не произойдет и добывающие скважины обводняться не будут. Поскольку гидростатическое давление столба нефти равно γ h₁, а возмущающее действие на поверхность ВНК-Р_к - Р_с1, то для выполнения вышеуказанного необходимо, чтобы γ h₁ ≥ Р_к - Р_с1.
Аналогичным образом на вторых этапах (отбор нефти из локального утолщения нефтяной оторочки) деформация ВНК не произойдет, если гидростатическое давление столба нефти с высотой, равной расстоянию от интервала вскрытия эксплуатационной скважины до поверхности ВНК (h₂) будет превышать возмущающее действие Р_к - Р_с2 на указанную поверхность, т.е. γ h₂ ≥ Р_к - Р_с2.

Для обеспечения выбора величины максимального соотношения между утолщением нефтенасыщенного слоя и первоначальной его толщиной или выбора момента, при котором осуществляется переход от рециркуляции газа в газовой (газоконденсатной) зоне пласта к отбору нефти из полученного в результате циркуляции газа локального утолщения нефтенасыщенного слоя, было проведено экспериментальное исследование процессов образования локальных утолщений в тонких подгазовых нефтенасыщенных слоях, подстилаемых подошвенной водой.

Результаты экспериментальных исследований представлены в виде зависимостей
Δ Н = f( τ ), где ΔH = безразмерный прирост нефтенасыщенного слоя;
h₁ - текущая величина подъема нефтяного конуса от положения водонефтяного контакта, зависящая от величины депрессии
Δ Р = P_к - Р_с,
h_o - первоначальная толщина нефтенасыщенного слоя;
τ - время, отсчитываемое от момента выставления депрессии и начала отклонения газонефтяного контакта от первоначального положения.

Анализ полученных зависимостей показывает, что все они носят экспоненционный характер и могут быть представлены общей эмпирической зависимостью
ΔH = · (I-e^-cτ) где с - параметр являющийся функцией физико-химических свойств пласта и условий вытеснения нефти;
h₁ - максимальная величина подъема нефтяного конуса от положения водонефтяного контакта.

Нарастание нефтенасыщенного слоя происходит со значительной скоростью лишь в начальные моменты времени. Со временем указанная скорость уменьшается. Так, например, при депрессии Δ Р = 0,07 МПа за промежуток времени τ = τ_o = 200 с безразмерный прирост конуса достигает значения Δ Н = 0,99. С указанного момента времени скорость нарастания конуса настолько уменьшается, что дальнейшая рециркуляция газа с целью увеличения толщины нефтенасыщенного слоя становится не эффективной и не позволяет существенно повысить нефтеотдачу.

Таким образом, момент перехода τ = τ_o от циркуляции газа к отбору нефти из образовавшегося в результате рециркуляции локального утолщения нефтенасыщенного слоя определяется условием
_ΔH==0.99
Экспериментальные исследования на физической модели пласта позволяют также обосновать момент перехода от отбора нефти из локального утолщения нефтенасыщенного слоя вновь к рециркуляции газа.

Как показывают исследования прорыв газа к нефтедобывающим скважинам приводит к истощению энергии газовой шапки, выпадению и потерям конденсата в пласте, а также к образованию в нефтяной оторочке в области нефтедобывающих скважин двухфазных водонефтяных зон с повышенным фильтрационным сопротивлением подтоку нефти.

Образование указанных зон приводит к снижению прироста нефтенасыщенного слоя, получаемого в последующих циклах разработки. Поэтому рециркуляция газа возобновляется сразу же после выработки утолщения нефтенасыщенного слоя, полученного в процессе предыдущего цикла разработки, таким образом, чтобы не происходило локальное загазовывание нефтедобывающих скважин.

Нефтегазовая залежь сложена породами с пористостью 32% и проницаемостью 1 дарси.

Этаж продуктивности 100 м, толщина нефтяной оторочки 10 м, вязкость и плотность пластовой нефти соответственно 1 сПз и 0,8 г/см³. Соотношение воды и нефти в пластовых условиях 20. Расстояние между нагнетательной и эксплуатационной газовой скважиной 400 м.

Темпы закачки газа в нагнетательные скважины и отбора газа из добывающих увеличивают постепенно от минимального значения, установленного из условия ненарушения поверхности водонефтяного контакта, и могут составить при указанных выше исходных данных, в конце первого этапа первого цикла разработки 100 тыс.м³/с.

В результате возмущающего действия, возникающего между газовой и нефтяной частью пласта перепада давления, образуется нефтяной конус, вершина которого перемещается вверх со скоростью 5 м/год. Через два года производят отбор нефти из образовавшегося локального утолщения (нефтяной оторочки). Дебит эксплуатационных нефтяных скважин при условии стабильной поверхности водонефтяного контакта и в соответствии с приведенными выше исходными данными должен составить 50 т/сут.

После выработки утолщения (нефтяной оторочки) отбор нефти прекращают и снова начинают отбор газа. Темпы отбора газа в конце первого этапа второго цикла разработки меньше, чем в конце первого этапа первого цикла разработки залежи и составляют 75 тыс.м³/сут, поскольку после первого цикла средняя толщина нефтяной оторочки уменьшается на 25%. Далее циклы повторяют до полной выработки нефтяной оторочки. Конечный коэффициент на отдачи при этом может достигнуть 0,5.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Цель изобретения - увеличение коэффициента извлечения нефти из нефтяной оторочки. Через добывающие скважины (С) отбирают газ из присводной области газовой зоны до образования при заданных темпах отбора закачки максимально возможного нефтяного конуса над первоначальным газонефтяным контактом. Нефть отбирают из нефтяной оторочки в области нефтяного конуса, образованного при отборе газа. Одновременно закачивают газ в область контура газоносности газовой зоны. При этом отбор газа и нефти производят попеременно. Для предотвращения образования конуса подошвенной воды темп закачки и отбора газа из газовой зоны постепенно увеличивают. Темп отбора нефти устанавливают таким, чтобы выполнялись условия (P_к-P_с1≅ γh₁; P_к-P_с2≅ γh₂), где P_к - давление (Д) на линии пересечения водонефтяного контакта с контуром области дренирования С, Па; P_с1 - забойное Д добывающей газовой С, Па, γ - удельный вес пластовой нефти Н( H(м³) ); h₁ - максимальная величина подъема нефтяного конуса над первоначальным водонефтяным контактом; P_с2 - забойное Д - добывающей нефтяной С, Па, h₂ - расстояние от интервала вскрытия добывающей нефтяной С до поверхности водонефтяного контакта. 1 з.п. ф-лы, 7 ил.

1. СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ С НЕБОЛЬШОЙ ПО ТОЛЩИНЕ ВОДОПЛАВАЮЩЕЙ НЕФТЯНОЙ ОТОРОЧКОЙ, включающий отбор через добывающие скважины газа из газовой зоны залежи и нефти из нефтяной оторочки с одновременной закачкой газа в газовую зону залежи, отличающийся тем, что, с целью увеличения коэффициента извлечения нефти из нефтяной оторочки, закачку газа осуществляют в область контура газоносности газовой зоны, а отбор газа и нефти производят попеременно, причем газ отбирают из присводовой области газовой зоны до образования при заданных темпах отбора и закачки максимально возможного нефтяного конуса над первоначальным газонефтяным контактом, а нефть отбирают из нефтяной оторочки в области нефтяного конуса, образованного при отборе газа. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что, с целью предотвращения образования конуса подошвенной воды, темп закачки и отбора газа из газовой зоны постепенно увеличивают, а темп отбора нефти устанавливают таким образом, чтобы выполнялись условия
P_к-P_с1 ≅ γh₁ ;
P_к-P_с2 ≅ h₂ ;
где P_k - давление на линии пересечения поверхности водонефтяного контакта с контуром области дренирования скважины, Па;
P_с1 - забойное давление добывающей газовой скважины, Па;
γ - удельный вес пластовой нефти, Н/м³;
h₁ - максимальная величина подъема нефтяного конуса над первоначальным ВНК;
P_с2 - забойное давление добывающей нефтяной скважины, Па;
h₂ - расстояние от интервала вскрытия добывающей нефтяной скважины до поверхности ВНК.