СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ ЗАЛЕЖИ Советский патент 1994 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтегазоконденсатных залежей с большим этажом газоносности, нефтяная оторочка которых подстилается малоактивной подошвенной водой, а газоконденсатная зона содержит погребенную нефть.

Целью изобретения является повышение эффективности способа при его реализации на массивных однородных залежах за счет увеличения коэффициента извлечения нефти и уменьшения капитальных затрат на сооружение скважин.

Сущность способа заключается в следующем.

Залежь разбуривают добывающими и нагнетательными скважинами, причем забои скважины располагают непосредственно под непроницаемой кровлей продуктивной залежи в ее газоконденсатной зоне, производят нагнетание воды в повышенную часть залежи под непроницаемую кровлю, а отбор конденсатного газа осуществляют через все добывающие скважины с дебитами, исключающими перехват ими нагнетаемой воды. Нагнетаемая вода под собственным весом опускается в погруженную часть залежи и достигает нефтяной оторочки. Часть воды при этом растекается по поверхности газонефтяного контакта, образуя области растекания, остальная часть через нефтяную оторочку продолжает опускаться в подошвенную зону залежи за счет гравитационного разделения нефти и воды. Далее водяные языки прорывают нефтяную оторочку и достигают поверхности водонефтяного контакта, при этом нефтяная оторочка рассекается на отдельные нефтенасыщенные блоки.

На фиг. 1 показано состояние залежи до начала нагнетания воды; на фиг. 2 - этап разработки, когда в нагнетательные скважины закачивают воду, причем вода еще не прорвала нефтяную оторочку и частично растекается по поверхности газонефтяного контакта; на фиг. 3 - то же, после прорыва нагнетаемой водой нефтяной оторочки; на фиг. 4 - этап разработки, когда через добывающие скважины производят отбор нефти; на фиг. 5 - экспериментальная физическая модель пласта.

Нефтегазоконденсатная залежь с нефтяной оторочкой 1 (см. фиг. 1), которая подстилается малоактивной подошвенной водой 2 и со значительными запасами погребенной нефти в газоконденсатной зоне 3, разбуривают добывающими 4 и нагнетательными 5 скважинами. Интервалы вскрытия 6 добывающих и водонагнетательных скважин располагают в повышенной части 7 газоконденсатной зоны залежи непосредственно под непроницаемой кровлей 8 продуктивного слоя.

Способ разработки нефтегазоконденсатной залежи осуществляют следующим образом.

Через нагнетательные скважины 5 в повышенную часть 7 газоконденсатной зоны 3 залежи закачивают воду, которая образует языки 9, а через добывающие скважины 4 отбирают газовый конденсат.

Нагнетаемая вода под собственным весом опускается в погруженную часть залежи и достигает нефтяной оторочки 1. Часть воды при этом растекается по поверхности газонефтяного контакта 10 (см. фиг. 2), образуя области растекания 11, остальная же часть через нефтяную оторочку продолжает опускаться в подошвенную зону залежи за счет гравитационного разделения нефти и воды.

Далее водяные языки 9 прорывают нефтяную оторочку и достигают поверхности водонефтяного контакта 12, при этом нефтяная оторочка рассекается на отдельные нефтенасыщенные блоки 13.

Темп закачки каждой нагнетательной скважины при этом определяют из выражения
Q_н< , где Q_н - дебит нагнетательной скважины, т/сут;
l_o - расстояние между рядами скважин, м;
ρ_в,μ_в,γ_в - плотность, вязкость и удельный вес нагнетаемой через водонагнетательные скважины воды, соответственно т/м³, Па·с, H/м³;
К - абсолютная проницаемость породы коллектора, м²;
86400 - число секунд в сутках.

Нагнетаемая вода, смешиваясь с пластовой водой, начинает вытеснять нефтяную оторочку в повышенную часть 7 газоконденсатной зоны 3 залежи (см. фиг. 3).

Одновременно с вытеснением нефтяной оторочки в повышенную часть залежи языки нагнетаемой воды выдавливают нефтенасыщенные блоки 13 в вертикальном направлении за счет уменьшения их размеров вдоль напластования.

Выбор дебитов водонагнетательных скважин в соответствии с приведенным выше выражением позволяет обеспечить получение максимального утолщения нефтенасыщенных блоков в вертикальном направлении без слияния водяных языков и образования на поверхности газонефтяного контакта сплошного водяного зеркала.

По мере перемещения нефтяной оторочки к добывающим скважинам 4 толщина нефтенасыщенных блоков 13 увеличивается, причем увеличение происходит не только за счет давления нагнетаемой воды на нефтенасыщенные блоки вдоль напластования, но также и за счет консолидации погребенной нефти в газоконденсатной зоне 3 залежи с нефтью оторочки и вовлечения в движение выпавшего в окрестности добывающих скважин 4 жидкого конденсата. В процессе вытеснения нефтенасыщенных блоков 13 в повышенную часть 7 газоконденсатной зоны 3 залежи из добывающих скважин 4 продолжают отбирать конденсатный газ. Дебиты добывающих скважин определяют из выражения
Q_д< · , где Q_д - дебит добывающей скважины, т/сут;
μ, ρ - вязкость и плотность газа или нефти, соответственно Па с, т/м³;
- толщина интервала вскрытия добывающей скважины, м;
r_c - радиус добывающей скважины, м;
h - толщина газоконденсатонасыщенной зоны, м.

Выбор дебитов добывающих скважин в соответствии с приведенным выражением позволяет исключить вероятность перехвата ими нагнетаемой в пласт воды, а также уменьшить влияние работающих добывающих скважин на форму языков 9. С достижением нефтенасыщенными блоками 13 интервала вскрытия добывающих скважин 4 (см. фиг. 4) и увеличением в продукции добывающих скважин доли жидких углеводородов последние переводят на добычу нефти из нефтенасыщенных блоков 13 до полной выработки нефтяной оторочки. При этом закачку воды в водонагнетательные скважины 5 продолжают.

Таким образом, при разработке нефтегазоконденсатной залежи реализуется сходящий поток нефти, которая вытесняется в повышенную часть залежи, что позволяет повысить компактность запасов нефти, а затем разрабатывается искусственная нефтяная залежь без газовой шапки.

Для обоснования выбора дебитов добывающих и нагнетательных скважин в соответствии с приведенными выше соотношениями проводили экспериментальные исследования на профильной физической модели пласта (см. фиг. 5). Модель представляет собой полый корпус 14 размерами 1170х500х60 мм, выполненный из оргстекла, внутренняя полость которого заполнена стеклянным бисером. Размеры внутренней полости составляют 1150х400х10 мм, пористость набивки из стеклянного бисера 0,415, проницаемость набивки 680 дарси.

Корпус снабжен выводами 15 для создания водо- и нефтенасыщенных слоев, выводами (скважинами) 16 для нагнетания воды и образования водяных языков и выводами (скважинами) 17 для отбора из модели углеводородов.

Через выводы 15 в модели создают водонасыщенный 18 и газонасыщенный 19 слои. Через выводы (скважины) 16 в повышенную часть 20 газонасыщенного слоя 19 в модель нагнетают воду, которая образует языки 21. Часть воды при этом растекается по поверхности газонефтяного контакта 22 и образует области растекания 23. Большая же часть воды продолжает опускаться к водонефтяному контакту 24 и рассекает нефтенасыщенный слой на блоки 25 (см. фиг. 5).

Экспериментальные исследования на профильной физической модели пласта показали, что отношение диметра области расстекания d к диаметру языка d_о практически не зависит от физико-химических свойств пласта-коллектора и свойств насыщающих его флюидов и является лишь функцией отношения толщины газоконденсатонасыщенной зоны h к толщине нефтяной оторочки (см. фиг. 5).

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Цель - повышение эффективности способа при его реализации на массивных однородных залежах за счет увеличения коэффициента извлечения нефти и уменьшения капитальных затрат на сооружение скважин. Залежь разбуривают добывающими и нагнетательными скважинами. Забои скважин располагают непосредственно под непроницаемой кровлей продуктивной залежи в ее газоконденсатной зоне. Нагнетают воду в повышенную часть залежи под непроницаемую кровлю. Конденсатный газ отбирают через добывающие скважины с дебитами, исключающими перехват ими нагнетаемой воды. Последняя под собственным весом опускается в погруженную часть залежи и достигает нефтяной оторочки. Часть воды растекается по поверхности газонефтяного контакта, образуя области растекания. Остальная часть воды через нефтяную оторочку продолжает опускаться в подошвенную зону залежи за счет гравитационного разделения нефти и воды. Затем водяные языки прорывают нефтяную оторочку и достигают поверхности водонефтяного контакта. Нефтяная оторочка рассекается на отдельные нефтенасыщенные блоки. 2 з.п.ф-лы, 5 ил.

1. СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ ЗАЛЕЖИ, включающий разбуривание залежи добывающими и нагнетательными скважинами, смещение нефтяной оторочки в повышенную часть газоконденсатной зоны нагнетанием в залежь воды и отбор конденсатного газа из газоконденсатной зоны добывающими скважинами и перевод их на добычу нефти по мере смещения нефтяной оторочки, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности способа при его реализации на массивных однородных залежах за счет увеличения коэффициента извлечения нефти и уменьшения капитальных затрат на сооружение скважин, добывающие и нагнетательные скважины бурят до глубины непосредственно под непроницаемой кровлей продуктивной залежи в ее газоконденсатной зоне, нагнетание воды производят в повышенную часть газоконденсатной зоны залежи под непроницаемую кровлю, а отбор конденсатного газа осуществляют через все добывающие скважины с дебитами, исключающими перехват ими нагнетаемой воды, темп закачки воды через нагнетательные скважины позволяет одновременно с вытеснением в повышенную часть залежи нефтяной оторочки и увеличением ее толщины предотвратить растекание нагнетаемой воды сплошным фронтом по поверхности газонефтяного контакта, а при достижении нефтяной оторочкой интервалов вскрытия добывающих скважин через все добывающие скважины из нее добывают нефть. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что темп закачки воды каждой нагнетательной скважины, обеспечивающий максимально возможное утолщение нефтенасыщенных блоков оторочки без образования нагнетаемой водой сплошного фронта заводнения по поверхности газонефтяного контакта, определяют из выражения
Q_н< ,
где Q_н - темп закачки воды, т/сут;
l₀ - расстояние между рядами скважин, м;
ρ_o , μ_в , γ_в - плотность, вязкость и удельный вес нагнетаемой через водонагнетательные скважины воды, соответственно Т/м³, Па · с, Н/м³;
K - абсолютная проницаемость породы коллектора, м²;
86400 - число секунд в сутках. 3. Способ по пп.1 и 2, отличающийся тем, что дебит каждой добывающей скважины, исключающий перехват нагнетаемой воды, определяют из выражения
Q_д< · ,
где Q_д - дебит добывающей скважины, т/сут;
μ , ρ - вязкость и плотность газа или нефти, соответственно Па · с, т/м³;
- толщина интервала вскрытия добывающей скважины, м;
r_с - радиус добывающей скважины, м;
h - толщина газоконденсатонасыщенной зоны, м.