СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МАССИВНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ С ГАЗОВОЙ ШАПКОЙ Советский патент 1996 года по МПК E21B43/18 

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, а именно к способам разработки массивных нефтяных залежей с естественной или искусственной газовой шапкой.

Целью изобретения является повышение нефтеотдачи.

Сущность способа заключается в следующем.

Перед закачкой газа в газовую шапку сначала газ закачивают в нефтяную зону ниже поверхности газонефтяного контакта с давлением, превышающим давление в газовой шапке.

Закачиваемый газ, прорываясь от забоя нагнетательной скважины в газовую шапку, проходит через толщу нефтенасыщенной породы. В случае закачки углеводородных газов при фильтрации их через нефтенасыщенную толщу происходит процесс обогащения газа за счет испарения в него из нефти низкокипящих компонентов. В случае закачки неуглеводородных газов, таких как азот, дымовые газы и др. происходит процесс, аналогичный барботажу с соответствующим капельно-жидкостным уносом компонентов пластовой нефти. В результате закачки газа в нефтенасыщенную зону на газонефтяном контакте образуется оторочка обогащенного газа. После чего закачку газа в нефтенасыщенную область прекращают и ведут нагнетание газа в газовую шапку с давлением, обеспечивающим условия смешивающегося вытеснения нефти оторочкой обогащенного газа, и одновременно отбор нефти из нефтяной зоны.

Пример. В качестве примера реализации выбрано гипотетическое месторождение, представляющее массивную нефтяную залежь с газовой шапкой в трещиновато-кавернозно-поровых коллекторах. Коллектор характеризуется как низкопроницаемый (проницаемость от 0,1 до 200 мД) и высоконеоднородный, средняя пористость 5% остаточная вода 20% Высота залежи 140 м, в том числе высота газовой шапки 35 м, подошвенные воды неактивные, нефти маловязкие (0,5 спз) смолистые, средней плотности 0,8 кг/м³ в поверхностных условиях, газ углеводородный с содержанием метана до 80% Пластовое давление, приведенное к середине залежи, 28 МПа, в газовой шапке 25 МПа. Структура имеет пологий свод и крутые крылья. Площадь нефтеносности 5•10⁷м². Начальные балансовые запасы нефти 150 млн.т.

Разработку залежи предусматривается осуществлять с поддержанием пластового давления путем закачки газа в газовую шапку и осуществление вертикального вытеснения нефти газом с использованием эффекта гравитационной сегрегации. Коэффициент извлечения нефти при данном способе 0,35.

Исходя из состава пластовой нефти и закачиваемого газа, определяется давление смесимости. В рассматриваемом примере оно составило: для сухого газа, аналогично газу газовой шапки, 45 МПа, для газа, обогащенного легкими компонентами из пластовой нефти, 30 МПа.

На основе моделирования процесса вертикального вытеснения нефти газом, исходя из неоднородности пласта по проницаемости, определяется максимальный размер газовой шапки до прорыва газа и образования конусов обводнения в добывающих скважинах. Исходя из начального и максимального размеров газовой шапки, принимается ее средний рабочий размер. В рассматриваемом примере параметры среднего рабочего размера газовой шапки: высота 80 м, площадь по внешнему контуру газоносности 3•10⁷ м², среднее давление 30 МПа.

На экспериментальной установке моделируется вытеснение нефти обогащенным газом с целью определения оптимального соотношения оторочки обогащенного газа и объема газа продавливания. Оптимальная величина находится по стабилизации характеристики вытеснения, в рассматриваемом примере она составляет 20% от объема газовой шапки.

Исходя из среднего рабочего объема газовой шапки, оптимальной доли оторочки и давления смесимости обогащенного газа с нефтью определяется оптимальный объем оторочки (фактически равный необходимому объему закачки газа). В рассматриваемом примере: площадь 3•10⁷ м² х эфф. толщина 80• 0,55 м х пористость 0,05 х насыщенность (1-02) х пластовое давление 300 кг/см² х доли оторочки 0,2≈ 3,2• 10⁹ м³.

Для рассматриваемого примера, исходя из фильтрационных характеристик пласта и перепада давлений 5 МПа, расчетная глубина составляет 40 м.

После определения указанных характеристик рассчитывается необходимое число добывающих скважин, которые будут переведены под закачку газа и продолжительность периода закачки газа в подконтактную зону. При средней приемистости газонагнетательных скважин 650 тыс.м³ в сутки для закачки 3,2•10⁹ м³ газа потребуется 25 скважин на 200 дней.

Выбирается положение добывающих скважин, переводимых под закачку газа на площади. При плотности сетки добывающих скважин 16 га/скв число скважин, используемых под временную закачку газа, составит примерно 13% от их общего числа в контуре газоносности. Скважины выбираются таким образом, чтобы интервалы перфорации в них находились на глубине примерно на 40 м ниже поверхности газонефтяного контакта и по возможности равномерно по площади.

Выбранные скважины останавливаются и переоборудуются под закачку газа.

Закачка газа в подконтактную зону ведется в течение расчетного периода 200 суток, после чего использовавшиеся для этой цели скважины вновь переводятся на добычу нефти.

В дальнейшем закачка газа ведется через нагнетательные скважины в газовую шапку с давлением 30 МПа, обеспечивающим смешивающееся вытеснение нефти оторочкой обогащенного газа.

В результате перечисленных операций на месторождении будет реализован процесс смешивающегося вытеснения нефти рабочим агентом, что обеспечит увеличение коэффициента вытеснения на 15-20%
Таким образом, в результате реализации метода может быть дополнительно получено до 25-28 млн.т. нефти.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений. Цель изобретения - повышение нефтеотдачи за счет улучшения условий вертикального вытеснения нефти. Указанная цель достигается за счет создания на контакте газ-нефть оторочки из газа, обогащенного извлеченными из нефти жидкими компонентами и/или парами низкокипящих компонентов, причем оторочка создается путем нагнетания газа в течение определенного периода времени в нефтяную часть под поверхность газонефтяного контакта с давлением, превышающим давление в газовой шапке. После создания оторочки закачку газа ведут в газовую шапку с давлением, обеспечивающим смешивающееся вытеснение нефти созданной оторочкой обогащенного газа.

Способ разработки массивных залежей нефти с газовой шапкой, включающий закачку газа через нагнетательные скважины в газовую шапку и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что, с целью повышения нефтедобычи, перед закачкой газа в газовую шапку его закачивают до создания в подошвенной части газовой шапки оторочки, газа, обогащенного жидкими компонента нефти и/или парами низкокипящих компонентов нефти, в нефтяную зону вблизи газонефтяного контакт с давлением выше давления газа в газовой шапке, после чего закачку газа в газовую шапку осуществляют под давлением, необходимым для смешивающегося вытеснения нефти, а объем оторочки газа определяют по стабилизации характеристик вытеснения газа.