Способ разработки газоконденсатной залежи с подстилаемой нефтяной оторочкой Советский патент 1991 года по МПК E21B43/24 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки газоконденсатных месторождений.

Целью изобретения является повышение углеводородоотдачи за счет дополнительного извлечения выпавшего в пласте конденсата.

Способ осуществляют следующим образом.

Газоконденсатную залежь разбуривают единой сеткой скважин. Скважины, предназначенные в последующем для нагнетания кислородосодержащего агента и инициирования горения нефти,проводят до

подошвы нефтяной оторочки и равномерно располагают на площади так, что обеспечивается в дальнейшем очаговая схема теплового воздействия. Остальные скважины бурят до подошвы газонасыщенной мощности основного объекта эксплуатации (газо- конденсатной залежи)

Все скважины перфорируют в газонасыщенном интервале залежи и в первом периоде разработки обеспечивают эксплуатацию основного объекта на истощение. Этот период сопровождается снижением пластового давления в залежи и осуществляется до давления максимального выпадения конденсата в пласте

о ю ю ел о

Јь

Затем в скважинах, вскрывших нефтяную оторочку, проводят перфорацию в интервале нефтяной оторочки, устанавливают пакеры по разобщению газовой и нефтяной части залежи, нагнетают кислородосодер- жащий агент (газовоздушную смесь) и проводят зажигание нефти на забое скважин. Создание очага горения в пласте контролируют по изменению пластовой температуры, величина которой может достигать 800-1000°С.

Дальнейшим нагнетанием кислородо- содержащего агента и форсированным отбором флюидов в оставшихся эксплуатационных скважинах формируют устойчивое продвижение фронта горения вглубь нефтяной оторочки и, следовательно, расширяют область очага горения в пласте. Горячие продукты горения, испарившиеся легкие фракции нефти и перенос тепла через зону контакта основного объекта разработки с нефтяной оторочкой приводят к испарению ранее выпавшего в пласте кон- донсата и добыче обогащенной газоконден- сатной смеси через оставшиеся эксплуатационные скважины.

Эффективность процесса контролируют по увеличению выхода конденсата с продукцией скважин, проводя промысловые исследования скважин на газоконденсат- ность, и по изменению физико-химических характеристик и состава добываемого углеводородного конденсата.

Пример. Исследуют газоконденсат- ную залежь, эффективный радиус которой R 5000 м, мощность hr 100 м, пластовая температура ТПл 60°С, начальное пластовое давление Рн 20 МПа. Коллектор залежи имеет пористость m 0,2, газонасыщенность Of 0,7, теплоемкость Сп 500ккал/м3.°С. Потенциальное содержание конденсата 400 г/м , давление максимальной конденсации Рмакс 8 МПа. Залежь разрабатывается на истощение сеткой скважин, вскрывающих газонасыщенную мощность залежи. Часть скважин, вскрывающих нефтяную оторочку, перфорируют в области газонасыщенной мощности и изолируют от нефтяной оторочки цементными мостами. Их расположение на площади газоносности выбирают исходя из возможности реализации в дальнейшем очагового теплового воздействия.

Скважины вводят в эксплуатацию в соответствии с технологическими режимами разработки залежи на истощение. В результате отбора газа давление в залежи падает, что приводит к нарушению равновесного состояния газокондечсатной смеси и выпадению углеводородного конденсата в пласте.

Оценочные запасы углеводородного сырья можно определить для выбранной ги- потетической залежи следующим образом. Запасы газоконденсатной смеси, приведенные к атмосферным условиям, находят по формуле

яН

Рн

О)

Хаэап Ь2/т-а2- -. JMJ,

Запасы углеводородного конденсата оценивают как

. (2)

где/OK - плотность конденсата, т/м3.

Численные значения для подстановки в формулы (1) и (2) приведены в исходных данных. Для приведенной залежи Г Q3an 224 109м3, Ок 130 -106м3. Если при снижении пластового давления в залежи до давле- ния максимальной конденсации коэффициент конденсатоотдачи составляет JK 0,3, то потери конденсата в пласте количественно оценивают по формуле

Е0кот 20к-(1-JK).(3)

Для данного случая они составляют Окот 90- 106м3, что соответствует средней конденсатонасыщенности пласта, равной

ак Ј CCV- h2 m «г 0.16 . (4)

За приемлемый срок разработки (25-30

лет) в результате гравитационного разделения насыщенность конденсатом пласта в

области газонефтяного контакта составляет

ак 0,4.

После достижения давления в залежи, соответствующего максимальной конденсации углеводородов, скважину переводят перфорацией на нефтяную оторочку и лифтовые трубы изолируют от газонасыщенного пласта пакером. В скважине устанавливают нагревательный прибор, позволяющий нагреть призабойную зону до температуры зажигания нефти в пластовых условиях (700-800°С) и, нагнетая в скважину газовоздушную смесь, добиваются образования устойчивого очага горения, который

при дальнейшем нагнетании газовоздушной смеси продвигают в направлении эксплуатационной скважины. Температуру в выжженной области и во фронте горения можно регулировать составом газовоздушной смеси и скоростью закачки смеси. Горе- ние нефти в оторочке приводит к нагреванию выше- и нижележащих пород, испарению ранее выпавшего конденсата и его дальнейшему извлечению через фонд эксплуатационных скважин. Кроме того.

при осуществлении предлагаемого способа происходит испарение легких фракций нефти, которая, так же как и испарившийся кон- денсат,транспортируетсяк

эксплуатационным скважинам и извлекается на поверхность, что приводит к увеличению углеводородоотдачи.

Для оценки теплового баланса выбранной гипотетической залежи используют следующие формулы.

Величина тепловой энергии, рассеиваемой в вышележащий пласт при горении нефти в нефтяной оторочке, может быть определена как

Rz

Q -AC AT.

где Q - тепловая энергия, ккал;

t - время горения нефти, ч;

С - теплоемкость породы, ккал/м3 °С;

А - теплопроводность породы, ккал/м °С;

ДТ - разность температур нагретого и холодного пласта.

Величина AT определяется как разность температуры в зоне горения (860°С) и пластовой температуры ( 60°С) и равна ДТ 800°С. Значение коэффициента VA С ориентировочно выбирают 25 ккал/м ч1/2°С. Если процесс подземного горения осуществляется 3 года, тогда величина Q, рассчитанная по формуле (5), составляет Q 37-1012ккал.

Для полного испарения конденсата и перевода в газовую фазу достаточно его нагреть до 200°С. Если теплоемкость породы газонасыщенной части Сп 500 ккал/м с, то рассчитанного количества тепла (Q 37- 1012 ккал) хватит для прогрева объема коллектора, равного Q

V

(6)

Сп -AT

где V F- h 2 - объем прогретой до 200°С части породы, граничащей с нефтяной оторочкой. м3;

AT - прирост температуры в указанном объеме

(ДГ 140°С).

Из формулы (6) находят мощность прогретой части пласта

h2 F.CnQ-AT 26()- где ha - толщина зоны дренирования газовой части пласта;

Q - тепловая энергия, рассеиваемая от очага горения в вышележащую часть пласта;

F - площадь контакта нефтяной оторочки с газовой частью пласта;

Сп - теплоемкость породы;

AT - прирост температуры в зоне дренирования.

Механизм предлагаемого способа заключается в том, что при разработке газо- 5 конденсатных месторождений на истощение происходит снижение пластового давления и ретроградное выпадение жидких углеводородов (конденсата) в пласте.

10 Из-за различия термобарических условий по высоте залежи и возможного влияния гравитационных сил насыщенность жидкими углеводородами пористой среды выше в нижней части залежи, т.е. в приконтактной

15 с нефтяной оторочкой зоне. При нагнетании кислородосодержащего агента в нефтена- сыщенную часть залежи и формировании движущегося очага горения продукты горения (дымовой газ) и испарившиеся легкие

20 фракции нефти устремляются в зону пониженного пластового давления,создаваемую интенсивным дренированием эксплуатационных скважин в газоконденсатной части залежи.

25Этот процесс массопереноса высокотемпературных агентов в сочетании с переносом тепла через зону контакта газоконденсатной залежи с нефтяной оторочкой приводит к испарению выпавшего в

30 зоне дренирования конденсата и последующей добыче обогащенной газоконденсатной смеси через эксплуатационные скважины.

Температура в очаге горения и за ним

35 достигает 300-800°С и может регулироваться как составом, так и интенсивностью закачки кислородосодержащего агента. Достаточный ее уровень определяется температурой испарения конденсата при дан40 ном пластовом давлении в зоне дренирования газоконденсатной залежи.

Эффективность способа обуславливается также тем, что в составе дымовых газов содержится двуокись углерода, являющаяся

45 хорошим растворителем выпавших в пласте тяжелых углеводородных компонентов. Попадая в газоконденсатную часть залежи, двуокись углерода, растворяясь в выпавшем в пласте конденсате, вызывает увеличение

50 его обьема, а следовательно, и насыщенности перового пространства жидкой фазой. Увеличение последней ведет к увеличению проницаемости коллектора по отношению к конденсату, т.е. появляются условия, спо55 собствующие движению конденсата по пласту и в жидкой фазе.

Значительные объемы двуокиси углерода могут быть получены при реализации подземного горения нефти в карбонатном коллекторе при достижении температур в очаге горения, превышающих температуру

термического разложения карбонатов

. 600°С).

В случае с терригенным коллектором температуру в очаге горения необходимо поддерживать выше температуры испаре- ния конденсата в зоне дренирования газовой части пласта.

Таким образом, реализация предлагаемого способа по сравнению с известным позволяет повысить конденсатоотдачу пла- стов до 64%.

Формула изобретения Способ разработки газоконденсатной залежи с подстилаемой нефтяной оторочкой, включающий отбор углеводородов из газовой части пласта и из нефтяной оторочки через добывающие скважины с последующим снижением давления до начала конденсации газа, отличающийся тем, что, с целью повышения углеводородоотда- чи за счет дополнительного извлечения выпавшего в пласте конденсата, отбор газа из , азовой части пласта осуществляют до начала максимальной конденсации газа в области газонефтяного контакта, прекращают отбор нефти из добывающих скважин, находящихся в нефтяной оторочке, и создают ррез эти скважины очаг горения в нефтяной оторочке, а добывающие скважины, находящиеся в газовой части пласта, переводят на интенсивный отбор углеводородов, причем толщину зоны дренирования углеводородов добывающих скважин газовой части пласта от газонефтяного контакта и выше находят по зависимости

h

Q

F Сп AT где h - толщина зоны дренирования газовой части пласта;

Q - тепловая энергия, рассеиваемая от очага горения в вышележащую часть пласта:

F - площадь контакта нефтяной оторочки с газовой частью пласта;

Сп - теплоемкость породы;

ДТ - прирост температуры зоны дренирования,

2.Способ поп.1,отличающийся тем, что в нефтяной оторочке, представленной карбонатным коллектором.температуру в очаге горения поддерживают выше температуры разложения карбонатов.

3.Способ по п.1,отличающийся тем, что в нефтяной оторочке, представленной терригенным коллектором, температуру в очаге горения поддерживают выше температуры испарения конденсата в зоне дренирования газовой части пласта.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки газоконденсатных месторождений. Цель - повышение углеводо- родоотдачи за счет дополнительного извлечения выпавшего в пласте конденсата. Газоконденсатную залежь разбуривают единой сеткой скважин (С). В С вскрывают нефтяную оторочку, проводят перфорацию в интервале последней, устанавливают па- керы по разобщению газовой и нефтяной частей залежи, нагнетают кислородосодер- жащий агент и проводят зажигание нефти на забое скважины. В нефтяной оторочке, представленной карбонатным коллектором, температуру в очаге горения поддерживают выше температуры разложения карбонатов. Отбор газа из газовой части пласта осуществляют до начала максимальной конденсации газа в области газонефтяного контакта Прекращают отбор нефти из добывающих С, находящихся в нефтяной оторочке, и создают через эти С очаг горения в нефтяной оторочке. Добывающие С, находящиеся в газовой части пласта, переводят на интенсивный отбор углеводородов Толщину зоны дренирования углеводородов добывающих С газовой части пласта от газонефтяного контакта и выше находят по определенной зависимости. 2 з п. ф-лы. (/) С