Способ разработки массивной нефтегазоконденсатной залежи Советский патент 1991 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к добыче нефти и газа, в частности к способам разработки нефтегазоконденсатных месторождений с нефтяной подушкой (оторочкой).

Цель изобретения - сокращение сроков выработки запасов углеводородов и повышение компонентоотдачи пластов.

В способе разработки нефтегазоконденсатных залежей с поддержанием пластового давления в нефтяной и газоконденсатной зонах путем закачки воды, включающем бурение нагнетательных и отбирающих нефтяных и газовых скважин, их перфорацию и отбор пластовых флюидов с последующей разработкой на истощение, первоначально осуществляют образование горизонтального барьера на уровне

газонефтяного контакта (ГНК) с одновременной разработкой нефтяной части залежи при площадном заводнении, для чего перфорируют всю нефтенасыщенную зону и 5-10 м газонасыщенной зоны непосредственно над положением ГНК и центральную часть добывающей нефтяной скважины. После появления воды в нефтяных скважинах перфорируют газоотбирающие скважины и осуществляют отбор газа с последующим поэтапным переносом интервала перфорации вверх от ГНК в газовых скважинах и соответствующим поэтапным увеличением интервала вскрытия нагнетательных скважин в газовой зоне, а разработку залежи на истощение проводят при перфорации всей мощности залежи в нефтяных добывающих скважинах на заключительном этапе разработки.

На фиг.1 показана начальная стадия разработки и формирования водяного барьО 00

ю ел со VJ

ера; на фиг.2 - завершение формирования водяного барьера между паро- и газонасыщенными частями; на фиг.З - начало отбора газа из газонасыщенной части пласта; на фиг.4 - конечная стадия разработки зале- - жи, включающая перенос интервала перфорации в нагнетательных и эксплуатационных скважинах.

Способ осуществляется следующим об- разом.

Месторождение разбуривается тремя сетками скважин: для добычи нефти, добычи газа, закачки воды. При этом нагнетательные 1 и добывающие 2 нефтяные скважины образуют какую-либо известную площадную систему разработки, а газовые скважины 3 располагаются рядом с нефтяными для сокращения затрат на обустройство площади.

Как правило, в нагнетательных скважинах вскрывают всю нефтенасыщенную часть 4 и 5-10 м газонасыщенной зоны 5 непосредственно над первоначальным положением ГНК 6. В добывающих нефтяных скважинах 2 вскрывают середину нефтена- сыщенной части 7, если залежь водоплавающая, или преимущественно низ нефтенасыщенной части, если воды в подошве нет. Затем включаются в работу нагне- тательные 1 и добывающие 2 нефтяные скважины (фиг.1).

После появления воды в нефтяных добывающих скважинах вскрывают газоотби- рающие скважины 3, повышают давление нагнетания, оставляя постоянной депрессию в нефтяных скважинах, и осуществляют отбор газа из газовых скважин 3 (фиг.2).

При достижении текущего положения газоводяного контакта (ГВК) нижних отвер- стий перфорации в газовых скважинах производится закупорка этого интервала перфорации и вскрывается новый (фиг.З) так, чтобы нижние отверстия перфорации были выше верхних отверстий в предыду- щем интервале перфорации, а в нагнетательных скважинах довскрывается интервал до текущего положения ГВК (фиг.4). При подходе закачиваемой воды к нижним отверстиям нового интервала пер- форации в газовых скважинах процедуру повторяют по описанному выше алгоритму.

Поэтапный перенос интервала перфорации в газовых скважинах и довскрытие в нагнетательных осуществляется нужное ко- личество раз до полного заводнения газовой зоны.

После заводнения газовой зоны и выработки нефтяной производится перфорация в нефтяных скважинах всей толщи залежи и осуществляется отбор в режиме истощения.

При этом вместе с водой добывается часть защемленного газа и часть остаточной нефти за счет водогазового воздействия.

Расчеты показателей разработки при поддержании пластового давления произведены по существующим регламентирующим документам. Оценка показателей разработки с применением сайклинг-про- цесса рассчитывалась по общепринятым методикам.

Месторождение нафтегазоконденсат- ное, залегающее на глубине порядка 3000 м, с начальным пластовым давлением на уровне ГНК 57.6 МПа. Давление начала конденсации равно пластовому, потенциальное содержание конденсате 680 г/м3. Давление насыщения нефти газом 30,7 МПа, газовый фактор 199 м /т. Вязкость пластовой нефти 0,83сП, плотность 742,0 кг/м3.

Средневзвешенное по объему залежи в целом значение проницаемости, определенное по данным исследования керна, со- ставляет 496 мД. Мощность нефтенасыщенной зоны 44 м, газоконден- сатной 131 м.

Результаты расчета коэффициента извлечения нефти, газа и конденсата при условии внедрения различных способов разработки на месторождении представлены в таблице.

Формула изобретения

1.Способ разработки массивной нефте- газоконденсатной залежи, включающий перфорацию нагнетательных скважин и закачку через них воды в область газонефтяного контакта (ГНК) и отбор нефти и газа через добывающие скважины, отличающийся тем, что, с целью сокращения сроков выработки запасов углеводородов и повышения компонентоотдачи пластов, нагнетательные скважины перфорируют по всей толщине нефтенасыщенной части пласта и 5-10 м газонасыщенной части пласта непосредственно над ГНК, а отбор нефти одновременно с закачкой воды осуществляют из середины нефтенасыщенного интервала при депрессии, предотвращающей прорывы газа и подошвенной воды, после сформирования водяного барьера на ГНК осуществляют отбор газа самостоятельной сеткой скважин при продолжении нагнетания воды и достреливают нефтенасыщен- ный интервал.

2.Способ по п.1,отличающийся тем, что в газонасыщенной части пласта после сформирования водяного барьера осуществляют последовательный перенос интервалов перфорации снизу вверх по мере подъема газоводяного контакта.

Изобретение относится к добыче нефти и газа. Цель изобретения - сокращение сроков выработки запасов углеводородов и повышение компонентоотдачи пластов. Способ осуществляется бурением нагнетательных и эксплуатационных нефтяных и газовых скважин, перфорацией на первом этапе в нагнетательных скважинах всей нефтенасыщенной зоны и 5-10 м газонасыщенной зоны непосредственно над газонефтяным контактом и в нефтяных эксплуатационных скважинах середины нефтенасыщенной зоны, а на втором этапе после формирования водяного барьера и начинающем поступлении воды в нефтяные скважины подключают в работу газоотбира- ющие скважины. При этом осуществляют последовательный перенос интервала перфорации по мере подъема газоводяного контакта. 1 з.п.ф-лы, 1 табл., 4 ил. Ј

A/

i

Фиг.I

lb

ЛЗ

J

i/M

Фиг. 2

/V

/чз

, .

;,. i

.

,

Фиг. 3

л/

. I . i . . i

. :. ,v. ф

.« «

«.

z iri-i r:

ФигЛ