Способ разработки газоконденсатного месторождения Советский патент 1992 года по МПК E21B43/20 

щей жидкости существенно влияет на величину остаточной насыщенности пористой среды, имеющей первоначальную насыщенность конденсатом, водой и газом (это существенный недостаток). Кроме того, нет необходимости в промывке всего пласта с целью увеличения конденсатоизвлечения, так как он становится гидродинамически подвижным лишь в околоскважинной зоне.

Цель изобретения - более полное из- влечение выпавшего в пласте конденсата из обводненных газоконденсатных пластов за счет изменения скорости продвижения воды в околоскважинной зоне.

Поставленная цель достигается тем, что согласно способу из ствола добывающей скважины производят отбор воды с дебитом, выбираемым из зависимости остаточной конденсатонасыщенности от скорости продвижения воды и соответствующим минимальной остаточной конденсатонасыщенности пласта.

На основе данных экспериментов получена зависимость остаточной конденсате- насыщенности от скорости продвижения воды, определяемая соотношением

a(v)(Oo-0.092)e 3-47V + :

+ 0,05e ° 197V + 0,042 , (1)

где a(v) - значение остаточной конденсатонасыщенности пористой среды после 3- кратной промывки вытесняющей водой, доли ед.;

а о - начальное значение конденсате- насыщенности пористой среды, доли ед.;

v - скорость промывки, м/сут.

По определению скорость фильтрации воды при плоскорадиальной фильтрации связана с дебитом воды по формуле

Р)

2ягЬ. .

где Q - дебит воды, м3/сут;

h - толщина пласта, м;

v - скорость фильтрации воды на рас- стоянии г от скважины.

Из формулы (2 ) видно, что с увеличением дебита воды возрастает значение скорости ее фильтрации, что приводит, как следует из формулы (1), к снижению конденсатонасы- щенности. Это доказывает достижение положительного аффекта, состоящего в дополнительном извлечении конденсата из околоскважинной зоны пласта, при увеличении дебита отбираемой из добывающей газоконденсатной скважины воды, выбираемого согласно приведенной зависимости.

Объем дополнительного за счет изменения дебита обводняющихся и обводнивших- ся газоконденсатных скважин добытого конденсата определяется расчетным путем.

За базу сравнения принимается режим работы скважины, при котором дебит воды равен нулю. Сущность и порядок расчета состоит в следующем.

1. Определяют размер промытой зоны, м:

Т

RO -

. , Оо - 0.092 ,

ml/vtt - П nOOJ

(3)

5,2m (Ro)-0,092J где Т-время 3-кратной промывки зоны,сут; m - коэффициент пористости пласта, долиед.;

ot(Ro) - конденсатонасыщенность пласта на расстонии RO от скважины после 3-кратной промывки.

2.Определяют дебит воды, отбираемой из 1 м работающей толщины пласта, м3/сут:

Ql1 1 8R°in aTOl oV2b(4)

3.Вычисляют параметры: ,554Qii; ,0311Qn.

4.Определяют значение начальной-кон- денсатоТнасыщенности.

5.Дополнительно добытый объем конденсата из пласта толщиной за время Т определяют по формуле:

VJ( h{6, 28(c(t,-0,0 t2)mRj-3Xd,-0,092) i

i -ir-e №

(«о/ в,(5).

/iM2

( Rai

.-г. I nj

где VK - дополнительно добытый объем конденсата за время работы скважины на установленном режиме, если на первоначальном базовом режиме работы скважины дебит воды равен нулю.

Формулу (5) получают в результате выполнения интегрирования в правой части очевидного равенства

г° VK 27Fmh оь- Q(r)2dr,

it.

где гс - радиус скважины, а распределение конденсатонасыщенности а(г) задается выражениями (1) и (2).

Если на первоначальном режиме отбора скважины дебит воды не равен нулю, то дополнительно добытый объем конденсата на заданном режиме определяют по формуле

VK VK-VKO,

где VKI дополнительно добытый объем конденсата из пласта толщиной h за время работы на установленном режиме, если на первоначальном режиме работы скважины дебит воды не равен нулю;

VKO - дополнительно добытый по сравнению с первоначальным режимом объем конденсата за время работы скважины на первоначальном режиме с дебитом воды, не равным нулю.;

Значение VKO определяется в порядке, описанном в пунктах 1-5.

Предлагаемый способ разработки газо- конденсатного месторождения реализуют следующим образом.

Например, требуется определить размер промытой зоны, дебит воды из единицы толщины пласта с коэффициентом пористости ,1 и коэффициентом проницаемости ,012 и объем конденсата,извлеченного в результате его вымывания водой из около- скажинной зоны, если первоначально скважина эксплуатировалась с дебитом воды, равным нулю, а в результате установления отбора воды в течение времени Т 213 сут на границе промытой зоны должно быть достигнуто значение остаточной конденсато- насыщенности 0,955 Оо.

Значение начальной конденсатонасы- щенности пласта, соответствующее заданному коэффициенту проницаемости пласта, составляет ,15. По формуле (3) находят размер промытой зоны м. Величина среднего добита воды из 1 м толщины пла- ста, найденна я по формуле (4), составляет Qn 11,6 м/сут. Извлеченный объем кон- денсата, определенный по формуле (5), составляет ,9 м3.

Предлагаемый, способ может быть ис- пользован для повышения конденсатоотда- чи обводненных газоконденсатных пластов, эксплуатируемых скважинами, оборудование которых обеспечивает регулируемую откачку воды из пласта.

Использование предлагаемого способа разработки газоконденсатных месторождений обеспечивает по сравнению с извести ными следующие преимущества:

(повышение дебита воды, отбираемой из пласта через добывающую газоконденсатг ную скважину, и связанное с ним повышение скорости фильтрации воды в околоскважин- ной зоне скважины позволяет снизить остаточную конденсатонасыщенность пласта;

дополнительная добыча конденсата достигается при значительно меньших затратах за счет сокращения затрат на строительство нагнетательных скважин.

Формула изобретения Способ разработки газоконденсатного месторождения, включающий отбор через добывающую скважину вытесняемого водой остаточного конденсата, отличающийся тем, что, с целью более полного извлечения конденсата из обводненных газоконденсатных пластов, определяют зависимость остаточной конденсатонасы щенности от скорости продвижения воды, исходя из которой определяют дебит воды, соответствующий минимальной остаточной конден- сатонасыщенности, и на работающей скважине устанавливают дебит не менее дебита, соответствующего текущей остаточной конденсатонасыщенности, при этом зависимость остаточной конденсатонасы- щенности- от скорости продвижения воды определяют из соотношения

a(v)(0o-0,092)e 3l47v + + 0,05e-° 197V 0,042 , а средний дебит воды из одного метра работающей толщины пласта определяют из соотношения

n -I Q р -г «Q-0.092 ч - Ql1-1-8Roln «(Ro)-0. где a(V) - значение остаточной конденсатонасыщенности пористой среды после 3- кратной пром ывки вытесняющей водой со скоростью V, доли ед.;

V,- скорость промывки, м/сут.;

Qn - средний дебит воды из одного метра работающей толщины пласта, м3/сут.;

а о - начальная конденсатонасыщенность пористой среды, доли ед.;

G(RO) - конденсатонасыщенность пласта на расстоянии от скважины после 3- кратной промывки околоскважинной зоны размером R0;

Ro - размер промытой зоны, м, определяемый из соотношения

RO i

, , Оо-0,092 , , mwpj п поо-1

5,2m La(Ro) 0,092J где Т - время трехкратной промывки зоны, сут.;

m - коэффициент пористости пласта, доли ед..

Изобретение относится к разработке газоконденсатных месторождений, в частности к способам повышения конденсатоотдачи пласта на завершающей стадии разработки газоконденсатных месторождений. Цель изобретения - более полное извлечение конденсата из обводненных газоконденсатных пластов. Способ разработки газоконденсат- ного месторождения основан на зависимоИзобретение относится к разработке газоконденсатных месторождений, в частности к способам повышения конденсатоотдачи пласта на завершающей стадии разработки газоконденсатных месторождений. - Известен способ разработки нефтяных и газовых месторождений, заключающийся в закачке воды через нагнетательные скважины и отборе через эксплуатационные скважины. Наиболее близким к предлагаемому является способ добычи жидкости из коллексти остаточной конденсатонасыщенности от скорости продвижения воды по отношению а (V) ( Go - 0,092)е + 0.05 e-° 197V+0,042, a средний дебит воды из од- ного метра работающей толщины пласта определяют из соотношения ,8Roln г Оо-0,092 тлл «(Ro)-6T092 1 где а (V) значение оста- точной конденсатонасыщенности пористой среды после 3-кратной промывки вытесняющей водой со скоростью V, доли ед.; V - скорость промывки, м/с; QH -.средний дебит воды из одного метра работающей толщины пласта, м /с; сс0 - начальная конденсатонасыщенность пористой среды, доли ед.; or(Ro) - конденсатонасыщенность пласта на расстоянии R0 от скважины после 3-кратной промывки околоскважинной зоны размером R0i Ro размер промытой зоны, определяемый из соотношения . Т . г «о - 0,092 , , - Ro ,c. . где Т - время 5,2m La(R0)- 0,092J трехкратной промывки зоны, сутки; m - коэффициент пористости пласта, доли ед. тора, заключающийся в повышении конденсатоотдачи путем продления периода эксплуатации обводняющихся и обводнив- шихся газовых скважин, так как вследствие эффекта вымывания конденсата водой наблюдается прирост добычи конденсата. Однако по данному способу добычи отсутствуют сведения о влиянии скорости про- движения пластовой воды через продуктивный пласт на величину остаточной конденсатонасыщенности пласта, а извест но, что скорость продвижения вытесняю -3 ё VI о о