Способ разработки нефтегазовой и водонефтегазовой залежей с обширными подгазовыми зонами Советский патент 1993 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности

Задачей изобретения является повышение эффективности разработки нефтегазовых залежей с обширными подгазовыми зонами путем увеличения коэффициента нефтеизвлечения и темпов отбора нефти за счет усиления воздействия на однотипные по морфологии комплексы пород.

Задача решается путем применения на указанных типах залежей жесткой системы внутриконтурного заводнения, отбора нефти и газа через добывающие скважины, закачки воды через нагнетательные скважины в нефтенасыщенную (по разрезу) часть пласта. Отличие от известного способа состоит в том, что строят по геолого-физическим данным гвологостатистические разрезы (ГСР), выделяют однотипные по морфологии

комплексы пород и устанавливают жесткую систему разработки для каждого из выделенных комплексов.

Основной особенностью нефтегазовых и водонефтегазовых залежей с обширными подгазовыми зонами по сравнению с чисто- нефтяными пластами является совместное (по разрезу) залегание нефти с водо- и газоносными зонами. В силу низких вязкости газа шапки и фазовой проницаемости воды в водоносной области, низки фильтрационные сопротивления водо- и газоносных зон посравнениюс нефтяной. Закачиваемая вода идет преимущественно в области пониженных сопротивлений, т. е в газовую шапку и в водоносную подошвенную часть пласта. Нефть из нефтяной зоны вытесняется водой слабо. Другой важной особенностью таких залежей является, как правило. тонкая нефтяная оторочка. В условиях расчлененных реальных залежей указанная

ё

СО

%

И

CJ

CJ

особенность является часто причиной того, что нефтенасыщенный пропласток, скажем, в добывающей скважине является газонасыщенным в нагнетательной или наоборот. То же относится и к водоносной зоне. Неучет этого обстоятельства приводит к оттокам нефти в газовую шапку и/или подошвенную водоносную зону, где она безвозвратно теряется в виде остаточной нефти. Построение геолого-статистического разреза позволяет отнести конкретные про- пластки в разных скважинах к однотипным по морфологии комплексам пород. Зная положение водо- и газонефтяных контактов, назначают воздействие для каждого из выделенных комплексов. Такой подход сводит до минимума оттоки нефти в водо- и газоносные зоны, в максимально возможной степени исключает их влияние на фильтрационное поле в системе скважин. Нефтяная зона практически не шунтируется (или шунтируется слабо) водо- и газоносными зонами, что приводит к резкому повышению коэффициента извлечения и темпов отбора нефти.

Реализуют способ следующим образом.

Проводят разведку геологического строения залежей. Строят карты эффективных нефте-, газо- и водонасыщенных толщин, геолого-статистические разрезы для характерных (по площади) участков залежей. С применением геолого-статистических разрезов в выделенных участках устанавливают однотипные по морфологии комплексы пород. С использованием математических моделей фильтрации исследуют разные виды жесткого воздействия (площадное, линейное, замкнутое, очаговое, избирательное) и различные плотности сеток скважин. По результатам технико-экономических расчетов выбирают наиболее эффективные вид воздействия и плотность сетки. В соответствии с ними разбуривают залежь и организуют эксплуатацию скважин. Конкретное геологическое строение в пробуренной скважине соотносят к ГСР участка разбуривания, определяя тем самым принадлежность того или иного прослоя сква жины к однотипным по морфологии комплексам пород. Для каждого из них организуют жесткую систему разработки.

В качестве примера рассмотрена разработка водонефтегаэовой залежи пласта АСю Лянторского месторождения на участке из 12 скважин. Геолого-физические параметры пласта и технико-технологические ограничения: глубина залегания - 2075 м; абсолютная отметка ВНК - 2048, ГНК - 2033

м; эффективная толщина зоны газовой - 7.6. нефтяной 6.4, водяной - 5.7 м; коэффициент песчанистости - 0.47, расчлененности - 7.39, пористости - 25%. проницаемости - 0.414 мкм2, начальной нефтенасыщенности - 0.68, начальной газонасыщенности - 0.70, насыщенности газовой шапки нефтью - 0.03, удельной продуктивности - 3.2 т/сут МПа м; начальные температура пласта - 61.5°С, пластовое давление - 21.4

МПа, давление насыщения - 13.4 МПа: вязкость в пластовых условиях нефти - 5.56. воды - 0.5, газа - 0,025 тПА с; плотность в поверхностных условиях нефти - 0.915. воды - 1.017 т/м ; газосодержание - 52.5

мэ/т; система размещения скважин - площадная обращенная девятиточечная, плотность сетки - 16 га/скв, вскрыто 1/3, нефтяной зоны в ее центре: давление на устьях скважин нагнетательных - 12, добывающих -1.5 МПа: обводненность отключения скважин - 0.995. Определение технологических показателей разработки проведено с использованием физически содержательной математической модели

трехмерной трехфазной фильтрации /3/. По результатам расчетов было установлено, что по сравнению с известным способом применение предложенного в рассмотренных ге- ологофизических условиях привело к

увеличению коэффициента нефтеизвлече- ния на 15.6 пункта, темпов отбора запасов - в 5.6 раза, себестоимость добываемой нефти незначительно превышает себестоимость нефти при разработке с применением

метода заводнения аналогичной чистонеф- тяной залежи.

Формула изобретения Способ разработки нефтегазовой и во- донефтегазовой залежей с обширными подгазовыми зонами, включающий жесткую систему внутриконтурного заводнения и отбор нефти и газа через добывающие скважины, отличающийся тем. что строят по геолого-физическим данным геолого-стати

стические разрезы, выделяют однотипные по морфологии комплексы пород и устанавливают жесткую систему разработки для каждого из выделенных комплексов.

55

Сущность изобретения, по геолою-фи- зимеским данным строят геолого статисти ческие разрезы, выделяют однотипные по морфологии комплексы пород и устанавливают жесткую систему разработки для каждого из выделенных комплексов.