способ разработки нефтегазовой залежи

Формула изобретения

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖИ, включающий разбуривание добывающими и нагнетательными скважинами, вскрытие интервалами перфорации нефтяной и газовой частей залежи в добывающих и нагнетательных скважинах, закачку воды в область газонефтяного контакта, создание барьера между нефтяной и газовой частями залежи, отбор газа из газовой части залежи через добывающие скважины и нефти из нефтяной части залежи через добывающие скважины, отличающийся тем, что, с целью повышения коэффициента извлечения нефти за счет увеличения полноты выработки нефтяной оторочки и уменьшения вероятности образования газовых конусов, до создания нефтяного барьера добывают нефть через добывающие скважины из нефтяной части залежи до уменьшения толщины нефтяной части залежи до предельной величины, обусловленной рентабельной добычей нефти, при формировании зоны с переходной от газовой части до нефтяной части нефтенасыщенностью, водяной барьер создают путем закачки воды через дополнительную перфорацию нагнетательных скважин газовой части залежи в зоне выше первоначального газонефтяного контакта и одновременно начинают закачивать газ через нагнетательные скважины в газовую часть залежи и продолжают его закачку при отборе газа и нефти.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтегазовых залежей.

Известен способ разработки нефтегазовой залежи, включающий разбуривание залежи скважинами и отбор через них нефти [1].

Недостатком этого способа является низкий коэффициент извлечения нефти, поскольку способ не предусматривает мер к поддержанию пластового давления.

Наиболее близким к предлагаемому является способ разработки нефтегазовой залежи, включающий разбуривание добывающими и нагнетательными скважинами, вскрытие интервалами перфорации нефтяной и газовой частей залежи в добывающих и нагнетательных скважинах, закачку воды в область газонефтяного контакта, создание барьера между нефтяной и газовой частями залежи, отбор газа из газовой части залежи через добывающие скважины и нефти из нефтяной части залежи через добывающие скважины [2].

Недостатком способа является низкий коэффициент извлечения нефти, поскольку отрицательным фактором, ухудшающим показатели разработки залежи, является образование конусов газа, а радикальные меры к уменьшению вероятности их образования в способе не предусмотрены. Кроме того, низкий коэффициент извлечения нефти при разработке связан с неполной выработкой нефтяной оторочки из-за существования предельной ее толщины, обусловленной рентабельной добычей нефти.

Целью изобретения является повышение коэффициента извлечения нефти за счет увеличения полноты выработки нефтяной оторочки и уменьшение вероятности образования газовых конусов.

Поставленная цель достигается тем, что в способе разработки нефтегазовой залежи, включающем разбуривание добывающими и нагнетательными скважинами, вскрытие интервалами перфорации нефтяной и газовой частей залежи в добывающих и нагнетательных скважинах, закачку воды в область газонефтяного контакта, создание барьера между нефтяной и газовой частями залежи, отбор газа из газовой части залежи через добывающие скважины и нефти из нефтяной части залежи через добывающие скважины, до создания нефтяного барьера добывают нефть через добывающие скважины из нефтяной части залежи до уменьшения толщины нефтяной части залежи до предельной величины, обусловленной рентабельной добычей нефти, при формировании зоны с переходной от газовой части до нефтяной части нефтенасыщенностью, водяной барьер создают путем закачки воды через дополнительную перфорацию нагнетательных скважин газовой части залежи в зоны выше первоначального газонефтяного контакта, одновременно начинают закачивать газ через нагнетательные скважины в газовую часть залежи и продолжают его закачку при отборе газа и нефти.

Сущность предлагаемого способа разработки нефтегазовой залежи состоит в следующем.

Опережающая разработка нефтяной оторочки приводит к опусканию газонефтяного контакта ниже первоначального положения и формированию между газовой шапкой и нефтяной оторочкой зоны с промежуточным остаточным после вытеснения нефти газом нефтенасыщением.

Указанная зона, обладая повышенным фильтрационным сопротивлением, препятствует интенсивному внедрению закачивающей воды в нефтяную оторочку и вызывает ее преобладающее растяжение вдоль поверхности газонефтяного контакта. В дальнейшем образование сплошного водяного зеркала вдоль указанной поверхности позволяет изолировать газо- и нефтегазонасыщенные слои друг от друга и исключить или значительно уменьшить вероятность образования газовых конусов. Помимо преимуществ, связанных с одновременной раздельной разработкой нефте- и газонасыщенной зон, при этом уменьшается или сводится к нулю нижнее предельное значение толщины нефтяной оторочки, обусловленное рентабельной добычей нефти.

Схема сайклинг-процесса в газовой шапке, при которой закачка сухого газа производится в те же скважины, через которые производят закачку воды, а отбор производят через чередующиеся с ними добывающие скважины, интенсифицирует растекание воды вдоль газонефтяного контакта.

Проведенный по научно-технической и патентной литературе поиск не позволил выявить признаки, отличающие предлагаемое техническое решение от прототипа, что позволяет сделать вывод о его соответствии критерию "существенные отличия".

На фиг. 1-3 показаны первый, второй и третий этапы разработки залежи; на фиг. 4-6 - динамика формирования водонасыщенного слоя по газонефтяному контакту, полученная в опытах.

Нефтегазовую залежь 1 разбуривают добывающими 2 и нагнетательными 3 скважинами. На первом этапе разработки интервалы 4 перфорации добывающих скважин 2 вскрывают нефтяную оторочку 5. Осуществляют первоочередную разработку нефтяной оторочки в режиме истощения пластовой энергии. Поверхность газонефтяного контакта 6 по мере выработки оторочки опускается, а между газовой шапкой и нефтяной оторочкой формируется зона 7 с остаточным нефтенасыщением. Отбор нефти осуществляют до уменьшения толщины оторочки до предельной величины, обусловленной рентабельной добычей нефти для заданного нефтегазодобывающего региона. Указанная величина определяется из себестоимости одной тонны добываемой нефти. Для условий, например, IV горизонта Анастасиевско-Троицкого месторождения указанная величина составляет 4 м [3] .

Далее переходят к второму этапу разработки, на котором нагнетательные скважины вскрывают интервалами 8 перфорации в газовой шапке 9 и дополнительными интервалами 10 перфорации, размещенными над первоначальным положением газонефтяного контакта, а добывающие скважины вскрывают интервалами 11 перфорации в газовой шапке 9. На втором этапе разработки через нагнетательные скважины 3 производят закачку сухого газа в газовую шапку через интервалы 8 и закачку воды через интервалы 10 в зону с промежуточным между газовой шапкой и нефтяной оторочкой нефтенасыщением, а через интервалы 11 добывающих скважин производят отбор газа из газовой шапки 9. Отбор нефти на этом этапе прекращают, закачиваемая через скважины 3 вода первоначально образует языки, которые внедряются в нефтяную оторочку. Нефть оторочки при этом начинает перетекать через зону с промежуточным нефтенасыщением. Поскольку толщина языка воды определяется скоростью гравитационной сегрегации, т. е. разностью плотностей фаз, то указанная величина является наименьшей в газовой шапке, больше в промежуточной зоне и максимальная в нефтяной оторочке. Следствием этого является более интенсивное растекание воды над зоной с промежуточным нефтенасыщением в газовой шапке нефти, которая перетекает через указанную зону. Зона с промежуточным нефтенасыщением оказывает фильтрационное сопротивление внедрению воды в нефтяную оторочку и вызывает более интенсивное растекание воды вдоль газонефтяного контакта. Более интенсивному растеканию воды вдоль газонефтяного контакта способствует также закачка сухого газа через интервалы 8, которая препятствует вертикальному развитию языков воды. После образования по поверхности газонефтяного контакта сплошного водяного зеркала переходят к третьему этапу разработки. В газовой шапке продолжают реализацию сайклинг-процесса с отбором через добывающие скважины 2 пластового газа и обратной закачкой через нагнетательные скважины 3 сухого газа. Одновременно с этим возобновляют отбор нефти из нефтяной оторочки через интервалы 4 перфорации.

Возможность формирования сплошного водяного зеркала по газонефтяному контакту из-за более интенсивного растекания воды над зоной с остаточным нефтенасыщением подтверждена лабораторными экспериментами на профильных моделях пласта. Модель пласта представляла собой плоский параллелепипед, выполненный из оргстекла размерами внутренней целости 600 х 350x х 10 мм. Пористой средой служила набивка из стеклянного бисера проницаемостью и пористостью 370 мкм² и 41,5% соответственно. Моделью нефти служил очищенный (неполярный) керосин плотностью и вязкостью соответственно 0,8 г/см³ и 1,5 МПас. Рабочим агентом для закачки в модель служила дистиллированная вода плотностью и вязкостью 1 г/см³ и 1 МПас. Модель устанавливалась на ребро в горизонтальное положение. В пониженной части модель насыщалась водой, в средней - нефтью, а в повышенной части оставлялась газовая шапка. Через выводы в верхней торцовой части модели производилась закачка воды. Характерная картина процесса с языками различной толщины в зонах качественно различного флюидонасыщения и с формированием сплошного водяного зеркала по газонефтяному контакту показана на фиг. 4-6.

П р и м е р. Условия реализации следующие. Длина и ширина элемента разработки составляют по 5000 м. Толщина водо-, нефте- и газонасыщенных слоев по 10 м. Плотности нефти и воды соответственно 0,8 и 1 г/см³. Пластовое давление 200 атм, пористость 30%. Остаточная нефтенасыщенность при вытеснении водой и газом 0,2. Количество рядов скважин 10 (5 нагнетательных и 5 добывающих). Количество скважин в ряду 10.

На первом этапе разработки дебиты добывающих скважин по нефти устанавливают равными 158 т/сут. Продолжительность этапа составляет 10 лет. За это время толщина оторочки уменьшается с 10 до 4 м.

Далее переходят к второму этапу, который также продолжается 10 лет. Прекращают добычу нефти и через нагнетательные скважины производят закачку сухого газа с дебитами скважин 123000 м³/сут и воды с дебитами 33 т/сут. Дебиты добывающих скважин по газу составляют 123000 м³/сут. К концу второго этапа разработки над остаточным нефтяным слоем при указанных дебитах по воде формируется сплошной слой воды толщиной 1 м.

После этого переходят к третьему этапу разработки, на котором возобновляют добычу нефти. Дебиты добывающих и нагнетательных скважин, которые устанавливают из условия промывки газовой шапки 2,5 раза, сохраняют прежними. Дебиты скважин по нефти устанавливают такими же, как на первом этапе, - 158 т/сут. Третий этап продолжается 7 лет.