способ разработки газоконденсатной залежи

Формула изобретения

Способ разработки газокоденсантной залежи, заключающийся в отборе пластовой воды обводнившимися скважинами, снижении пластового давления и извлечении выпавшего в жидкую фазу конденсата, отличающийся тем, что отбором пластовой воды снижают давление в залежи, расширяют защемленный газ и создают условия его подвижности, извлекают этот газ из обводненных зон и получают водогазовую смесь из защемленного газа и внедрившейся воды непосредственно в пористой среде, а конденсат извлекают полученной водогазовой смесью, готовность которой к использованию для извлечения конденсата устанавливают по величине накопленного отбора воды (Q_в, м³), определяемой из следующего соотношения: где - поровый объем залежи, м³; S_в.ост. - коэффициент остаточной водонасыщенности, доли ед.; ^* - коэффициент упругоемкости пласта, МПа^-1; Р₁ - среднее давление защемленного газа, МПа; S_r - средний коэффициент насыщенности пласта защемленным газом, доли ед. ; _гв - объемное соотношение жидкой и газообразной фаз водогазовой смеси в пластовых условиях, при котором обеспечивается максимальная степень извлечения из пласта конденсата (_гв = 0,25-0,75), при этом, в период получения в пласте водогазовой смеси, отбор пластовой воды осуществляют при градиенте давления, не превышающем величины начального градиента фильтрации водогазовой смеси, а в период извлечения конденсата устанавливают в пласте градиент, превышающий эту величину.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к способам извлечения конденсата из истощенной первичной разработкой обводненной газоконденсатной залежи.

Известен способ добычи защемленного газа, в котором замедляют вторжение контурной воды в газовый пласт за счет снижения ее фазовой проницаемости путем отбора воды из обводнившихся скважин, с целью снижения пластового давления до значения, меньшего, чем давление защемленного газа на определенную величину, и обеспечения условий для расширения остаточного газа и частичного его движения (см. авторское свидетельство N 571107, МКИ 4 E 21 B 43/20).

Недостатком способа добычи защемленного газа из газовой залежи, имеющей напор краевых вод, по авторскому свидетельству N 571107, МКИ 4 E 21 В 43/20 является то, что на газоконденсатном месторождении он может быть использован эффективно лишь для добычи газа. Его применение для извлечения из пласта выпавшего в жидкую фазу конденсата будет неэффективным вследствие неоптимального объемного соотношения вытесняющих агентов - внедрившейся в залежь контурной воды и защемленного газа.

Известен также способ разработки обводненной газоконденсатной залежи, в котором путем отбора пластовой воды при установленных ее дебитах извлекают выпавший в жидкую фазу конденсат (см. авторское свидетельство N 1716106, МПК E 21 B 43/20, 29.02.92, на 3 л.).

Недостатком способа является то, что в нем не учитывается наличие в обводненной залежи защемленного водой газа и возможность эффективного использования этого газа для повышения конденсатоотдачи. А известно, что совместное течение воды и газа в пласте, насыщенном жидкими углеводородами, способствует значительному повышению степени их извлечения (по сравнению с воздействием только водой).

Эффективность способа ограничена также возможностью его применения лишь для околоскважинной зоны, в то время как основной объем порового пространства залежи и содержащийся в нем выпавший конденсат такому воздействию практически не подвергается. Это связано с тем, что при высоких дебитах воды установление высоких скоростей ее фильтрации, за счет которой, собственно, и обеспечивается вовлечение выпавшего конденсата в процесс совместного с водой движения к забою скважины и последующее его извлечение, возможно только в околоскважинной зоне.

Кроме того, низкая эффективность и сложность реализации известного способа связана с ограниченной возможностью повышения дебита воды из-за снижения фазовой проницаемости в околоскважинной зоне вследствие расширения защемленного газа, вызванного понижением забойного давления.

Задачей изобретения является повышение конденсатоотдачи газоконденсатной залежи с активной законтурной областью, а также снижение энергозатрат.

Поставленная задача решается тем, что в известном способе разработки обводненной газоконденсатной залежи, включающем отбор пластовой воды обводнившимися скважинами, снижение пластового давления и извлечение выпавшего в жидкую фазу конденсата, отбором пластовой воды расширяют защемленный газ и создают условия его подвижности, извлекают этот газ из обводненных зон и получают водогазовую смесь из защемленного газа и и внедрившейся воды непосредственно в пористой среде, а конденсат извлекают полученной водогазовой смесью, готовность которой к использованию для извлечения конденсата устанавливают по величине накопленного отбора воды (Q_В, м³), определяемой из следующего соотношения:



где - поровый объем залежи, м³;

S_в.ост - коэффициент остаточной водонасыщенности, доли ед.;

^* - коэффициент упругоемкости пласта, МПа^-1;

P_з - среднее давление защемленного газа, МПа;

S_г - средний коэффициент насыщенности пласта защемленным газом, доли ед. ;

_гв - объемное соотношение жидкой и газообразной фаз водогазовой смеси в пластовых условиях, при котором обеспечивается максимальная степень извлечения из пласта конденсата ( _гв = 0,25-0,75),

при этом в период получения в пласте водогазовой смеси отбор пластовой воды осуществляют при градиенте давления, не превышающем величины начального градиента фильтрации водогазовой смеси, а в период извлечения конденсата устанавливают в пласте градиент, превышающий эту величину.

Существенными отличительными признаками заявленного изобретения являются:

отбором пластовой воды расширяют защемленный газ и создают условия его подвижности;

извлекают этот газ из обводненных зон и получают водогазовую смесь из защемленного газа и внедрившейся воды непосредственно в пористой среде, а конденсат извлекают полученной водогазовой смесью;

готовность водогазовой смеси к использованию устанавливают по величине накопленного отбора воды (Q_В, м³), определяемой из соотношения:



где - поровый объем залежи, м³;

S_в.ост - коэффициент остаточной водонасыщенности, доли ед;

^* - коэффициент упругоемкости пласта, МПа^-1;

P_з - среднее давление защемленного газа, МПа;

S_г - средний коэффициент насыщенности пласта защемленным газом, доли ед. ;

_гв - объемное соотношение жидкой и газообразной фаз водогазовой смеси в пластовых условиях, при котором обеспечивается максимальная степень извлечения из пласта конденсата ( _гв= 0,25-0,75),

при этом в период получения в пласте водогазовой смеси, отбор пластовой воды осуществляют при градиенте давления, не превышающем величины начального градиента фильтрации водогазовой смеси, а в период извлечения конденсата устанавливают в пласте градиент, превышающий эту величину.

Вышеприведенные существенные отличительные признаки нам были неизвестны из патентной и научно-технической информации и в связи с этим являются "новыми".

Изобретение обладает "изобретательским уровнем", так как задача решена в нем нетрадиционным путем.

"Промышленная применимость" заявленного изобретения подтверждается лабораторными экспериментами.

Сущность изобретения заключается в возможности использования ресурсов и энергии защемленного газа и внедрившейся в газоконденсатную залежь контурной воды для создания из них водогазовой смеси с заданным объемным соотношением фаз, вытесняющей выпавший конденсат.

Сущность изобретения заключается также в обеспечении связанной системы пор, содержащих защемленный газ, и в предотвращении большой его подвижности на этапе формирования водогазовой смеси с "рабочим" соотношением фаз, а после ее получения - в обеспечении совместной фильтрации воды и газа, что каждый раз достигается созданием в пласте градиентов давления, соответствующих требуемым условиям, путем регулирования темпов отбора жидкости из обводненных скважин.

Предлагаемый способ осуществляется в два этапа следующим образом. На первом этапе в пласте с использованием ресурсов защемленного газа и внедрившейся контурной воды, то есть без закачки компонентов с поверхности, создают рабочий агент - водогазовую смесь (оторочки воды и газа) - для вытеснения выпавшего в жидкую фазу конденсата. С этой целью из всех обводненных, в том числе прекративших работу в результате обводнения, газоконденсатных скважин начинают отбирать жидкость одним из известных способов. Режим работы добывающих (жидкость) скважин устанавливают таким образом, чтобы градиент давления в пласте (P/L)_{созд.ВГС} был ниже величины, при которой защемленный газ становится подвижным и приобретает связность (P/L)_{подв.защ.г.}, то есть в зоне отбора каждой скважины должно выполняться условие: (P/L)_{созд.ВГС}< (P/L)_{подв.защ.г.} Отбор жидкости из обводненных скважин ведется при строгом соблюдении указанного условия до достижения величины суммарной добычи Q_В, определяемой из предложенного выше соотношения, при которой водогазовая смесь обладает наилучшими вытесняющими (конденсат) свойствами.

При активном проявлении законтурной области приконтурные добывающие скважины переводят в категорию разгрузочных с целью интенсивного отбора всей поступающей в залежь воды. При необходимости с этой же целью в приконтурной области на основных направлениях внедрения в залежь воды бурят дополнительные разгрузочные скважины.

На втором x этапе, создав в зонах отбора пластовых флюидов градиент (P/L)_{выт.ЖУВ}, превышающий значение (P/L)_{подв.ВГС}, которому соответствует порог гидродинамической подвижности водогазовой смеси, с помощью полученного в пласте рабочего агента вытесняют сконденсировавшиеся в пласте углеводорода к забоям добывающих скважин. Необходимый градиент давления, при котором водогазовая смесь вытесняет конденсат, создают в пласте путем дополнительного регулирования отборов жидкости из добывающих и/или разгрузочных скважин.

Изложенный способ может применяться на одном и том же объекте многократно. С этой целью процессы создания водогазовой смеси и последующего вытеснения с ее помощью конденсата за счет регулируемого отбора жидкости из обводненных скважин (при соответствующих градиентах давления в залежи) повторяют до достижения предела рентабельности добычи углеводородов или исчерпания ресурсов и энергии защемленного газа и/или пластовой воды.

Способ можно применять и как способ вторичной добычи выпавшего в пласте конденсата из полностью обводненных, законченных разработкой газоконденсатных месторождений, и как способ дополнительной добычи конденсата из обводненных (обводняющихся) участков газоконденсатных залежей.

Предварительно, перед осуществлением способа разработки, по приведенной выше формуле определяют величину суммарной добычи жидкости Q_В, которая является критерием при установлении момента готовности создаваемой в пласте водогазовой смеси для вытеснения с ее помощью конденсата. Значения некоторых параметров, необходимых для проведения вычислений (коэффициента насыщенности порового пространства защемленным газом S_г, коэффициента упругоемкости пласта ^* , давления защемленного газа P_з и т.д.) определяют известными методами на основе анализа материалов разработки залежи, геолого-промысловых и геофизических исследований скважин, экспериментов на модели пласта и гидродинамических расчетов.

Значения ряда параметров (оптимальное объемное соотношение газообразной и жидкой фаз водогазовой смеси _гв с наилучшими для геолого-физических условий залежи и ее пористой среды вытесняющими свойствами, а также градиентов давления, соответствующих порогу гидродинамической подвижности водогазовой смеси (P/L)_{подв.ВГС} и защемленного газа (P/L)_{созд.защ.г.} определяют по результатам экспериментов на модели пласта при вытеснении конденсата водогазовой смесью при условиях, приближенным к реальным (наиболее важными из них являются: наличие естественной пористой среды, составленной из горных пород данного месторождения; соответствующие насыщенности кернов флюидами, в том числе углеводородным конденсатом, а также давление и температура).

Значения всех параметров, полученных на моделях пласта, целесообразно корректировать по результатам испытания метода в промысловых условиях, а затем в ходе его промышленного использования. При большом многообразии свойств коллекторов и флюидов геолого-физических условий на месторождениях не исключено, что указанные параметры процесса вытеснения могут иметь различные значения не только для различных залежей, но даже для разных участков в пределах одной залежи. По литературным источникам величина коэффициента _гв для нефтяных месторождений по данным лабораторных и промышленных экспериментов находится в диапазоне 0,25-0,75.

Пример конкретного выполнения.

В качестве примера использования приведенной выше формулы для определения объема воды, которую необходимо отобрать перед проведением водогазового воздействия, выполним расчет для гипотетического месторождения (исходные данные помещены ниже в табл. 1). Газоконденсатное месторождение считаем полностью обводненным; отбор воды осуществляется обводненными газоконденсатными добывающими скважинами; по геолого-промысловым и технико-экономическим условиям способ может быть осуществлен однократно.

Таким образом, при создании в пласте рабочего агента (водогазовой смеси с наилучшими вытесняющими свойствами, для извлечения выпавшего в пласте газового конденсата из залежи необходимо отобрать около 25 тыс.м³ воды.

Заявленное изобретение в сравнении с прототипом позволяет повысить конденсатоотдачу газоконденсатной залежи с активной законтурной областью, а также снизить энергозатраты.