способ разработки низкопроницаемых нефтегазовых или газоконденсатно-нефтяных залежей системой горизонтально-наклонных скважин

Формула изобретения

Способ разработки низкопроницаемых нефтегазовых или газоконденсатно-нефтяных залежей системой горизонтально-наклонных скважин для отбора нефти, включающий расположение интервала перфорации в чисто нефтяной зоне, а также в области газонефтяного контакта при расстоянии до газонефтяного контакта 0-5 м.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при разработке низкопроницаемых нефтегазовых или газоконденсатно-нефтяных залежей, в частности, их нефтяных оторочек.

Известен способ добычи нефти из подгазовой зоны нефтегазовой залежи системой добывающих горизонтальных и/или вертикальных скважин, при этом связь добывающей скважины осуществляют на участках нефтяной оторочки с относительно повышенным фильтрационным сопротивлением между фильтром и газонефтяным и/или водонефтяным контактами. [1].

Известный способ добычи нефти, если он осуществляется в низкопроницаемых коллекторах, приводит к снижению добычи нефти. Снижается дебит нефти и продуктивность скважины по нефти.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому изобретению является способ разработки нефтегазовых или газоконденсатно-нефтяных залежей системой горизонтально-наклонных скважин месторождений, с расположением их нижнего интервала перфорации в подгазовой зоне и отбором нефти [2]. При этом верхний интервал перфорации скважин размещен ниже газонефтяного контакта (ГНК) на 6 и более м. Разработку ведут в режиме поддержания текущего пластового давления путем закачки рабочего агента - воды.

Известный способ может применяться в высокопроницаемых коллекторах, а в низкопроницаемых коллекторах он приводит к снижению дебита и продуктивности скважины по нефти.

В изобретении решается задача повышения дебитов скважин по нефти в низкопроницаемых коллекторах.

Задача решается тем, что в известном способе разработки низкопроницаемых нефтегазовых или газоконденсатно-нефтяных залежей системой горизонтально-наклонных скважин с расположением их нижнего интервала перфорации в подгазовой зоне и отбором нефти, согласно изобретению верхний интервал перфорации горизонтально-наклонных скважин размещают в чисто нефтяной зоне, а их нижний интервал перфорации - в области газонефтяного контакта.

Существенными признаками способа являются:

1. Разработка низкопроницаемых нефтегазовых или газоконденсатно-нефтяных залежей системой горизонтально-наклонных скважин.

2. Расположение нижнего интервала перфорации горизонтально-наклонных скважин в подгазовой зоне.

3. Отбор нефти.

4. Размещение верхнего интервала перфорации горизонтально-наклонных скважин в чисто нефтяной зоне.

5. Размещение нижнего интервала перфорации горизонтально-наклонных скважин в области газонефтяного контакта.

Признаки 1-3 являются общими с прототипом существенными признаками, а признаки 4, 5 - отличительными существенными признаками изобретения.

Сущность изобретения

В известных технических решениях при разработке нефтегазовых и газоконденсатно-нефтяных залежей горизонтально-наклонными скважинами с расположением их нижнего интервала перфорации в подгазовой зоне (нефтяной зоне, размещенной под газовой шапкой), в высокопроницаемых коллекторах газ значительно опережает нефть, происходит прорыв газа со значительным уменьшением дебитов нефти. При этом проблему повышения дебитов скважин решают путем удаления верхнего интервала перфорации скважин на расстояние 6 м и более, ниже ГНК. Такое размещение верхнего интервала перфорации скважин позволяет в условиях высокопроницаемой залежи снизить прорыв газа и тем самым повысить дебит скважины по нефти.

При разработке низкопроницаемых нефтегазовых или газоконденсатно-нефтяных залежей такое решение не приемлемо. Поэтому в предложенном техническом решении, используя известный факт существенного влияния на дебиты нефти, газожидкостной фактор и коэффициент использования скважин, размещения рабочей части (перфорации) скважин относительно ГНК, соответственно верхний интервал перфорации горизонтально-наклонных скважин размещают в чисто нефтяной зоне, а нижний интервал помещают в область ГНК. При разработке залежи на режиме газовой репрессии нижний интервал перфорации поддерживают на уровне ГНК, например, путем изоляции нижнего интервала перфорации скважины, выступающего над ГНК. Известно, что при добыче нефти из низкопроницаемых коллекторов пластовое давление в области данной скважины быстро снижается. При размещении нижнего интервала перфорации в области ГНК газ из газовой шапки, поступая в скважину, будет частично растворяться в нефти, увеличивая ее объем, и тем самым способствовать подъему давления. Верхний интервал перфорации располагают в чисто нефтяной зоне (зоне, над которой не располагается газовая шапка, отсутствует ГНК, т.е. в нефтяной оторочке).

Размещение нижнего интервала перфорации выше или ниже ГНК не дает значительного эффекта (см. таблицу), т.е. при этом дебиты скважин будут значительно ниже, чем по предлагаемому варианту расположения нижнего интервала перфорации в области ГНК, а верхнего интервала перфорации - в чисто нефтяной зоне.

Разработку залежи ведут с поддержанием пластового давления путем закачки рабочего агента (вода, газ) или на режиме газовой репрессии.

В итоге дебит скважин повышается на 50% и более.

Сущность изобретения поясняется чертежами, где:

на фиг.1 показан разрез нефтегазовой залежи, разрабатываемой с поддержанием пластового давления горизонтально-наклонной скважиной при расположении ее верхнего интервала перфорации в чисто нефтяной зоне, а нижнего интервала перфорации - в области ГНК и нагнетательной скважиной;

на фиг.2 - разрез нефтегазовой залежи, разрабатываемый на режиме газовой репрессии горизонтально-наклонной скважиной.

Способ осуществляется следующим образом.

Разработку низкопроницаемых нефтегазовых или газоконденсатно-нефтяных залежей осуществляют системой горизонтально-наклонных скважин. При этом их нижний интервал перфорации располагают в области ГНК подгазовой зоны, а верхний интервал перфорации - в чисто нефтяной зоне. Разработку залежи осуществляют с поддержанием пластового давления путем закачки рабочего агента (воды или газа) через нагнетательную скважину (фиг.1) или на режиме газовой репрессии (фиг.2).

При этом нефть под действием пластового давления поступает в горизонтально-наклонную скважину, а газ, поступающий через нижний интервал перфорации из газовой шапки, играет роль внутреннего газлифта и способствует подъему нефти. При разработке залежи на режиме газовой репрессии меняется положение ГНК (снижение уровня ГНК при расширении газовой шапки).

Происходит выступ нижнего интервала перфорации над ГНК. Чтобы поддержать указанный интервал перфорации в области ГНК, его перемещают в область ГНК, например, путем изоляции нижнего интервала перфорации скважины, выступающего над ГНК. Отбор нефти осуществляют через горизонтально-наклонную скважину.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1

В качестве примера приведены данные по добыче нефти из Восточного Блока Оренбургского месторождения

Средняя глубина залегания, м - 1800-1950.

Средняя газонасыщенная толщина - 25 м.

Средняя нефтенасыщенная толщина - 105 м.

Пористость, д.е. - 0,08-0,12.

Средняя нефтенасыщенность, д.ед. - 0,75-0,85.

Проницаемость, 10^-3 мкм ² - 0,005-0,015.

Пластовая температура, °С - 37.

Пластовое давление, МПа - 21,4.

Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа.с - 0,44.

Плотность нефти в стандартных условиях, кг/м³ - 836.

Давление насыщения нефти газом, МПа - 15,4.

Газосодержание нефти, м³/т - 150.

Горизонтальная скважина 5.2 пробурена на участке Восточного Блока Оренбургского месторождения. Скважина 5.2 имеет верхний интервал перфорации в чисто нефтяной зоне, а нижний интервал перфорации расположен в подгазовой зоне в области ГНК. Скважина 5.2 работает с дебитом 44 т/сут.

Пример 2

Горизонтально-наклонная скважина 4.3 пробурена на том же участке Восточного Блока Оренбургского месторождения. Она имеет верхний интервал перфорации в чисто нефтяной зоне, а нижний интервал перфорации расположен в подгазовой зоне ниже ГНК на 25 м. Скважина 4.3 работает с дебитом 22 т/сут.

Таким образом, дебит скважины 5.2 по примеру 1 (предлагаемое техническое решение) в два раза выше, чем скважины 4.3 по примеру 2.

В результате дебит нефти горизонтально-наклонных скважин по предлагаемому техническому решению возрастает на 50% и более.

Источники информации

1. Батурин Ю.Е., Богданов В.Л., Дегтяников Е.А., Медведев Н.Я., Саркисянц Б.Р., Юрьев А.Н. Способ разработки сложнопостроенной залежи нефти с тонкой нефтяной оторочкой. Патент РФ 95116013/03.

2. Анализ результатов бурения и эксплуатации горизонтальных скважин на Федоровском месторождении. Журнал “Нефтяное хозяйство”, №8, 2000 г. Авторы В.Л. Богданов, Н.Я. Медведев и др. (прототип).