способ разработки углеводородной залежи

Формула изобретения

1. Способ разработки углеводородной залежи, включающий разбуривание залежи нагнетательными и добывающими скважинами, закачку воды через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие, отличающийся тем, что, с целью повышения коэффициента извлечения нефти при реализации способа на нефтегазовых залежах массивного типа, за счет предотвращения образования газовых конусов и снижения капитальных затрат на сооружение скважин за счет уменьшения их длины, нагнетательные скважины заканчивают под непроницаемой кровлей, а разработку залежей осуществляют поэтапно, причем на первом этапе через добывающие скважины производят отбор нефти из нефтяной оторочки до образования между газо- и нефтенасыщеными слоями зоны с остаточной нефтенасыщенностью в нагнетательные скважины, производят закачку воды непосредственно под непроницаемую кровлю до образования поверх зоны с остаточной нефтенасыщенностью сплошного водяного зеркала, на втором этапе закачку воды прекращают и возобновляют отбор нефти из нефтяной оторочки до полной ее выработки, а на третьем этапе - отбор из залежи через добывающие скважины переносят в газовую шапку и эксплуатируют залежь как чисто газовую.

2. Способ разработки углеводородной залежи по п.1, отличающийся тем, что отбор нефти из нефтяной оторочки на первом этапе осуществляют в природном гравитационном режиме работы залежи.

3. Способ разработки углеводородной залежи по п.1, отличающийся тем, что ко второму этапу разработки переходят после слияния водяных языков от всех нагнетательных скважин между собой и образования вдоль газонефтяного контакта сплошного водяного зеркала.

4. Способ разработки углеводородной залежи по п.1, отличающийся тем, что к третьему этапу разработки переходят после достижения языками нагнетаемой воды интервалов отбора добывающих скважин в нефтяной оторочке и появлении в продукции добывающих скважин воды.

5. Способ разработки углеводородной залежи по п.1, отличающийся тем, что через нагнетательные скважины на третьем этапе разработки так же производят отбор газа из газовой шапки.

6. Способ разработки углеводородной залежи по п.1, отличающийся тем, что отбор нефти из нефтяной оторочки на первом этапе прекращают с достижением языками нагнетаемой воды первоначального положения газонефтяного контакта и до образования вдоль него сплошного водяного зеркала.

Описание изобретения к патенту

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

Известен способ разработки углеводородной залежи, включающий разбуривание залежи добывающими и нагнетательными скважинами, закачку воды через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие /1/.

Недостатком известного способа является низкий коэффициент извлечения нефти при его реализации на нефтегазовых залежах массивного типа, поскольку способ не предусматривает мер по предотвращению образования газовых конусов, которые оттесняют нефть от интервала отбора, что и является причиной снижения коэффициента извлечения нефти.

Наиболее близким к предлагаемому является способ разработки углеводородной залежи, включающий разбуривание залежи добывающими и нагнетательными скважинами, закачку воды через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие /2/.

Недостатком способа, выбранного в качестве прототипа /2/, как и аналога /1/, является низкий коэффициент извлечения нефти при его реализации на нефтегазовых залежах (НГЗ) массивного типа, поскольку организация непрерывного отбора нефти из нефтяной оторочки сопровождается образованием конусов газа, которые блокируют нефть оторочки от интервала отбора. Мер по предотвращению образования газовых конусов известный способ не предусматривает, поэтому коэффициент извлечения нефти (КИН) не велик.

Кроме того, в известном способе велики затраты на сооружение нагнетательных скважин, в то время как в предлагаемом при его реализации на НГЗ массивного типа представляется возможность закачки вытесняющего агента в повышенную часть залежи, т.е. возможность закачивания нагнетательных скважин непосредственно под кровлей и уменьшения тем самым их длины и затрат на их сооружение.

Целью изобретения является повышение коэффициента извлечения нефти при реализации способа на нефтегазовых залежах массивного типа за счет предотвращения образования газовых конусов и снижение капитальных затрат на сооружение скважин за счет уменьшения их длины.

В основе способа лежит известное /3/ положение о том, что область двухфазного насыщения, например, «газ-нефть» оказывает большее фильтрационное сопротивление движению воды, чем отдельно взятые нефть или газ. Указанная область, при определенном способе закачки воды для поддержания пластового давления, может стать искусственным экраном, который разделит газо- и нефтенасыщенные зоны и представит возможность независимой разработки этих зон без образования газовых конусов.

Способ реализуют следующим образом (см. чертеж).

Нефтегазовую залежь с кровлей 1, газовой шапкой 2, газонефтяным контактом ГНК 3, нефтяной оторочкой 4, водонефтяным контактом (ВНК) 5 и подошвенной водонасыщенной зоной 6 разбуривают нагнетательными 7 и добывающими 8 скважинами. Интервалы вскрытия 9 нагнетательных скважин размещают непосредственно под непроницаемой кровлей 1. Добывающие скважины 8 снабжают интервалами вскрытия 10 в газовой шапке 2 и интервалами вскрытия 11 в нефтяной оторочке 4.

На первом этапе разработки производят закачку воды непосредственно под непроницаемую кровлю 1 через интервалы вскрытия 9 нагнетательных скважин 7. Через интервалы вскрытия 11 добывающих скважин 8 производят отбор нефти из нефтяной оторочки 4 в естественном гравитационном режиме. В процессе отбора нефти оторочки положение газонефтяного контакта медленно понижается и между газо- и нефтенасыщенными слоями формируется зона остаточной нфтенасыщенности 12. Работа залежи в гравитационном режиме на этом этапе обусловлена необходимостью предотвращения образования газовых конусов и преждевременного загазовывания добывающих скважин. Нагнетаемая вода образует узкие и вытянутые вниз языки 13, которые достигнув первоначального положения газонефтяного контакта 3, начинают растекаться по нему. Последнее связано с тем, что фазовая проницаемость для воды в системе «газ-вода» выше, чем в системе «газ-нефть-вода», и соответственно вода фильтруется в сторону большей проницаемости, т.е. вдоль первоначального газонефтяного контакта и поверх зоны с промежуточной нефтенасыщенностью 12. С этого момента и до образования вдоль первоначального газонефтяного контакта 3 сплошного водяного зеркала 14 отбор нефти из оторочки 4 прекращают. Последнее связано с нежелательностью преждевременного попадания закачиваемой сверху воды в интервалы отбора 11 добывающих скважин 8.

По мере растекания языков воды от отдельных скважин и их слияние между собой и образуется сплошное водяное зеркало 14.

Моментом образования сплошного водяного зеркала считается слияния между собой языков воды от отдельных скважин. Первый этап на этом считается законченным.

Далее, на втором этапе, закачку воды через нагнетательные скважины 7 прекращают и возобновляют отбор нефти из нефтяной оторочки 4.

Созданный на первом этапе вдоль первоначального положения газонефтяного контакта барьер разобщает газо- и нефтенасыщенную части между собой и исключает образование газовых конусов. Дренирование нефтяной оторочки 4 на втором этапе продолжают до ее выработки и появления в продукции добывающих скважин 8 воды. Обычно пределом рентабельной добычи нефти считается 98%-ная обводненность добывающих скважин. После этого переходят к третьему этапу разработки, на котором отбор нефти через скважины 8 прекращают и начинают полномасштабный отбор газа по всей залежи, которую эксплуатируют как чисто газовую. Для этого через верхние интервалы вскрытия 10 добывающих скважин 8 и интервалы вскрытия 9 нагнетательных скважин 7 производят отбор газа.

Разработку залежи прекращают, как это и принято, после падения в ней давления до атмосферного.

Отличительной особенностью предлагаемого технического решения является дренирование нефтяной оторочки на первом этапе с малыми дебитами, что способствует медленному снижению газонефтяного контакта от первоначального положения и формированию между газо- и нефтенасыщеными слоями зоны с остаточной нефтенасыщенностью. Указанная зона используется как инициатор для формирования вдоль газонефтяного контакта водяного экрана, что позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого технического решения критерию «существенные отличия».

С формированием экрана появляется возможность полной выработки нефтяной оторочки. Экономический эффект от реализации предлагаемой технологии слагается из добычи нефти, которая может достигать суммарных запасов нефти оторочки.

Указанное отличие позволяет сделать вывод о соответствии предлагаемого способа критерию «положительный эффект».

Способ основан на гравитационных эффектах разделения фаз с разными плотностями и законах фильтрации флюидов в многофазных средах, что позволяет сделать вывод о его соответствии критерию «техническое решение».

Пример реализации способа.

Исходные данные: этаж газоносности h_г=100 м; толщина нефтяной оторочки h_н=10 м; коллектор - терригенный с проницаемостью К=1 мкм² и открытой пористостью m=30%; залежь - нефтегазовая с площадью нефтеносности F=1000 м × 1000 м; начальная водонасыщенность _в=20%; плотность нефти в стандартных условиях _{н. ст}=0,8 г/см³ ; пластовое давление Р_пл=200 атм, коэффициент вытеснения нефти К_выт.=0,8. Геологические запасы рассчитывают по следующей формуле:

Залежь разбуривают двумя рядами добывающих и двумя рядами нагнетательных скважин.

Расстояние между скважинами в ряду и между рядами скважин устанавливают равным 250 м.

На первом этапе разработки залежь эксплуатируют на природном гравитационном режиме и дебиты добывающих скважин устанавливают из следующих соображений.

В соответствии с законом Дарси дебит добывающей скважины

где К - абсолютная проницаемость, м ²,

_н - динамическая вязкость нефти Па.с,

- депрессия на добывающей скважине, Па,

- расстояние между добывающей и нагнетательной скважинами, м,

F - средняя площадь фильтрации, м² ,

_н.ст - плотность нефти в стандартных условиях, m/м³, с учетом того, что

F=hн· и =н·hн,

где н=0,8·10⁴ н/м² - удельный вес нефти, дебит добывающей скважины:

Коэффициент извлечения нефти:

где К_охв=0,57 - для линейной схемы размещения скважин.

Тогда: КИН=0,8·0,57=0,456

С учетом этого промышленные запасы нефти:

Количество нефти, необходимое отобрать из залежи до образования метрового слоя с остаточной нефтенасыщенностью, составляет

Тогда время работы добывающих скважин для образования такого остаточного слоя с учетом того, что общее количество добывающих скважин n _д=10 составит:

По истечении этого времени и с образованием вдоль газонефтяного контакта сплошного водяного зеркала переходят ко второму этапу разработки.

Приемистости нагнетательных скважин по воде устанавливают из следующих соображений.

Количество воды, которое нужно закачать в залежь для образования поверх первоначального газонефтяного контакта водяного зеркала толщиной h_в=1 м, составляет

Тогда приемистости нагнетательных скважин с учетом того, что количество нагнетательных скважин n _наг=10 составят:

Таким образом, до достижения языками воды первоначального газонефтяного контакта добывающие скважины эксплуатируют с дебитами 40 m/сут, после чего их останавливают, а водонагнетательные эксплуатируют с приемистостью 130 m/сут в течение 230 сут до образования сплошного зеркала воды. Далее переходят ко второму этапу разработки, на котором нагнетания воды прекращают, а отбор нефти возобновляют. Дебиты добывающих скважин на втором этапе устанавливают из условия возможно более полной выработки нефтяной оторочки.

С достижением языками воды от водяного зеркала интервалов отбора добывающих скважин переходят к третьему этапу разработки, на котором интервалы отбора добывающих скважин переносят в газовую шапку и отбирают газ, а через интервалы вскрытая нагнетательных скважин также производят отбор газа.

Список использованной литературы

1. Павленко В.П., «Эксплуатация залежей нефти», РГУ им.Губкина, М., 2003, с.20.

2. Мартос В.Н., Умариев Т.М., «Проблемы и способы разработки газонефтяных и газо-нефтеконденсатных месторождений», M., 1987, с.3.

3. Мищенко И.Т. «Скважинная добыча нефти», М., 2003, с.187.