Спосіб розробки нафтогазоконденсатного покладу з тонкою нафтовою облямівкою

Винахід відноситься до нафтогазовидобувної промисловості і дозволяє підвищити коефіцієнт вилучення нафти із тонкої водоплаваючої нафтової облямівки в умовах низького конденсатного фактору газової частини покладу, або незначних запасів газу, коли використання сайклінг-процесу не ефективне. Відомий спосіб розробки тонких нафтових облямівок, що включає буріння свердловин, створення інтервалів перфорації, відбір нафти із нафтонасиченої частини пласта і регульований відбір газу з газової шапки. При цьому відбір нафти і газу ведуть періодично через інтервал перфорації, розміщений у нафтонасиченій частині пласта шляхом зміни вибійного тиску вище і нижче критичної величини, що визначає прорив газу до інтервалу перфорації (див. патент України №16448, МПК Е21В43/00, пріоритет від 12.08.89, опубл. бюл. №4 від 29.08.97р.) Недоліком наведеного способу є те, що в умовах обводнення і зміщення нафтової облямівки спосіб не забезпечує видобуток нафти, яка перемістилась в газову частин у покладу. Відомий спосіб розробки газоконденсатного покладу з нафтовою облямівкою, яку зміщують в газову частин у покладу, після чого здійснюють сайклінг-процес в штучно створеній нафтовій облямівці, (див. патент України №16203 МПК Е21В43/18 опубл. 29.08.97р. Бюл. 4) Даний винахід дозволяє підвищити коефіцієнт вилучення нафти із тонкої водоплаваючої облямівки в умовах виснаження газоконденсатної частини покладу із таким же зміщенням водонафтового контакту (ВНК) на рівень газонафтового контакту (ГНК) за рахунок витіснення нафти водою. Залишкова газонасиченість при обводненні пласта завжди більша залишкової нафтонасиченості навіть для дуже в'язких нафт при однакових колекторських властивостях пласта. У більшості випадків залишкову газонасиченість слід вважати рівною 30%; залишкова нафтонасиченість промитого пласта може коливатися від 10% для легкої нафти до 20% для важкої, тобто в середньому складає 15%. Таким чином, втрати нафти при переміщенні нафтової облямівки в газову частину покладу за рахунок защемлення водою, що надходить в пласт будуть значні. Задачею винаходу є підвищення коефіцієнту вилучення нафти із тонкої водоплаваючої нафтової облямівки. Для вирішення поставленої задачі у відомому способі розробки нафтогазоконденсатного покладу з тонкою водоплаваючою нафтовою облямівкою шляхом виснаження через видобувні свердловини, зі створенням інтервалу перфорації, стосовно винаходу, перфорацію свердловин виконують в газовій частині над газонафтовим контактом hперф в інтервалі висоти перфорації, що розраховується виходячи із співвідношення: S h (K - K 3Н ) h перф . = 1 1 H S 2 (K Г - K 3Г ) де h1 - товщина нафтової облямівки, м; S1 , S 2 - початкова площа нафтової облямівки і площа після її зміщення в газову частин у покладу; K H , K 3H - початкова і залишкова нафтонасиченість в зоні початкової нафтової облямівки; K Г , К 3Г - початкова і залишкова газонасиченість в зоні зміщеної нафтової облямівки. При цьому видобувні свердловини розміщують по контур у газонафтового контакту (ГНК), а при зміщенні нафтової облямівки в газову частину покладу на висоту hперф. здійснюють незначним відбором газу і нафти для забезпечення незначного пониження пластового тиску в покладі за рахунок наступаючої пластової води і після зміщення нафтової облямівки на hперф. здійснюють форсований відбір газу і нафти свердловинами. Таким чином, втрати нафти при переміщенні нафтової облямівки в газову частину покладу за рахунок защемлення водою, що надходить у пласт будуть значні, досягнуть у середньому 15% її запасів за умови, що ВНК переміститься у положення ГНК. Залишкова ж газонасиченість при витісненні газу нафтою в зоні переміщеної нафтової облямівки становитиме 30%. З наведених міркувань випливає, що товщина штучно створеної облямівки буде не менша початкової її товщини і при жорсткому водонапірному режимі для однорідного водоплаваючого покладу визначається виразом: S h (K - K 3Н ) h2 = 1 1 H S 2 (K Г - K 3Г ) (1) де h1, h2 - товщина природної і штучно створеної нафтових облямівок, м; S1 , S 2 - площі природної і штучно створеної нафтових облямівок; K H , K 3H - початкова і залишкова нафтонасиченість в зоні штучно створеної нафтової облямівки; K Г , К 3Г - початкова і залишкова нафтонасиченість в зоні зміщеної нафтової облямівки. Об'єм газу ( Q доб. ), який необхідно відібрати з покладу, щоб перемістити ВНК у положення ГНК при водонапірному режимі, визначається співвідношенням: Q доб = h 1S1m(k n - k зн )paf (2) де m - коефіцієнт пористості; р - пластовий тиск; a, f - поправки на надтисливість газу і температуру. Вираз 2 по суті визначає об'єм газу, що видобувається за рахунок переміщення нафти і нафтової облямівки в газову частину покладу при пластовому тискові близькому до початкового. Штучна облямівка являтиме собою не суцільний нафтовий шар, а газонафтову суміш за рахунок залишкової газонасиченості, яка створює сприятливі умови для двофазного фільтрування та підтягування нафти газом до вибоїв видобувних свердловин. У роботі 2 зазначено, що дво- і трифазне фільтрування в пористому середовищі залежить від співвідношення фаз. Так, при вмісті у пористому понад 35% вільного газу потік складається з чистого газу; при вмісті газу менше 10% і нафти менше 23% у потоці буде сама вода; при вмісті води від 20 до 30% і газу від 10 до 18% фільтрува тися може лише нафта. При переміщенні нафтової облямівки в газову частину покладу середнє співвідношення фаз у пористому середовищі зони заміщення газу нафтою буде наступне: водонасиченість - 15% (початкова для газонасиченого пласта), залишкова газонасиченість - 35%, нафтонасиченість (за рахунок нафти, що надійшла) - 50%. Тобто співвідношення газу і нафти в штучній нафтовій облямівці забезпечує двофазну фільтрацію нафти та газ у. На фіг. наведено принципову схему переміщення нафтової облямівки в газову частину покладу з подальшою її розробкою в режимі виснаження. Видобувні свердловини розміщують поблизу внутрішнього контуру газонафтового контакту (ГНК). Перфорація свердловин здійснюється в інтервалі штучно сформованої нафтової облямівки і розраховується по формулі 1, де h=hперф. Після зміщення нафтової облямівки в газову частину покладу на висоту h перф. здійснюється форсований відбір газу і нафти видобувними свердловинами, що розміщені по контуру ГНК. Проникнення води в штучно створену нафтову облямівку при форсованому відборі нафтогазової суміші буде стримуватись співвідношенням фаз на користь нафти, а прояви режиму розчиненого газу в умовах двох фаз (нафта і газ) забезпечує турбулентність нафтогазового потоку в паровому просторі і винесення разом із газом нафти до вибоїв видобувни х свердловин. Якщо свердловини розмістити в центральній частині структури, то розробка на виснаження цими свердловинами приведе до повного розмазування нафти по структурі парового простору. У випадку запропонованому даним винаходом нафта, що рухається в газову частину покладу перехоплюється видобувними свердловинами розміщеними по внутрішньому контуру ГНК і перфорованими на висоту зміщеної нафтової облямівки. Слід зауважити, що в роботі "Газокондесатоотдача пластов" М.: Недра, 1992. — 255с. Кондрат P.M., відмічає, що на нафтогазокондесатних родовищах Чечні (Росія) при переміщенні нафтової облямівки в газову частину покладу відмічалось збільшення видобутку нафти. Поопераційно спосіб здійснюється таким чином: - буряться експлуатаційні свердловини по контур у ГНК - розкривають перфорацією розрахунковий інтервал, починаючи з ГНК і вище згідно формули 1 - розробляють нафтогазовий поклад свердловинами, розміщеними по контуру ГНК з мінімальним падіннями пластового тиску до переміщення нафтової облямівки в газову частину покладу - здійснюють форсований відбір нафтогазової суміші видобувними свердловинами розміщеними по контуру ГНК. Приклад використання. Даний спосіб розробки може бути реалізований на Скворцівському газоконденсатному родовищі при розробці газоконденсатного покладу (гор. В-25-26) з нафтовою облямівкою. Використання сайклінг процесу згідно прототипу в цьому покладі недоцільно, оскільки початковий вміст конденсату в пластовому газі не перевищує 60г/м 3. Товщина нафтової облямівки складає 4.6м. Запаси газу в даному покладі складають 111 млн. м 3, запаси нафти в облямівці 107 тис. т. Безпосереднє буріння свердловин на нафтову облямівку посередині її ширини і розкриття її перфорацією призведе до швидкого прориву води до вибою видобувних свердловин і виведення їх з експлуатації. Фактичне нафтовилучення при цьому не перевищить (для такої тонкої облямівки) 3-4% від запасів. Якщо розробку нафтогазоконденсатного покладу провести із зміщенням нафтової облямівки в газоконденсатну його частину витримуючи вимоги даного винаходу то нафтовилучення можно довести до 1015%. При цьому, втрати нафти за рахунок обводнення природної нафтової облямівки складуть 15%. Об'єм нафти, що переміститься в газову частину покладу складе 91 тис. т. При цьому цьому видобуток нафти в період переміщення нафтової облямівки за 6 років свердловиною №27 (Киянівський блок) складе 6,1 тис.т., що відповідає нафто-віддачі 7%. Подальша розробка буде продовжуватись в режимі газової шапки, так як прояви водонапірного режиму зменшаться за рахунок обмеженого водоносного басейну і створення бар'єру для води за рахунок залишкової газонасиченості в зоні вторгнення нафти в газову частину покладу. Подальша розробка покладу згідно поопераційної схеми винаходу забезпечить видобуток нафти (разом з газом) додатково в об'ємі 7-8 тис. т. Сумарний видобуток нафти з гор. В-25-26 Киянівського блоку складе 13-14 тис. т., що відповідає нафтовилученню до 15%. Об'єм видобутк у газ у для зміщення нафтової облямівки за схемою винаходу та розрахунки коефіцієнтів прогнозної залишкової нафто та газонасиченості розраховується по відомим методикам. Спосіб може бути використаний при розробці нафтогазоконденсатних родовищ з тонкими водоплаваючими нафтовими облямівками і незначним вмістом конденсату в пластовому газі.