Спосіб розробки газоконденсатного родовища

1. Спосіб розробки газоконденсатного родовища, що включає експлуатацію покладу в режимі 3 76353 4 пласта конденсату, що випав. Однак, відомий спопласт. сіб має суттєві недоліки. По-перше, використання Покращення витиснення конденсату, що випав зрідженого нафтового газу для змішування з кону пласті, при використанні запропонованого споденсатом є недоцільним через значні об'єми необсобу у порівнянні з відомим, встановлено експехідного продукту для нагнітання у пласт. По-друге, риментальним шляхом на моделі пласта, складезастосування сухого газу як протискувального агеного із взірців гірських порід, що відібрані у нта є менш ефективним, ніж води (застосування продуктивних пластах. води як протискувального агента також відомо З практики гідродинамічних розрахунків показ[А.Х.Мирзаджанадзе и др., "Разработка газокондеників розробки конкретних родовищ відомо, що нсатных месторождений", Μ., 1967г.], але внасліекспериментальні вихідні дані для таких розрахундок високого залишкового конденсатонасичення є ків можуть бути отримані в дослідах, які здійснюмалоефективним) через значну різницю в пружноються в умовах, максимально наближених до пласті систем. По-третє, через нагнітання вуглеводстових умов: застосування кернового матеріалу невого газу як протискувального агенту подовжу(відповідає вимогам подібності структури порового ється період розробки покладу, необхідний для простору) та використання пластових флюїдів (зайого відбору після завершення процесу витисбезпечує подібність їх фізико-хімічних властинення. востей). В основу винаходу, що заявляється, покладеДля умов колекторів нафтових родовищ Украно завдання створити спосіб розробки газоконденїни встановлено, що для забезпечення подібності сатних родовищ, в якому за рахунок використання умов лабораторних досліджень до натурних, мінінових реагентів та зміни технологічних режимів мальна довжина моделі пласта (Іmin) повинна стадосягається можливість проведення більш ефекновити тивної розробки газоконденсатних родовищ, що (1) Imin 6 105 k m розробляються в режимі виснаження. де Іmin - довжина моделі пласта, м; Пропонується спосіб розробки газоконденсатk - проникність моделі пласта, мкм; ного родовища, де шляхом експлуатації газоконm - пористість, частка. денсатного покладу в режимі виснаження при зниВиходячи з формули (1), мінімальна довжина женні пластового тиску нижче тиску конденсації з моделі пласта для отримання адекватності знанаступним нагнітанням облямівки легких рідких чень проникності і пористості повинна складати вуглеводнів та протискувального агента і наступ3,1см. В наших експериментальних дослідженнях ним відбором продукції, одночасно або послідовно застосовувалася модель пласта з пористістю після легких рідких вуглеводнів у поклад нагніта15,5%, проникністю 0,0175мкм2 та довжиною ють циклічно вуглеводневий газ і воду, при цьому 47,7см. як легкі рідкі вуглеводні використовують або вугЯк пластова вода використовувалась вода, леводневий конденсат, або легку нафту. Як протияка за хімічним складом та мінералізацією відповіскувальний агент використовують воду. У випадку дала пластовій, а як пластові флюїди використозастосування газованих легких рідких вуглеводнів вували газоконденсат та газ, відібраний з родопроцес нагнітання газованих вуглеводнів чергують вища. із процесом розгазування газованої системи в Температуру і тиск у моделі пласта підтримупластових умовах. Крім того, експлуатацію поклавали на рівні реальних умов. ду можна здійснювати в режимі виснаження параПід час витиснення конденсату робочими агелельно з нагнітанням облямівок легких рідких вугнтами (вода, газ) швидкість фільтрації встановлюлеводнів, вуглеводневого газу та води. При цьому валась у відповідності до умов подібності. В умокількість продукції, що відбирається повинна бути вах досліджень вона складала в середньому 1,7не менш як у три рази більшою за кількість реаген10-10м3/с, що відповідає лінійній швидкості руху тів, що нагнітаються у пласт. рідини в моделі пласта (~0,3м/д). Використання запропонованого способу доРезультати використання різних витискуючих зволяє вилучати конденсат, що випав у пласті при агентів наведено в таблиці. Із таблиці видно, що експлуатації покладу в режимі виснаження. використання запропонованого способу (5, 6) заСуттєвими відмінностями запропонованого безпечує у порівнянні з відомим, зростання коефіспособу від відомого є: цієнту вилучення конденсату (або коефіцієнту кон1) одночасно або послідовно після легких рідденсатовилучення), що випав, з 15,1% до 44,3ких вуглеводнів у поклад додатково нагнітають 53,6%. Встановлено, що найгірші показники витисциклічно вуглеводневий газ і воду; нення конденсату, що випав, спостерігаються при 2) як легкі рідкі вуглеводні використовують вувитисненні водою (тільки 10,5% від залишкового глеводневий конденсату або легку нафту; конденсату). Попереднє нагнітання вуглеводнево3) при застосуванні газованих легких рідких вуго конденсату або вуглеводневого газу перед виглеводнів процес їх нагнітання чергують із процекористанням води покращує показники витиснення сом розгазування газованої системи в пластових конденсату, що випав. Так, у випадку додаткового умовах; нагнітання конденсату з подальшим витисненням 4) експлуатацію покладу можна здійснювати в водою коефіцієнт конденсатовилучення зростає режимі виснаження паралельно з нагнітанням обдо 19,7%, що на 9,5% більше, ніж коефіцієнт конлямівок легких рідких вуглеводнів, вуглеводневого денсатовилучення при використанні води, та на газу та води, при цьому кількість продукції, що від4,6% більше, ніж при застосуванні відомого способирається повинна бути не менш як в три рази бу. Почергове витиснення конденсату, що випав, більшою за кількість реагентів, що нагнітаються у 5 76353 6 вуглеводневим газом та водою (проведено два Дещо нижчі, але достатньо високі показники цикли по 0,2 порових об'єми) дозволяє збільшити отримуються при використанні газованих рідких коефіцієнт конденсатовилучення. Так, завдяки вуглеводнів, наприклад газованої легкої нафти. водогазовій репресії коефіцієнт вилучення конденТак, при її використанні коефіцієнт конденсатовисату зростає до 25,1%, що на 14,6% більше, ніж лучення складає 44,3%, що на 29,2% більше, ніж коефіцієнт конденсатовилучення при використанні при використанні відомого способу, на 33,8% біводи, та на 10% - ніж при використанні відомого льше, ніж при використанні води, але на 9,3% меспособу (1). Комбінування двох попередніх технонше від запропонованої композиції (п.5 таблиці). логічних схем (закачування облямівки вуглеводнів При використанні газованих вуглеводнів необхідта водогазової репресії) дозволяє суттєво збільною умовою є розгазування газованої системи в шити коефіцієнт конденсатовилучення. Так, при пластових умовах, тобто в пласті окремо фільтрунагнітанні вуглеводневої облямівки та водогазової ються і легка нафта, і вуглеводневий газ. Незначрепресії (проведено 2 цикли по 0,2 порових об'єми не пониження коефіцієнту конденсатовилучення в вуглеводневого газу та води) з подальшим нагніцьому випадку пояснюється наявністю в легкій танням води коефіцієнт конденсатовилучення зріс нафті речовин, що адсорбуються на поверхні подо 53,6%, що на 38,5% більше, ніж при викорисрових каналів, та недостатньою кількістю вільного танні відомого способу та на 43,1% більше, ніж газу після розгазування системи. при використанні води. Таблиця Порівняння коефіцієнту вилучення конденсату, що випав у пласті, при тиску, що складає 25% від тиску конденсації конденсату та при використанні різних витискуючих агентів Витискуючі агенти 1. Зріджений газ та вуглеводневий газ (прототип) 2. Вода 3. Почергово вода, вуглеводневий газ (2 цикли по 0,2 порових об'єми) та вода 4. Конденсат та вода 5. Облямівка конденсату та почергове нагнітання води, вуглеводневого газу (2 цикли по 0,2 порових об'єму) та води 6. Газована легка нафта з одночасним зниженням тиску та вода Таким чином, почергове нагнітання рідких вуглеводнів та вуглеводневого газу або газованих рідких вуглеводнів з наступним протисненням їх водою забезпечує значне зростання виносу конденсату, що випав у пластових умовах. Крім того, для вилучення конденсату використовуються більш доступні реагенти, ніж в прототипі. Так, зріджений газ є сумішшю вуглеводнів С3С4. Конденсат, який є сумішшю вуглеводнів С3-С12, є більш доступним реагентом завдяки більш широкому спектру суміші вуглеводнів. На відміну від зрідженого газу конденсат можна без додаткової підготовки нагнітати у продуктивні пласти. Легка нафта ще в більшій мірі, ніж конденсат, є доступним реагентом. Технологія здійснення запропонованого способу полягає у наступному. Газоконденсатне родовище спочатку експлуатують в режимі виснаження (практика розробки більшості подібних родовищ). При зниженні пластового тиску до значень, нижчих за тиск конденсації конденсату, розпочинають запропонований процес шляхом нагнітання конденсату (можна брати з цього ж родовища) або легкої нафти в об'ємі, що дорівнює 0,1-0,3 порового об'єму. Після цього нагнітають Комп’ютерна верстка Т. Чепелева 15,1 10,5 25,1 19,7 Збільшення коефіцієнту конденсато-вилучення у порівнянні з прототипом, % Збільшення коефіцієнту конденсато-вилучення у порівнянні з водою, % 53,6 38,5 43,1 44,3 29,2 33,8 Коефіцієнт конденсатовилучення, % вуглеводневий газ в такому ж об'ємі. При необхідності вказаний процес повторюють. По завершенню процесу розпочинають нагнітання пластової води у поклад в об'ємі, необхідному для витискування облямівки до видобувних свердловин. Спосіб реалізації винаходу. Для здійснення запропонованого способу розробки виснаженого газоконденсатного покладу (пластовий тиск значно нижчий за тиск конденсації конденсату, конденсат з газової фази випав у пласті) закачують облямівку вуглеводневої фази (5-20% від об'єму пор пласта) і послідовно після неї у поклад нагнітають почергово вуглеводневий газ і воду (2-3 цикли величиною по 10-20% від об'єму пор пласта), а потім протискувальний агент, для чого використовують воду. За другим напрямком закачують облямівку газованої легкої нафти (5-20% від об'єму пор пласта) і послідовно після неї у поклад нагнітають почергово вуглеводневий газ і воду (2-3 цикли величиною по 10-20% від об'єму пор пласта), а потім протискувальний агент - воду. Облямівку газованої легкої нафти створюють за рахунок перепуску нафти з інших горизонтів цього ж родовища, або цього ж газоконденсатного покладу. Підписне Тираж 26 прим. Міністерство освіти і науки України Державний департамент інтелектуальної власності, вул. Урицького, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислової власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601