Спосіб видобутку нафти і газу з бурових свердловин

1. Спосіб видобутку нафти і газу з бурових свердловин шляхом закачування в продуктивний шар газу та/або води в газонасичену частину шапки в зоні газонафтового контакту, який відрізняється тим, що у шарі створюють зону вільної газової фази, для чого закачують газ в об'ємі 525% від порового об'єму вуглеводнів, слідом за закачуванням газу в шарі створюють газоводонасичену зону, для чого спільно й одночасно закачують у пласт газ і воду також в об'ємі 5-25% від об'єму вуглеводнів при співвідношеннях газу і води 1 ... 99 : 99 ... 1. A (54) СПОСІБ ВИДОБУТКУ НАФТИ І ГАЗУ З БУРОВИХ СВЕРДЛОВИН 36546 собі видобутку нафти і газу з бурови х свердловин шляхом закачки в продуктивний пласт газу та/або води в газонасичену частину шапки в зоні газонафтяного контакту, згідно з винаходом, у пласті створюють зону вільної газової фази, для чого закачують газ в об`ємі 5-25% від порового об`єму вуглеводнів, слідом за закачкою газу в пласті створюють газоводонасичену зону, для чого, спільно й одночасно, газ та воду закачують в об`ємі 5-25% від порового об`єму вуглеводнів при співвідношенні 1...99 : 99…1. Першою додатковою відмінністю є те, що для створення зони вільної газової фази, а також газоводонасиченої зони використовують побіжний вуглеводневий газ. Другою додатковою відмінністю є те, що для створення зони вільної газової фази, а також газоводонасиченої зони використовують нeвyглeвoдневий газ. Третьою додатковою відмінністю є те, що для створення газоводонасиченої зони використовують воду з додаванням поверхнево-активних речовин. Четвертою додатковою відмінністю є те, що для створення газоводонасичної зони використовують воду з додаванням полімерів. П¢ятою додатковою відмінністю є те, що для створення газоводонасиченої зони використовують воду з додаванням лугів. Шостою додатковою відмінністю є те, що в пласті створюють зону вільної газової фази, а також газоводонасичену зону бурінням для кожної зони окремих свердловин. Сьомою додатковою відмінністю є те, що з зони вільної газової фази газ перекачують у газоводонасичену зону. Способ відтворюють наступним чином. На свердловині, що експлуатує карбонатний пласт із відомою товщиною продуктивного горизонту, проводять підготовчі роботи, спускають колону тр уб і закачують текуче середовище при тискові, який не перевищує тиск опресовки колони у пласт на діаметр D, що перевищує радіус погіршеної проникності привибійної зони пласту, який визначають перед проведенням обробітку по кривим відновлення тиску. З даного діаметру закачки і товщини пласту визначають об`єм пор за формулою: V = 0,785m × D2H, де m - середньовиважена пористість колектора, наприклад, при m = 15,0 % і заданій глибині обробітку 5 м потрібно закачати біля 3 м 3 води, газу або газоводяної суміші на 1 м ефективної товщини пласту. В газонасичену частину шапки в зоні газонафтяного контакту продукгивного пласту закачують текуче середовище у вигляді газу та/або води. Насамперед у пласті створюють зону вільної газової фази, для чого закачують газ в об`ємі 5-25% від порового об`єму вуглеводнів. Слідом за закачкою газу в пласті створюють газоводонасичену зону, для чого, спільно й одночасно, газ та воду закачують в об`ємі 5-25% від порового об`єму вуг леводнів при співвідношенні 1... 99 : 99... 1. Варіантами відтворення способу є те, що для створення зони вільної газової фази, а також газоводонасиченої зони використовують побіжний вуглеводневий або невуглеводневий газ. Для створення газоводонасиченої зони використовують воду з додаванням поверхнево-активних речовин, полімерів або лугів. В пласті зону вільної газової фази а також газоводонасичену зону можуть створювати бурінням для кожної зони окремих свердловин, після чого з зони вільної газової фази газ перекачують у газоводонасичену зону. Винахід ілюструється конкретними прикладами. Приклад 1. Нафтоносний пласт розташований на глибині 3000 м, ефективна товщина пласту становить 25 м, проникність - 500 м, поточний пластовий тиск - 280 кгс/см 2 (28 мПа). Пласт розробляли видобувними свердловинами, середній дебіт яких по нафті раніше складав 200 м 3 на добу. За винаходом, у пласті створюють зону вільної газової фази, для чого закачують газ в об`ємі 19% від порового об`єму вуглеводнів. Слідом за закачкою газу в пласті створюють газоводонасичену зону, для чого, спільно й одночасно, газ та воду закачують гакож в об`ємі 19% від порового об"єму вуглеводнів при співвідношенні 45 : 55. У результаті продуктивність свердловин підвищилася на 8% до 216 м 3 на добу. Приклад 2. Нафтоносний пласт розташований на глибині 2500 м, ефективнатовщина пласту складає 20 м, проникність - 500 м, поточний пластовий тиск – 300кгс/см 2 (ЗО мПа). Пласт розробляли видобувними свердловинами, середній дебіт яких по нафті раніше складав 250 м 3 на добу. За винаходом, у пласті створюють зону вільної газової фази, для чого закачують газ в об`ємі 21% від порового об`єму вуглеводнів. Слідом за закачкою газу в пласті створюють газоводонасичену зону, для чого спільно й одночасно газ та воду закачують також в об`ємі 21% від порового об`єму вуглеводнів при співвідношенні 55 : 45. У резуліьтаті продуктивність свердловин підвищилася на 12% до 280 м 3 на добу. Конкретні приклади використання способу зведені у таблицю, що відбиває збільшення газонафтовіддачі від використання винаходу. При застосуванні додаткових засобів, як-от для газоводонасиченої зони - води з додаванням поверхнево-активних речовин, полімерів або лугів, перекачки газу з зони вільної газової фази зону додатково отримують підвищення нафтогазовидобугку на 1 -3 %. Таким чином, винахід дозволяє досягти підвищення газонафтовіддачі на 0,4 – 20% за рахунок забезпечення можливості рівномірного просування фронту витиснення, а також компенсації впливу неоднорідної будови продуктивного пласта на видобуток. 2 36546 Таблиця Газоводонасичена зона Збільшення газонафтовіддачі, мас.% 0,4 1,1 1,1 1,2 1,3 5,0 6,0 7,4 7,4 7,8 8,2 1 99 0,5 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 6,0 8,1 9,1 9,0 9,0 5 95 0,6 0,6 2,0 2,0 2,0 10,0 10,0 10,0 11,0 11,0 11,0 10 90 0,6 2,0 2,0 1,2 1,3 7,0 6,1 6,2 7,4 9,0 11,0 15 85 0,7 1,2 2,0 2,4 2,0 7,0 8,0 8,0 10,0 10,0 12,0 20 80 0,8 2,0 6,0 7,5 7,5 7,5 11,3 11,4 12,0 12,0 12,0 25 75 1,6 3,3 3,6 3,9 3,9 5,6 6,0 6,6 7,6 8,3 8,3 35 65 3,0 4,3 4,8 5,0 5,0 6,0 7,5 8,0 8,6 10,4 11,5 45 55 3,0 4,5 5,0 7,0 7,0 10,0 10,0 11,0 12,0 10,4 12,5 55 45 2,5 4,5 6,1 6,0 5,5 6,0 6,0 6,0 6,0 12,5 13,5 65 35 5,0 5,2 9,0 10,0 10,0 12,5 12,0 13,0 12,9 13,0 13,0 75 25 5,0 8,0 10,0 12,0 14,0 16,0 16,5 17,0 17,0 16,0 17,0 85 15 4,2 4,5 6,0 6,5 6,5 12,0 6,0 6,0 6,0 7,5 7,5 90 10 4,0 5,0 9,0 10,0 10,0 15,0 12,0 13,0 12,5 13,0 16,0 95 5 6,0 8,0 10,0 13,0 14,0 17,0 12,0 11,0 12,0 12,5 15,0 99 1 36546 3 Загальна кількість газу в зоні вільної газової фази, % від об`єму 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 Газ, мас. % Вода, мас. % 36546 __________________________________________________________ ДП "Український інститут промислової власності" (Укрпатент) Україна, 01133, Київ-133, бульв. Лесі Українки, 26 (044) 295-81-42, 295-61-97 __________________________________________________________ Підписано до друку ________ 2001 р. Формат 60х84 1/8. Обсяг ______ обл.-вид. арк. Тираж 50 прим. Зам._______ ____________________________________________________________ УкрІНТЕІ, 03680, Київ-39 МСП, вул. Горького, 180. (044) 268-25-22 ___________________________________________________________ 4