Спосіб розробки газоконденсатного покладу з підстилаючою водоплаваючою нафтовою оторочкою

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и позволяет повысить эффективность извлечения нефти из нефтяной оторочки. Вскрывают перфорацией в скважинах газоконденсатной залежи весь продуктивный разрез. При этом нижние дыры перфораций в нагнетательных скважинах находятся на уровне газонефтя ного контакта. До начала сайкпингпроцесса производят ограниченный отбор газа эксплуатационными и нагнетательными скважинами в объеме, определенном из следующего соотношения: QAoZ = S - h -КП(КНKfl(f)-P d t9 где QAog-- объем отбора г а з а , м ; S площадь подстилающей нефтяной оторочки, к м 2 ; h - толщина нефтяной оторочки, м; К п - коэффициент пористости; Кн - коэффициент начальной нефтенасыщенности; К он ~ коэффициент остаточной нефтенасыщенности; Р - пластовое давление, МПа; d » f - поправки на сжимаемость газа и температуру. Производят закачку сухого газа в нагнетательные скважины и отбор углеводородов из эксплуатационных скважин. Закачка газа в газонефтяную зону может быть опережающей для увеличения здесь коэффициента охвата вытеснением. В этом случае на первом этапе в нагнетательных скважинах перфорацией і вскрывают только зону газонефтенасыщения. Затем додскрывают остальной газонасыщенный р а з р е з . 1 з . п . ф-льи 1 табл. 1 1343912 Изобретение относится к нефтегаК ,К - начальная и остаточная н' он зодобывающей промышленности и может нефтенасыщенности в з о быть использовано при разработке гане природной нефтяной зоконденсатных залежей с водоплаваюоторочки; К ,К - начальная и остаточная щими нефтяными оторочками. г' о г Целью изобретения является повыгазонасыщенности в зоне шение эффективности извлечения нефти искусственно созданной из нефтяной оторочки. нефтяной оторочки. Для этого в скважинах газоконден- 10 Объем газа Q f t o jX, который необхосатной залежки вскрывается перфорадимо отобрать из залежи, чтобы перецией весь продуктивный разрез, приместить ВНК в положение ГНК при чем нижние дыры перфорации в нагнежестком водонапорном режиме, опредетательных скважинах совпадают с положением газонефтяного контакта (ГНК ) 15 ляется соотношением а в эксплуатационных - на 3-4 выше St-Kn(KHГНК, где К п - коэффициент пористости; После этого осуществляют ограниР - пластовое давление, мПа; ченный отбор газа, конденсата и нефofjf - поправки на сжимаемость гати всеми скважинами с таким расчетом, JQ за и температуру. чтобы произошло перемещение водонефВыражение 2 по существу определяет тяного контакта (ВНК) на уровень перобъем газа, который добывается за воначального положения ГНК за счет счет перемещения нефти и нефтяной вытеснения нефти наступающей водой, оторочки в газовую часть залежи. то есть по существу размазывают неф- 25 Искусственная оторочка представтяную оторочку в газовую часть заляет собой не сплошной нефтяной слой, лежи, а газонефтяную смесь за счет остаточВ большинстве случаев остаточную ной газонасыщенности, что создает газонасыщенность следует считать равной 30%, остаточная нефтенасыщенность 30 благоприятные условия для двухфазной промытого пласта может колебаться от Фильтрации и вытеснения этой смеси газом при сайклинг-процессе. 10% для легких нефтей до 20% для т я Двух- и трехфазная фильтрация в желых, то есть в среднем составляет пористой среде зависит от соотноше15%, Таким образом, потери нефти при перемещении нефтяной оторочки в г а 25 ния фаз. Так при содержании в пористой среде свыше 35% свободного газа зовуга ч а с т ь залежи з а счет защемления поток состоит из чистого газа, при наступающей водой составляют в средсодержании газа меньше 10% и нефти нем 15% от ее запасов при условии, меньше 23% в потоке содержится одна что ВНК перемещается в положение ГНК, Остаточная же газонасыщенность при 40 вода, при содержании воды от 20 до 30% и газа от 10 до 18% фильтруется вытеснении г а з а нефтью в зоне переметолько одна нефть. щенной нефтяной оторочки составляет При перемещении нефтяной оторочки 30%, Из приведенных рассуждений слев газовую часть залежи среднее соотд у е т , что толщина искусственно созд данной оторочки не меньше первоначаль-45 ношение фаз в пористой среде зоны замещения газа нефтью следующее: воной ее толщины и при жестком водонадо насыщенно с ть 15% (начальная для порном режиме для однородной водоплагазонасыщенного пласта), остаточная вающей залежи определяется выраженигазонасыщенность 35%, нефтенасыщенем ность (за счет внедрившейся нефти) 50 с 50%, Таким образом соотношение газа - Ком) (1) и нефти в искусственной нефтяной оторочке таково, что имеют место двухфазная фильтрация и вытеснение нефти где h , h_ - толщины природной и исгазом при сайклинг-процессе. кусственно созданной нефтяной оторочек, м; В случае превышения остаточной В,, S, - площади природной и исгазонасыщенности величины 35% имеет кусственно созданной место процесс увеличения нефти сухим нефтяных оторочек, км ; газом. J 4 343912 коэффициента охвата вытеенением. В Кроме того, положительным моменэтом случае на первом этапе в нагнетом при разработке искусственно с о з тательных скважинах перфорацией данной нефтяной оторочки с остаточвскрывают только зону газонефтенасыной газонасыщенностью является т о , щения, а спустя некоторое время дочто здесь возможно эффективное привскрывают остальной газонасыщенный менение реагентов и веществ, которые разрез. растворяют или переводят в г а з о о б р а з П р и м е р . Данный способ разраное состояние нефть (например, у г л е ботки может быть реализован на нефтекислый газ или широкая фракция_ легких газоконденсатном месторождении (приуглеводородов ШФЛУ). Разрыхленное менительно к центральной части горисостояние нефтяной оторочки и двухзонта Т - 1 ) , на котором планируется фазная фильтрация обеспечивают больприменение сайклинг-процесса. Центшую площадь взаимодействия этих р е агентов с нефтью, что повышает эффек- 15 ральная часть горизонта Т-1 (под а р гиллито-глинистой перемычкой) сложетивность ее извлечения с одной сторона относительно однородными коллектоны и нефтеотдачу с другой. рами, что является одним из необходиВ данном способе отпадает необхомых условий для реализации данного димость в отдельной сетке скважин на нефтяную оторочку, скважин под з а к а ч - 2Q способа. Исходные данные для расчетов техку воды, упрощается схема подготовки нологического и экономического эффекуглеводородов. И основным преимущесттов от внедрения способа применительвом является т о , что повышается нефно к центральной части горизонта Т-1 теотдача нефтяной оторочки, посколь25 приведены в таблице. ку, закачивая сухой г а з или какиелибо растворители углеводорода в нефВыбор этого объекта для конкретнотегазовый слой с двухфазным состояниго выполнения способа обусловлен слеем, предупреждается проскальзывание дующим : г а з а по поверхности оторочки и знавысоким (458 г/м ) содержанием чительно в о з р а с т а е т площадь контакта конденсата в пластовом г а з е и обуст30 закачиваемых легких углеводородов с ройством месторождения под сайклингнефтью за счет двухфазной фильтрации процесс; с некоторым опережением фильтрации наличием маломощной нефтяной отогаза. рочки (подушки), повсеместно подстилающей газоконденсатную залежь; При смещении нефти в газовую часть 35 активной водонапорной системой. залежи потери ее в обводненной зоне Для смещения нефтяной оторочки в составляют до 25%, то есть коэффицигазоконденсатную часть залежи и п е ент перемещения нефти составляет ревода ее в двухфазное состояние пре0 , 7 5 . При коэффициенте охвата вытесжде всего вскрывают перфорацией в нением в период сайклинг-процесса 40 эксплуатационных скважинах всю г а з о 0 , 6 - 0 , 8 коэффициент нефтеотдачи моконденсатную часть р а з р е з а , а в нажет быть более 30%. гнетательных только часть разреза Пооперационное осуществление спомежду начальным и ожидаемым (после соба заключается в следующем: смещения) текущим положениями г а з о вскрывают перфорацией в скважинах нефтяного контакта (ГНК). Интервал газоконденсатную залежь, при этом перфорации в нагнетательных скважинижние дыры перфорации находятся на нах определяется исходя из формулы 1, уровне ГНК; при этом нижние дыры перфорации долдо начала сайклинг-процесса осужны совпадать с начальным положением ществляют ограниченный отбор газа 50 эксплуатационными и нагнетательными гак. \ скважинами в объеме согласно расчету После этого производят отбор гапо формуле 2; за из газоконденсатной залежи всеми производят закачку сухого газа в эксплуатационными и нагнетательными нагнетательные скважины и отбор у г л е скважинами в объеме, определяемом соводородов ( г а з , нефть, конденсат) из отношением. эксплуатационных скважин. Закачка Для определения объема газа, ког а з а в газонефтяную зону может быть торый Необходимо отобрать, чтобы пеопережающей с целью увеличения здесь реместить нефтяную оторочку в газо 6 343912 вую часть залежи, воспользуемся соотношением из формулы изобретения и исходными данными, приведенными в таблице: S = 8 K M 2 , h = 1 5 M , K r , = 0,17, Кн - 0 , 7 5 , К о н = 0,20, Р = = 44,7 МЛа (456 к г с / с м 2 ) , d= 0,970, f - 0,761. Таким образом, для перемещения нефтяной оторочки в газоконденсатную 10 ч а с т ь залежи из последней необходимо отобрать3,38 млрд.м 3 г а з а . Смещение нефтяной оторочки в газоконденсатную часть залежи обеспечивает перевод ее в двухфазное состояние с коэффициен- 15 тами нефтенасыщенности 0,50 и остаточной газонасыщенности 0,35, После перевода нефтяной оторочки в двухфазное состояние осуществляют сайклинг-процесс (закачку сухого газа в нагнетательные скважины и отбор нефтегазоконденсатной смеси из эксплуатационных скважин). Ф о р м у л а и з о б р е т е н и я скважину и закачки сухого г а з а в з а лежь через нагнетательную скважину, о т л и ч а ю щ и й с я тем, ч т о , с целью повышения эффективности и з влечения нефти из нефтяной оторочки, перед закачкой сухого г а з а в залежь отбирают газ из залети в объеме, позволяющем нефти нефтяной оторочки п е реместиться в газовую часть с у с т а новлением водонефтяного контакта на уровне газонефтяного контакта» 2. Способ по п . 1, о т л и ч а ю щ и й с я тем, что объем отбора г а з а определяют по соотношению QAHR = S h Kn(Ku - К я н ) - Р - объем отбора газа, м - площадь подстилающей нефтяной оторочки, км 2 ; - толщина нефтяной оторочки, м; - коэффициент пористости; п ц - коэффициент начальной нефтенасыщенности; - коэффициент остаточной нефОн тенасыщенности; - пластовое давление, МПа; , f -- поправки на сжимаемость газа и температуру. 25 1. Способ разработки газоконденсатной залежи с подстилающей водоплавающей нефтяной оторочкой путем добычи углеводородов через добывающую Значения параметра Параметры млрд.м" 15,6 Начальное содержание конденсата в пластовом газе г/м 3 458 Площадь контура•нефтеносности км 8 Запасы нефти в подстилающей нефтяной оторочке рассматриваемой зоны млн.т 4,5 Толщина нефтяной оторочки ' м 15 Запасы г а з а в рассматриваемой зоне Коэффициент ед. 0,17 ед. 0,75 и Коэффициент пористости 0,20 нефтенасыщенности: начальный остаточный в зоне вытеснения нефти водой текущий в зоне вытеснения газа нефтью rf.f 0,50 1343912 Продолжение таблицы Коэффициент газонасыщенности в газоносной части залежи: начальный • • ед, Г остаточный в зоне вытеснения г а з а нефтью 0,85 ,' \ . • . • ' . . ' ' '.-"•'•";./;. 0,35 Толщина вновь сформированной нефтяной оторочки в газонасыщенной зоне (расчет по формуле і) "< м Объем извлекаемого жирного газа, необходимый для перемещения нефтя, ной оторочки в газоносную зону (расчет по формуле 2) .млрд.г 4,8 Потери нефти в обводненной зоне млн.т 1,2 млн.т 3,3 Объем перемещенной нефти Редактор С. Кулакова Заказ 1243/ДСП , , Составитель И. Лопакова Техред А.Кравчук Корректор И.Муска Тираж 442 Подписное В Й П Государственного комитета СССР НИИ по делам изобретений и открытий 113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5 Производственно-полиграфическое предприятие, г. Ужгород, ул. Проектная, 4і