Способ поддержания пластового давления в нефтяной залежи

 

СОЮЗ СОВЕТСНИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИН (5g 4 Е 21 В 43/18

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

М А ВТОРСНОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ (21) 3703812/22-03 (22) 30.01.84 (46) 23.06.86. Бюл. У ?3 (71) Научно-исследовательский и проектный институт "Гипроморнефтегаз" (72) А.И.Алиев (53) 622 ° 276.5(088.8) (56) Жданов М.А. Нефтепромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа. — M. Недра, 1981, с. 315-319, Богорад Д.Д. Вторичные способы добычи нефти и поддержание пластового давления при разработке нефтяных и газовых месторождений. — M. 1965, с. 31-32. (54)(57) СПОСОБ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ В НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ, заклю„„SU„„1239276 А1 чающийся в бескомпрессорном нагнетании газа в нефтяную залежь из нижних газоносных объектов путем создания искусственных межпластовых перетоков газа по пробуренным на нижний газоносный объект скважинам, о т л и— ч а ю шийся тем, что, с целью сокращения затрат на строительство системы нагнетания газа в нефтяные залежи и на бурение нагнетательных скважин, осуществляют регулируемый переток газа из нижнего газоносного объекта в верхнюю нефтяную залежь путем одновременного отбора газа в этой же скважине, причем процесс перетока газа в нефтяную залежь контролируют изменением давления на устье скважины, 5

40

1 123

Изобретение относится к разработке нефтяных и газовых месторождений и может быть применено при разработке нефтяных залежей.

Целью изобретения является сокращение затрат на строительство системы нагнетания газа в нефтяные залежи и на бурение нагнетательных скважин.

В многопластовых месторождениях после установления нефтегазоносности разреза и промьппленной оценке запасов нефти и газа выбирают верхний нефтеносный (объект нагнетания) и нижний газоносный объект с целью осуществления искусственного перетока газа из нижнего газоносного объек-. та в верхний нефтеносный объект.

Нижний газоносный объект должен представлять собой газовую или газоконденсатную залежь высокого давления с наибольшими запасами газа для обес печения поддержания пластового давления в верхнем нефтеносном объекте нагнетания на длительный период.

В пробуренной на нижний газоносный объект скважине производят опробование верхнего нефтеносного объекта (объекта нагнетания) и нижнего газоносного объекта с целью создания газогидродинамической сообщаемости их.

С целью осуществления регулируемого нагнетания газа из нижнего объекта в верхний нефтеносный объект устье скважины оборудуют фонтанной арматурой высокого давления с соответствующими измерительными приборами (манометр и др.) °

После освоения скважины прекращают отбор газа и осуществляют ис кусственный межпластовый переток газа из нижнего газоносного объекта в верхний нефтеносный объект по стволу скважины; процесс контролируют изменением давления на устье скважины и регулируют при необходимости одновременным отбором газа в этой же скважине.

На чертеже показана принципиаль— ная схема способа нагнетания газа из нижнего газоносного объекта в верхний Hpфтеносный объект.

Способ осуществляется следующим образом.

В скважине 1, пробуренной на нижний газоносный объект 2, опробуют верхний 3 нефтеносный и нижний 2 газоносный объекты, оборудуют устье скважины фонтанной арматурой 4 высо9276 2 кого давления с монометром 5 и после освоения скважины прекращают отбор газа и осуществляют межпластовый переток газа по стволу скважины из нижнего газоносного объекта в верхний нефтеносный объект, переток газа из нижнего газоносного объекта в верхний нефтеносный объект контролируется падением давления на устье скважины и регулируется при необходимости одновременным отбором газа в этой же скважине.

Пример. Разрабатываемая нефтяная залежь 3 (объект нагнетания) залегает на. глубине 3000 м с начальным пластовым давлением 34 МПа и с извлекаемыми запасами нефти в

20 млн.т. Ниже нефтяной залежи на этом же месторождении выявлена газовая (газоконденсатная) .залежь 2 на глубкне 4500 м с начальным пласто- вым давлением 35 МПа и с запасами газа 20 млрд. м . Давление газовой з (газоконденсатной) залежи превышает давление разрабатываемой нефтяной залежи на 21 МПа.

Для поддержания давления в разрабатываемой нефтяной залежи 3 порядка

30 МПа и обеспечения фонтанного периода добывающих нефтяных скважин до конца разработки требуется 69 млрд.м объема нагнетательного ras за. Перепуск указанного объема газа из нижнего газоносного объекта 2 в верхний разрабатываемый нефтеносный объект 3 снижает давление в газоносном объекте 2 на 22 МПа.

В сводовой или наиболее приподнятой.части залежи бурится одна или две скважины 1 на нижний газоносный объект 2 в зависимости от требуемого объема нагнетательного газа для поддержания давления в разрабатываемой нефтя:ной залежи 3. В указанных скважинах опробуют верхний разрабатываемый нефтеносный (объект негнетания)

3 и нижний газоносный 2 объекты.

Скважины 1 оборудуют фонтанной арматурой 4 высокого давления и после освоения,в них прекращается отбор газа. Восстановленное на устье скважины 1 давление фиксирует давление нижнего газоносного объекта 2, Переток газа в разрабатываемый нефтеносный объект 3 контролируется по изменению (падению) давления на устье скважины и регулируется при необходимости одновременным отбором газа в этой же скважине 1.! 23927б

Составитель А.Соколов

Редактор Г,Волкова Техред О.Сопко Корректор M.Íàðîðù, Заказ 3365/27 Тираж 548 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб;, д. 4/5

Производственно-полиграфическое предприятие, г. Ужгород, ул. Проектная, 4