Способ разработки наклонных газонефтяных залежей

 

Изобретение относится к разработке и эксплуатации газонефтяных залежей. Цель - сокращение количества закачиваемого растворителя и повышение эффективности способа. Для этого нагнетательные скважины добуривают до нефтяной зоны, разобщают пакером газовую шапку от нефтяной зоны. Углеводородный растворитель закачивают через нагнетательные скважины в нефтяную зону в количестве, обеспечивающем смешивающееся вытеснение нефти газом газовой шапки. Давление смешиваемости принимают ниже среднего начального давления в газовой шапке. После закачки углеводородного растворителя через нагнетательные скважины пакер снимают и осуществляют переток газа из газовой шапки в нефтяную зону. При использовании данного способа в нефтяную часть залежи закачивают оптимальное количество растворителя, объем которого выбирают, исходя из давления в нефтяной части пласта.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК

„„SU„, 1601354

А1 (51)5 E 21 В 43/22 .

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Н ABTOPCHOMY СВИДЕТЕЛЬСТВУ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР (21) 4399269/24-03 (22) 29.03.88 (46) 23.10.90. Бюл. ¹ 39 (71) Всесоюзньп нефтегазовый научноисследовательский институт (72) Г.С.Степанова, 10.Е.Батурин, П.В,Михальков, В,В.Нустарев и А.А.Мосина (53) 622.276 (088 .8) (56) Патент CLIA № 3788398, кл. Е 21 В 43/16, 1974. (54) СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НАКЛОННЫХ ГАЗОНЕФТЯННУ. ЗАЛЕЖЕЙ (57) Изобретение относится к разработке и эксплуатации газонефтяных залежей. Цель — сокращение количества закачиваемого растворителя и повышение эффективности способа. Для этого наИзобретение относится к разработке и эксплуатации газонефтяных залежей ,и может быть использовано в нефтяной промьпп енности.

Цель изобретения — сокращение количества закачиваемого растворителя и повышение эффективности способа.

Сущность способа можно разобрать на примере разработки участка, нефтегазоконденсатного месторождения, в котором среднее начальное пластовое давление в газовой шапке равно

28 NIIa давление насыщения в нефтяной части пласта 20 МПа. Состав пластовой нефти, мап.X: С1 32,73, С 10,07, С

9,63; i-С 1,66; п-С4. 4,0; i-С 1,4; и-С а; 1,96; С,38, О ; Nq 0,03; COq.

0,52. Состав пластового газа, мол.7:

2 гнетательные скважины добуривают до нефтяной зоны, разобщают пакером газовую шапку от нефтяной зоны. Углеводородный растворитель закачивают через нагнетательные скважины в нефтяную зону в количестве, обеспечивающем смешивающееся вытеснение нефти газом газовой шапки. Давление смешиваемости принимают ниже среднего начального давления в газовой шапке.

После зака ки углеводородного растворителя через нагнетательные скважины пакер снимают и осу;ествляют переток газа из газовой шапки в нефтяную soну. При использовании данного способа в нефтяную часть залежи закачивают оптимальное количество растворителя, объем кот ор or о выбирают исходя и з давления в нефтяной части пласта.

С 55 4; Сд 17,29; С 8,25;, i Ñ

3,52; i P 3,68; i-Сб 3,52; п-С

3,55; С 2,65; N 0,63; СО 1,51.

Для реализации разработки по данному способу на первом этапе разработку залежи необходимо осуществлять на истощение со снижением пластового давления до определенной величины.

Зта величина обусловлена, с одной стороны, необходимостью создания оп ределенного перепада давления, требуемого для эффективного перетока газа из газовой шапки в нефтяную часть залеяы, а с другой стороны определяется давлением смешиваемости пластовой смеси нефть + шФЛУ + газ газовой шапки, а, следовательно, количеством закачиваемой 1ЫЛУ (широкая фракция

1601354

Формула изобретения

Составитель В.Кошкин

:Редактор В.Бугренкова Техред М,Дидик

Корректор Л.Патай

Заказ 3258 Тираж .482 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

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

Производственно-издательский комбинат "Патент", r.Ужгород, ул. Гагарина, 101 легких водородов) . Чем выше давление смешиваемости, тем меньше необходимо закачивать ПФЛУ. Граничная величина пластового давления определяется в результате технико-экономического со-.

5 поставления различных вариантов разработки залежи.

Примем для данного случая гранич-. ную величину пластового давления рав- 1О ной 20 ИПа. Расчеты показали, что для реализации смешивающегося вытеснения нефти газом из газовой шапки в нефтяную часть залежи необходимо закачать

ШФЛУ в количестве 5 об..Е запасов неф- 1> тИ на данном участке или 20 мол .Х по отношению к вытесняющему агенту. В этом случае коэффициент извлечения нефти составит порядок 0,6-0,7, в то время как обычно коэффициент извлече- 2р ноя нефти из подгазовых зон не превыш ает 0,3-0,4.

Установку пакера и вскрытие вышележащей газовой части залежи осуществляют после добуривания и вскрытия ни- 5 жележащей нефтяной части залежи. Существенным моментом является момент снятия пакера, которое осуществляется после того, как будет закачан весь объем углеводородного растворителя, когда давление в призабойной зоне нефтяной части скважины упадет ниже давления в газовой части залежи. 3а счет создавыегося перепада давления и будет осуществляться переток газа из газовой части в нефтяную, обеспечивая 35 вытеснение нефти к добывающей скважине. Газонефтяной контакт (ГНК) в это время будет находиться между вскрытымИ газовой и нефтяной частями скважи40 ны.

Операция по перепуску газа из газовой шапки залежи позволяет сэкономйть на строительстве компрессорной станции для закачки газа в пласт, ус45 тановок по подготовке газа к закачке в пласт и другого промыслового оборудования, т. е. улучшить технико-экономические показатели разработки месторождения. Что касается фонда скважин, то при последовательном поодвижении газонефтяного контакта действующие скважины переводят из добывающих в нагнетательные.

Преимущества предлагаемого способа разработки по сравнению с известным обуславливаются двумя факторами. Вопервых, в нефтяную часть залежи закачивают оптимальное количество растворителя, объем которого выбирают исходя из давления в нефтяной части пласта. Во-вторых, закачку растворителя в нефтяную часть пласта осуществляют ниже газонефтяного контакта, что значительно сокращает потери растворителя, связанные с переходом его в газовую шапку.

Способ разработки наклонных газонефтяных залежей, включающий бурение нагнетательных скважин в газовой шапке до газонефтяного контакта и добывающих скважин в нефтяной. зоне, закачку углеводородного растворителя через нагнетательные скважины, отбор, нефти через добывающие скважины за счет вытеснения под давлением смеси углеводородного растворителя и нефти газом газовой шапки, о т л и ч а ю шийся тем, что, с целью сокращения количества закачиваемого растворителя и повышения эффективности способа, нагнетательные скважины добуривают до нефтяной зоны, разобщают пакером газовую шапку от нефтяной эоны, а закачку углеводородного растворителя через нагнетательные скважины ведут в нефтяную зону в количестве, обеспечивающем смешивающееся вытеснение нефти газом газовой шапки, причем давление смешиваемости принимают ниже среднего начального давления в газовой шапке, при этом после закачки углеводородного растворителя через нагнетательные скважины пакер снимают и осуществляют переток газа из газовой шапки в нефтяную зону.