Способ разработки нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей

 

Сущность изобретения: при разработке газонефтяного месторождения воду закачивают в центральную часть газовой шапки. Создают в зоне газонефтяного контакта давление смешиваемости газа газовой шапки и нефти. Поддерживают это давление в течение всей разработки.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при разработке глубокозалегающих нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений, термобарические условия залегания которых могут обеспечить смешиваемость газа газовой шапки с пластовой нефтью.

Известен способ разработки нефтяной залежи с газовой шапкой (авт. св. N 919407), включающий циклическую закачку воды в область газонефтяного контакта.

Применение способ на месторождениях, имеющих природные условия смесимости газа газовой шапки с пластовой нефтью, не позволяет достичь высокой нефтеотдачи, т. к. закачиваемая на газонефтяной контакт вода экранирует газ газовой шапки, что не позволяет полностью проявиться эффекту смешивающего вытеснения.

Известен также способа добычи нефти из нефтяного пласта, имеющего газовую шапку, предусматривающий нагнетание в газовую шапку флюида, который может одновременно смешиваться с пластовой нефтью и газом газовой шапки. После этого в газовую шапку нагнетают газообразный агент и воду [1] .

К недостаткам способа относятся: - низкий охват залежи вытесняющим агентом в неоднородных и анизотропных пластах; - высокие энергозатраты на компримирование газа до давления нагнетания; - большой расход дорогостоящего растворителя; - консервация от потребителя значительных объемов газа.

Целью изобретения является повышение нефтеотдачи нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей и снижение энергозатрат.

Поставленная цель достигается тем, что в способе разработки нефтегазовых и газоконденсатных залежей, включающем закачку воды в центральную область газовой шапки, воду закачивают до достижения в зоне газонефтяного контакта давления смешиваемости газа газовой шапки с нефтью и поддерживают это давление в процессе добычи.

При разработке нефтяной залежи одна или несколько нагнетательных скважин расположены в центральной части газовой шапки, а эксплуатационные скважины - в нефтенасыщенной области.

На первом этапе разработки нефть отмывается от породы и вытесняется к системе добывающих скважин газом газовой шапки. При этом процессе коэффициент вытеснения нефти достигает 90-100% . На втором этапе разработки в нефтенасыщенную зону вторгается закачиваемая вода, что значительно увеличивает коэффициент охвата нефтенасыщенного объема залежи вытесняющим воздействием и как следствие, повышает конечную нефтеотдачу.

Известны технологии, в которых применяется закачка воды в газонасыщенную часть залежи. Это барьерное заводнение и его различные модификации. Но в этих технологиях вода закачивается не в центральную, а в периферическую область газовой шапки, в зону газонефтяного контакта.

В известном изобретении осуществляется закачка воды в центральную часть газовой шапки. Однако в этом способе закачка воды осуществляется для уменьшения количества закачиваемого газа и непосредственно в процессе вытеснения нефти не участвует, что позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого решения критерию "существенные отличия".

В соответствии с предлагаемым способом разработка ведется посредством добывающих скважин, расположенных в нефтяной зоне, при поддержании давления закачкой воды в центральную область газовой шапки. Основное условие разработки - поддержание на границе газ - нефть давления смесимости. При этом давление на забое добывающих скважин может составлять 85-95% от минимального давления смесимости, а забойное давление нагнетательных скважин превышать минимальное давление смесимости на величину, необходимую для создания рабочего перепада давлений между зонами отбора и закачки.

Таким образом, если начальное пластовое давление несколько ниже минимального давления смесимости или превышает его незначительно, разработку начинают с ввода нагнетательных скважин, ввод эксплуатационных скважин осуществляется после создания необходимого перепада давлений.

Рекомендуется также временно ограничивать или прекращать добычу из скважин, газовый фактор по которым достигает некоторой предельной величины. Это позволяет более рационально использовать газ в качестве вытесняющего агента.

Оптимальные условия внедрения предлагаемой технологии, сроки этапов и основные параметры процесса определяются на основании гидродинамических расчетов по каждой конкретной залежи.

В качестве примера рассмотрим процесс разработки нефтегазоконденсатной залежи, приуроченной к III блоку пачки Г месторождения Жанажол Актюбинской области. Глубина залегания залежи - 3800 м. Отношение газонасыщенного объема к нефтенасыщенному 0,43.

Начальное пластовое давление на границе газ - нефть 36,4 МПа. Минимальное давление смесимости 37,5 МПа. Реализация предложенной технологии на данной залежи включает следующие приемы : I этап - закачка воды в нагнетательные скважины, расположенные в центральной области газовой шапки в объеме 6,5 млн. м³. При этом давление на границе газ - нефть поднимется до 37,5 МПа, т. е. до величины минимального давления смесимости.

II этап - отбор нефти посредством добывающих скважин, расположенных в нефтенасыщенной зоне пласта, и продолжение закачки воды в нагнетательные скважины в объемах, компенсирующих отбор и сохраняющих минимальное давление смесимости на контакте газ - нефть. При достижении в добывающих скважинах газового фактора 4000 м³/т их нужно временно останавливать. Таким образом, если начальное пластовое давление ниже минимального давления смесимости, то сначала в газовую шапку закачиваем воду, не отбирая из добывающих скважин нефть, до тех пор, пока давление на водонефтяном контакте не повысится до минимального давления смесимости. Затем начинаем добычу нефти, поддерживая закачкой воды достигнутый уровень пластового давления.

Предлагаемая технология позволяет осуществлять комплексную разработку нефтяной оторочки и газовой шапки нефтедобывающими скважинами. Поскольку газ газовой шапки будет вытесняться к системе добывающих скважин, расположенных в нефтяной зоне залежи, нет необходимости бурения и обустройства газодобывающих скважин. При этом потери конденсата в защемленном газе газовой шапки будут компенсироваться полным выносом конденсата в добываемой доле свободного газа, т. к. на забое добывающих скважин будет поддерживаться высокое давление, выше давления начала конденсации. При такой эксплуатации скважин не будет экономических ограничений на предельную величину газового фактора.

Удаление фронта закачки от добывающих скважин позволяет увеличит безводный период добычи и снизить суммарный водонефтяной фактор.

Предлагаемый способ позволяет эксплуатировать добывающие скважины с повышенным забойным давлением и газовым фактором, что продлит наиболее дешевый фонтанный способ добычи.

Увеличиваться устьевое давление, что способствует улучшению условий в системе сбора и транспорта продукции в наземных сооружениях.

Предлагаемый способ позволяет достичь конечной нефтеотдачи - 58,5% . Нефтеотдача по другим вариантам составляет, % : закачка газа высокого давления 53,5 барьерное заводнение 54,5 циклическая закачка воды в барьерный ряд скважин 55,4 Таким образом, предлагаемый способ для условий пачки Г месторождения Жанажол в сравнении с известными способами позволяет увеличить конечную нефтеотдачу на 3% абсолютных и 5,4% относительных. (56) А. В. Афанасьева, Л. А. Зиновьева. Анализ разработки нефтегазовых залежей. М. : Недра, 1980, с. 71.

Патент США N 3788398, кл. С 21 В 43/16, 1974.

Формула изобретения

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВЫХ И НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ, включающий закачку воды в центральную область газовой шапки, отличающийся тем, что воду закачивают до достижения в зоне газонефтяного контакта давления смесимости газа газовой шапки с нефтью и поддерживают это давление в процессе добычи.