Способ разработки газоконденсатной залежи в активном водоносном пласте

 

Сущность изобретения: за счет расположения скважин, интервалов их перфорации, дебитов добывающих и нагнетательных скважин осуществляют направленное продвижение газоводяного контакта. Конденсатный вал последовательно стабилизируют вблизи забоев добывающих скважин, при этом осуществляют последовательно частичный и полный сайклинг-процесс. Для водоплавающей залежи перфорацию скважин осуществляют на отметках стабилизации конденсатного вала. В залежах пластового типа нагнетательные скважины размещают в своде, а добывающие скважины - вокруг нагнетательной с одинаковыми геометрическими отметками перфорации. 3 з.п.ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к разработке газоконденсатных месторождений.

Разработка газоконденсатных месторождений с высоким содержанием конденсата осуществляется с помощью методов поддержания пластового давления. Известен способ разработки газоконденсатной залежи, состоящий в полном возмещении отобранного жирного газа из залежи сухим отсепарированным газом, полный сайклинг-процесс. Недостатком этого способа является консервация значительных ресурсов газа и конденсата.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки газоконденсатной залежи, при котором рециркуляция отсепарированного газа осуществляется не в полном объеме - частичный сайклинг-процесс [1]. Однако известный способ имеет следующие недостатки. В связи с неполным возвратом сухого газа в залежь пластовое давление снижается и растворенный в пластовом газе конденсат переходит в практически неподвижную жидкую фазу, что приводит к потерям конденсата в пласте.

Целью изобретения является повышение конденсатоотдачи за счет добычи жидкого конденсата, ранее выпавшего в пласте.

Достигается это тем, что в известном способе разработки газоконденсатной залежи в активном водоносном пласте, заключающемуся в бурении добывающих и нагнетательных скважин, отбора газа из первых и частичной закачке сухого газа во вторые, регулируют объемы закачки и отбора газа с помощью соответствующего расположения скважин, интервалов их перфорации, а также дебитов добывающих и нагнетательных скважин, осуществляя при этом направленное продвижение газоводяного контакта со стабилизацией образующегося перед ним конденсатного вала последовательно вблизи забоев групп добывающих скважин.

Регулирование продвижения газоводяного контакта и стабилизацию конденсатного вала осуществляют последовательным чередованием частичного и полного сайклинг-процесса. При этом частичную закачку сухого газа осуществляют до резкого увеличения конденсатного фактора, после чего осуществляют полный сайклинг-процесс до резкого уменьшения величины конденсатогазового фактора.

На фиг. 1 и 2 представлены разрезы с размещением нагнетательных и добывающих скважин.

Закачка газа ведется через нагнетательные скважины 1. Отбор газоконденсатной смеси осуществляется посредством добывающих скважин 2,3. Когда конденсатный вал находятся вблизи интервалов перфорации групп добывающих скважин 2,3 (положение газоводяного контакта - ГВК₁, ГВК₂), осуществляется полный сайклинг-процесс при постоянном пластовом давлении. При этом истощается конденсатный вал. Перемещение ГВК между его последовательными стабилизированными положениями (ГВК₀, ГВК₁, ГВК₂) осуществляется в период частичного сайклинг-процесса. Контроль за подходом конденсатного вала осуществляют с помощью газоконденсатных исследований. Для водоплавающей залежи интервалы перфорации в добывающих скважинах располагают на гипсометрических уровнях стабилизации положения конденсатного вала. В залежи пластового типа нагнетательные скважины размещают в своде, а добывающие скважины - вокруг нагнетательных в виде параллельных контуру газоносности галерей с одинаковыми гипсометрическими отметками перфорации.

П р и м е р. Рассмотрим гипотетическую залежь в антиклинальной ловушке с запасами 10 млрд.м³, приуроченную к активному водоносному пласту. Начальное пластовое давление - 36 МПа, конденсатогазовый фактор - 350 г/м³. Этаж газоносности составляет - 200 м, абсолютная отметка ГВК - 3500 м. Залежь пластового типа имеет среднюю толщину 15-20 м. Перед разработкой или в процессе ОПЭ производится разбуривание залежи. Четыре нагнетательные скважины (фиг. 2) расположены в своде залежи с интервалами перфорации 3300 м - 3320 м. Группы добывающих скважин 2 и 3 размещаются вокруг свода залежи в виде параллельных контуру галерей с интервалами перфорации -3370-3390 м и - 3420 - -3435 м соответственно). В галереи 2-10- скважин, а в галерее - 3-6- скважин. Отбор газа производится посредством скважин 2 и 3, дебит каждой скважины 150 тыс.м³/сут. Нагнетание газа осуществляется через скважины 1 с дебитом 360 тыс.м³/сут. Степень восполнения газа в пласте 0,60 (частичный сайклинг-процесс).

Через 4 года ГВК переместиться к забоям добывающих скважин 2 (ГВК1). За это время будет добыто 3500 млн.м³ жирного газа, закачано 2100 млн.м³ сухого газа. Конденсатный фактор в добывающих скважинах за счет пластового давления до 30 МПа снизится до 250 г/м³.

Наличие конденсатного вала вблизи забоев скважин галереи 2 определяется по повышенному выносу конденсата. С этого момента залежь эксплуатируется при полном возмещении добываемого газа (полный сайклинг-процесс). Дебит нагнетательных скважин доводится до 500 тыс.м^.3/сут., а добывающих - 125 тыс. м³/сут. При этом ГВК1 практически стабилизируется вблизи забоев скважин 2. В течение двух лет скважины 2 продуцируют с повышенным значением конденсатогазового фактора 350-400 г/м³, истощая при этом сам конденсатный вал. За этот период будет добыто 110 тыс.т конденсата.

После обводнения скважины 2 опять переводятся на частичный сайклинг-процесс с коэффициентом возмещения 0,60. Нагнетательные скважины имеют дебит 360 тыс.м³/сут, а добывающие скважины 3 - 400 тыс.м³/сут. Разработка в этом режиме продолжается 4 года. Пластовое давление падает до 25 МПА, конденсатогазовый фактор пластовой смеси - до 200 г/м³. При повышении выноса конденсата из скважин 3 осуществляется полный сайклинг-процесс. Дебит нагнетательных скважин составляет 180 тыс.м³/сут, а добывающих - 120 тыс. м³/сут. Если удастся стабилизировать ГВК2 в течение 3 лет, то при конденсатогазовом факторе добывающих скважин 300-350 г/м³ дополнительная добыча конденсата составит 95 тыс.т. После обводнения добывающих скважин 3 продолжается разработка залежи в режиме истощения скважинами 1.

Формула изобретения

1. СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ ЗАЛЕЖИ В АКТИВНОМ ВОДОНОСНОМ ПЛАСТЕ, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, их перфорацию, отбор газа через добывающие скважины и частичную закачку сухого газа через нагнетательные скважины, отличающийся тем, что, с целью повышения конденсатоотдачи путем добычи жидкого конденсата, регулируют объемы закачки и отбора газа путем соответствующего расположения скважин, интервалов их перфорации и дебитов добывающих и нагнетательных скважин, при этом осуществляют направленное продвижение газоводяного контакта со стабилизацией образующегося перед ним "конденсатного вала" последовательно вблизи забоев добывающих скважин.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что регулирование продвижения газоводяного контакта и стабилизацию "конденсатного вала" осуществляют последовательным чередованием частичного и полного сайклинг-процесса, при этом частичную закачку сухого газа осуществляют до резкого увеличения конденсатогазового фактора, после чего осуществляют полный сайклинг-процесс до резкого уменьшения конденсатогазового фактора.

3. Способ по пп. 1 и 2, отличающийся тем, что для водоплавающей залежи интервалы перфорации в добывающих скважинах располагают на гипсометрических уровнях стабилизации положения "конденсатного вала".

4. Способ по пп. 1 и 2, отличающийся тем, что в залежи пластового типа нагнетательные скважины размещают в своде, а добывающие скважины размещают вокруг нагнетательных в виде параллельных контуру газоносности галерей с одинаковыми гипсометрическими отметками перфорации.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2