Способ разработки газовых и газоконденсатных залежей

 

Использование: при скважинной разработке газовых и газоконденсатных месторождений и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности. Обеспечивает сохранение фильтрационно-емкостных свойств пластов, предотвращение образования депрессионной воронки в купольной части залежи и очистку закольматированной зоны скважин. Сущность изобретения: по способу в начальный период разработки залежи проводят геофизические исследования, бурят весь фонд добывающих скважин в периферийной части залежи или одновременно с бурением этих скважин бурят первоочередные добывающие скважины в купольной части залежи. Определяют начальное пластовое давление продуктивного пласта. При уменьшении величины текущего пластового давления в результате разработки залежи по сравнению с начальным пластовым давлением продуктивного пласта бурят дополнительный фонд добывающих скважин в купольной части залежи. 1 з. п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к разведочной геофизике и может быть использовано при разработке газовых и газоконденсатных залежей нефтегазовых месторождений.

Известен способ разработки газовых и газоконденсатных залежей, включающий бурение в начальный период разработки залежи всего фонда добывающих скважин в периферийной части залежи и их эксплуатацию [1].

Недостатком известного способа является невозможность учета изменений, происходящих в пластах в результате добычи нефти и газа.

Техническим результатом изобретения является сохранение эффективных мощностей в процессе разработки, сохранение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) продуктивных пластов, предотвращение образования глубокой депрессионной воронки в купольной части залежи и обеспечении очистки закольматированной призабойной зоны добуриваемых скважин за счет более равномерного по площади залежи снижения пластового давления.

Необходимый технический результат достигается тем, что по способу разработки газовых и газоконденсатных залежей, включающем бурение в начальный период разработки залежи всего фонда добывающих скважин в периферийной части залежи и их эксплуатацию, проводят геофизические исследования, бурят весь фонд добывающих скважин в периферийной части залежи или одновременно с бурением этих скважин бурят первоочередные добывающие скважины в купольной части залежи, определяют начальное пластовое давление (Р_нач) продуктивного пласта и при уменьшении величины текущего пластового давления (Р_тек) в результате разработки залежи по сравнению с начальным пластовым давлением (Р_нач) продуктивного пласта бурят дополнительный фонд добывающих скважин в купольной части залежи.

Кроме того, дополнительный фонд добывающих скважин бурят в купольной части залежи при уменьшении величины Р_тек до значений, лежащих в интервале 0,7 Р_нач > Р_тек > 0,6 Р_нач.

На фиг.1 изображено расположение добывающих скважин на нефтегазовом месторождении; на фиг. 2 и 3 - схемы модели расположения добывающих скважин на гипотетическом месторождении и изменение пластового давления по профилю продуктивного пласта при разной очередности бурения и ввода в эксплуатацию добывающих скважин.

Из опыта разработки сеноманской залежи Медвежьего и других месторождений Севера Тюменской области известно, что на вероятность работы продуктивного пласта в скважину оказывает существенное влияние состояния призабойной зоны, которая в процессе бурения и цементирования обсадной колонны в той или иной степени подвергается снижению естественной проницаемости. Степень очистки призабойной зоны скважин при освоении и последующей эксплуатации характеризуется той или иной производительностью.

Анализ производительности скважин из добуренного фонда на Медвежьем месторождении показывает, что у значительной части скважин, расположенных в периферийной части месторождения, после ввода в эксплуатацию (при снижении пластового давления более чем 30% от начального) не происходит улучшения ФЕС призабойной зоны и наоборот, первоочередной ввод в эксплуатацию этих скважин при незначительном снижении начального пластового давления способствует их высокой производительности. Так, например (см.фиг.1) сначала был пробурен и введен в эксплуатацию куст скважин 116, 117 при снижении пластового давления на 5% от начального (общая мощность 115 м, эффективная 70 м), расположенный на периферийной части эксплуатационного поля, а затем пробурен и введен в эксплуатацию куст скважин 123, 138, при снижении пластового давления на 32% от начального (общая мощность сеномана 135 м, эффективная 108 м), расположенный в купольной части эксплуатационного поля. В скважинах куста 123, 138 полностью восстановились ФЕС призабойной зоны пласта, в 1996 г. скважины 116, 117, 123, 138 эксплуатировались с дебитом более 500 тыс.м³/сут. Куст скважин 155, 156, расположенный в купольной части эксплуатационного поля, введен в эксплуатацию при снижении пластового давления на 50% от начального, в 1996 г. средний дебит их составил 207 тыс.м³/сут (ФЕС призабойной зоны пласта не восстанавливались). Кусты скважины 128, 129, 130, 443, 444, 445, 131, 132, 133 расположены на периферийной части эксплуатационного поля и введены в эксплуатацию при снижении пластового давления на 28% от начального, в 1996 г. эксплуатировались со средним дебитом 500 тыс. м³/сут (ФЕС призабойной зоны полностью восстановились), куст скважин 443, 444, 445 введен в эксплуатацию при снижении пластового давления на 50% от начального, в 1996 г. средний дебит их составил 247 тыс. м³/сут (ФЕС призабойной зоны пласта не восстанавливались). Скважины 102, 104, 119, 120, 121 введены в эксплуатацию при снижении пластового давления до 3% от начального, в 1996 г. они эксплуатировались с дебитами 400-600 тыс. м³/сут.

Проведен расчет двух вариантов разработки гипотетического месторождения формы круга. Были рассчитаны два варианта разработки. В первом варианте сначала вводились в эксплуатацию 4 скважины, расположенные в купольной части залежи, а затем 8 скважин, расположенных на периферийной части (в два этапа по 4 скважины). Во втором варианте сначала вводились 8 скважин, расположенных на периферийной части (в два этапа по 5 и 3 скважины), а затем 4 скважины, расположенные в купольной части, при этом для обоих вариантов задавалось условие равных отборов. На фиг.2 показаны схема расположения скважин и профиль пластового давления для обоих вариантов, из которых видно, что второй вариант более предпочтителен, так как обеспечивает более равномерную отработку продуктивных пластов.

Таким образом, первоочередной ввод в эксплуатацию скважин, расположенных на периферийной части эксплуатационного поля залежи (при снижении пластового давления не более чем на 30-40% от начального), обеспечивает полную очистку закольматированной призабойной зоны скважины (максимальную производительность для данных ФЕС), минимизирует непроизводительные потери пластовой энергии - внутрипластовые перетоки (за счет быстрого охвата дренированием всего объема залежи), способствует уменьшению глубины депрессионной воронки (требование охраны геологической среды), обеспечивает снижение капитальных вложений на обустройство месторождения за счет уменьшения эксплуатационного фонда скважин.

Формула изобретения

1. Способ разработки газовых и газоконденсатных залежей, включающий бурение в начальный период разработки залежи всего фонда добывающих скважин в периферийной части залежи и их эксплуатацию, отличающийся тем, что проводят геофизические исследования, бурят весь фонд добывающих скважин в периферийной части залежи или одновременно с бурением этих скважин бурят первоочередные добывающие скважины в купольной части залежи, определяют начальное пластовое давление (P_нач) продуктивного пласта и при уменьшении величины текущего пластового давления (P_тек) в результате разработки залежи по сравнению с начальным пластовым давлением (P_нач) продуктивного пласта бурят дополнительный фонд добывающих скважин в купольной части залежи.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительный фонд добывающих скважин бурят в купольной части залежи при уменьшении величины (P_тек) до значений, лежащих в интервале 0,7 (P_нач) > (P_тек) > 0,6 (P_нач).

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3