Способ разработки углеводородной залежи

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки углеводородных залежей. Обеспечивает повышение коэффициента извлечения нефти при реализации способа на нефтегазоконденсатных залежах массивного типа с тонкой подгазовой водоплавающей нефтяной оторочкой за счет одновременного повышения коэффициента охвата и коэффициента вытеснения. Сущность изобретения: по способу через нагнетательные скважины в залежь закачивают водогазовую смесь, которая в процессе фильтрации расслаивается на газ, воду и собственно водогазовую смесь. Газ отбирают через один интервал, а воду - через другой интервал добывающих скважин. Отбор продолжают до формирования локального утолщения нефтенасыщенного слоя. После этого отбор переносят в нефтяную оторочку. Формирование локального утолщения увеличивает коэффициент охвата, а вытеснение водогазовой смесью - коэффициент вытеснения нефти. Время расслоения водогазовой смеси устанавливают меньше времени фильтрации пластовых флюидов от нагнетательных к добывающим скважинам. Для регулировки времени расслоения водогазовой смеси в нее добавляют поверхностно-активные вещества. 4 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки углеводородных залежей.

Известен способ разработки углеводородной залежи, включающий разбуривание залежи нагнетательными и добывающими скважинами, закачку воды через нагнетательные скважины и отбор углеводородов через добывающие [1].

Недостатком способа является низкий коэффициент извлечения нефти при его реализации на нефтегазовых залежах (НГЗ) массивного типа, поскольку закачиваемая вода движется преимущественно по водонасыщенной части, а нефтяная оторочка практически не вырабатывается. Кроме того, способ не предусматривает мер к предотвращению образования водяных и газовых конусов.

Наиболее близким к предлагаемому является способ разработки углеводородной залежи, включающий разбуривание залежи нагнетательными и добывающими скважинами, закачку газа в повышенные участки залежи через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие [2].

Недостатком способа является низкий коэффициент нефтеотдачи при его реализации на залежах массивного типа с тонкой подгазовой водоплавающей нефтяной оторочкой, поскольку разработка осложняется возможным образованием водяных и газовых конусов в окрестности интервалов вскрытия добывающих скважин, а мер к предотвращению конусообразования способ не предусматривает. Кроме того, способ не предусматривает эффективную разработку газовой шапки в случае нефтегазоконденсатной залежи (НГКЗ). Способ не предусматривает также мер к повышению коэффициента вытеснения нефти.

Целью изобретения является повышение коэффициента нефтеотдачи при реализации способа на НГКЗ массивного типа с тонкой подгазовой водоплавающей нефтяной оторочкой. Указанная цель достигается за счет одновременного повышения коэффициента охвата залежи и коэффициента вытеснения нефти.

Реализация способа показана на чертеже. НГКЗ с газовой шапкой 1, нефтяной оторочкой 2, подстилаемая подошвенной водой 3 и с газо- 4 и водо - 5 нефтяными контактами, разбуривается нагнетательными 6 и добывающими 7 скважинами.

Добывающие скважины 7 снабжают тройным интервалом вскрытия: нижним 8, промежуточным 9 и верхним 10, которыми вскрывают, соответственно, водо-, нефте- и газонасыщенные интервалы. В нагнетательные скважины 6 закачивают водогазовую смесь 11. Из добывающих скважин 7 на первом этапе отбирают газ - через верхний интервал вскрытия 10 и воду - через нижний интервал 8. Параметры водогазовой смеси подбирают таким образом, чтобы в процессе фильтрации в пласте происходило ее частичное расслоение на газ и воду, при этом газ фильтруется через газовую шапку, вода - через подошвенную водонасышенную зону, а в нефтенасыщенном слое происходит вытеснение нефти водогазовой смесью. В газовой шапке таким образом реализуется сайклинг-процесс, что позволяет предотвратить выпадение конденсата и избежать связанных с этим потерь нефти, одновременно рециркуляция газа по описанной схеме обеспечивает отток нефти оторочки от нагнетательной скважины и подток - к довивающей, что, в свою очередь, обеспечивает локальное увеличение толщины нефтенасыщенного слоя в пределах интервала 9. Отбор через интервал 8 подавляет возможное движение водонефтяного контакта (ВНК) вверх и связанное с этим водяное конусообразование. При определенных темпах отбора воды возможно формирование обратного конуса "нефть в воду" и дополнительное увеличение толщины нефтенасыщенного слоя в пределах интервала 9. Таким образом, при отборе газа и воды нефтяная оторочка как бы растягивается по вертикали и приобретает линзовидный, а значит более компактный вид 12. При этом обеспечивается повышение коэффициента охвата, а вытеснение нефти водогазовой смесью в пределах нефтенасыщенного слоя обеспечивает более высокий коэффициент вытеснения.

На втором этапе производят отбор нефти из локального утолщения, который продолжают до достижения одним из контактов "газ-нефть" или "нефть-вода" интервала отбора 9, после чего вновь переходят к отбору газа и воды до повторного формирования локального утолщения. Далее разработку продолжают в описанной последовательности до полной выработки нефтяной оторочки, после чего залежь разрабатывают как чисто газовую. Для этого во всех скважинах вскрывают газовую шапку и производят через них отбор газа.

Газ, добываемый из газовой шапки, на стадии разработки нефтяной оторочки разделяют на сухой углеводородный газ и более тяжелые фракции. Последние утилизуют, а сухой газ может использоваться для образования водогазовой смеси, которую вновь закачивают в нефтяную оторочку через нагнетательные скважины 6.

Все известные способы разработки залежей углеводородов направлены на увеличение либо коэффициента охвата залежи, либо коэффициента вытеснения. Отличительной особенностью предлагаемого способа разработки является одновременное увеличение и коэффициента охвата, и коэффициента вытеснения. Оба этих параметра входят в соотношение для определения коэффициента извлечения нефти, поэтому преимущества предлагаемого способа по сравнению с аналогами и прототипом очевидны.

Пример реализации способа. Для подтверждения состоятельности вышеописанного способа с точки зрения технологичности рассмотрим НГЗ IV меотического горизонта Анастасиеско-троицкого месторождения Краснодарского края.

НГЗ IV горизонта залежь массивного типа. Нефтяная оторочка перекрывается газовой шапкой и почти повсеместно подстилается подошвенной водой. Толщина нефтяной оторочки (первоначально порядка 40 м) за время эксплуатации залежи уменьшилась до 10 м и местами доходит до 4 м. В процессе эксплуатации залежи интервалы вскрытия добывающих скважин неоднократно переносились от ВНК вверх для снижения водяного конусообразования. Дальнейший перенос стал невозможным из-за близости газовой шапки и в связи с тем, что частая повторная перфорация нефтенасыщенного интервала привела к разрушению цементного кольца, и вода прорывается между последним и обсадной колонной.

В соответствии с изложенным выше предлагается в нефтедобывающих скважинах дополнительно вскрыть газовую шапку и подошвенную водонасышенную зоны на расстояниях от ГНК и ВНК, соизмеримых с толщиной нефтяной оторочки, например 10 м. На удалении от добывающей скважины часть скважин по контуру элемента разработки переводят в разряд нагнетательных. В нагнетательные скважины осуществляют закачку возогазовой смеси. Параметры водогазовой смеси подбирают таким образом, чтобы обеспечить расслоение закачиваемого агента на газ, воду и соответственно водогазовую смесь на длинах, соизмеримых с расстоянием между добывающей и нагнетательной скважинами. Для повышения устойчивости смеси в нее может добавляться поверхностно-активное вещество (ПАВ). Депрессии на интервале вскрытия в газовой шапке рассчитывают из соотношения ΔP≤γ_Hh, где γ_H=10⁴/м³ - удельный вес нефти, h=10 м - начальная толщина нефтяной оторочки. Величины депрессии на верхний и нижний интервалы вскрытия таким образом составят по ΔР=10⁵ Па (или по 1 атм), что вполне сопоставимо с депрессиями, с которыми эксплуатируют в настоящее время многие скважины на залежи.

Указанная депрессия обеспечивает трехкратное увеличение толщины нефтяной оторочки от начальной, так что к моменту достижения одним из контактов фаз ("газ-нефть" или "нефть-вода") или обоими одновременно интервалов отбора в нефтяной оторочке, размер локального утолщения составит 30 м.

Далее отбор переносят на старые интервалы вскрытия в нефтяной оторочке. Величина дебита возрастает кратно увеличению толщины оторочки. Если изначально дебит составлял, например, 10 м/сут, то для приведенного примера они возрастут до 30 м/сут.

Источники информации

1. И.Т.Мищенко. Скважинная добыча нефти. М. 2003, Из-во "Нефть и газ", с.173.

2. И.Т.Мищенко. Скважинная добыча нефти. М. 2003, Из-во "Нефть и газ", с.175-177.

1. Способ разработки углеводородной залежи, включающий разбуривание залежи нагнетательными и добывающими скважинами, закачку через нагнетательные скважины вытесняющего агента и отбор через добывающие пластовые флюиды, отличающийся тем, что в качестве вытесняющего агента для закачки в пласт применяют водогазовую смесь, а добывающие скважины вскрывают дополнительно в газо- и водонасыщенных зонах соответственно с верхним и нижним интервалами вскрытия, а интервал отбора нефти переводят в разряд промежуточного и размещают между верхним и нижним, при этом через верхний и нижний интервалы вскрытия отбирают соответственно газ и воду залежи, вытесняемую газом и водой, выделившимися в свободные фазы при расслоении водогазовой смеси, а отбор нефти, вытесняемой самой газовой смесью, осуществляют через промежуточный интервал вскрытия в нефтяной оторочке, причем отбор газа и воды производят на первом этапе разработки до формирования локального утолщения нефтенасыщенного слоя и достижения одним из контактов "газ-нефть", "нефть-вода" или обоими вместе верхнего и нижнего интервалов вскрытия, а на втором - производят отбор нефти из локального утолщения нефтенасыщенного слоя до достижения одним из контактов "газ-нефть", "нефть-вода" или обоими вместе промежуточного интервала вскрытия.

2. Способ разработки углеводородной залежи по п.1, отличающийся тем, что чередование первого и второго этапов осуществляют многократно до полной выработки нефтяной оторочки.

3. Способ разработки углеводородной залежи по п.1, отличающийся тем, что после выработки нефтяной оторочки во всех скважинах вскрывают газонасыщенный интервал и залежь разрабатывают как чисто газовую.

4. Способ разработки углеводородной залежи по п.1, отличающийся тем, что время расслоения водогазовой смеси устанавливают меньше времени фильтрации пластовых флюидов от нагнетательных к добывающим скважинам.

5. Способ разработки углеводородной залежи по п.1, отличающийся тем, что для регулирования времени расслоения водогазовой смеси в нее добавляют поверхностно-активное вещество.