Способ разработки массивной нефтегазоконденсатной залежи

 

Изобретение относится к добыче нефти и газа. Цель изобретения - сокращение сроков выработки запасов углеводородов и повышение компонентоотдачи пластов. Способ осуществляется бурением нагнетательных и эксплуатационных нефтяных и газовых скважин, перфорацией на первом этапе в нагнетательных скважинах всей нефтенасыщенной зоны и 5-10 м газонасыщенной зоны непосредственно над газонефтяным контактом и в нефтяных эксплуатационных скважинах середины нефтенасыщенной зоны, а на втором этапе после формирования водяного барьера и начинающем поступлении воды в нефтяные скважины подключают в работу газоотбирающие скважины. При этом осуществляют последовательный перенос интервала перфорации по мере подъема газоводяного контакта. 1 з.п.ф-лы, 1 табл., 4 ил. Ј

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (я)э Е 21 В 43/20

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4749307/03 (22) 28.08.89 (46) 07.10.91. Бюл. М 37 (71) Западно-Сибирский научно-исследовательский геологоразведочный нефтяной институт (72) P.È. Медведский, А.Г. Ибрагимов, А.Б.

Кряквин и M.Е. Стасюк (53) 622.276 (088.8) (56) Амелин И.Д. Особенности разработки нефтегазовых залежей. M. Недра, 1978, с, .

64-65. (54) СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МАССИВНОЙ

НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ ЗАЛЕЖИ (57) Изобретение относится к добыче нефти и газа. Цель изобретения — сокращение сроков выработки запасов углеводородов и поИзобретение относится к добыче нефти и газа, в частности к способам разработки нефтегазоконденсатных месторождений с нефтяной подушкой (оторочкой).

Цель изобретения — сокращение сроков выработки запасов углеводородов и повышение компонентоотдачи пластов.

В способе разработки нефтегазоконденсатных залежей с поддержанием пластового давления в .нефтяной и газоконденсатной зонах путем закачки воды, включающем бурение нагнетательных и отбирающих нефтяных и газовых скважин, их перфорацию и отбор пластовых флюидов с последующей разработкой на истощение, первоначально осуществляют образование горизонтального барьера на уровне газонефтяного контакта (ГНК) с одновременной разработкой нефтяной части зе„„ Ц„„1682537 А1 вышение компонентоотдачи пластов. Способ осуществляется бурением нагнетательных и эксплуатационных нефтяных и газовых скважин, перфорацией на первом этапе в нагнетательных скважинах всей нефтенасыщенной зоны и 5-10 м газонасыщенной зоны непосредственно над газонефтяным контактом и в нефтяных эксплуатационных скважинах середины нефтенасыщенной зоны, а на втором этапе после формирования водяного барьера и начинающем поступлении воды в нефтяные скважины подключают в работу газоотбирающие скважины. При этом осуществляют последовательный перенос интервала перфорации по мере подъема газоводяного контакта. 1 з.п.ф-лы, 1 табл., 4 ил. лежи при площадном заводнении, для чего перфорируют всю нефтенасыщенную зону и.

5-10 м газонасыщенной зоны непосредст- 0" венно над положением ГНК и центральную 00 часть добывающей нефтяной скважины. По- К) сле появления воды в нефтяных скважинах (Я перфорируют газоотбирающие скважины и (Д осуществляют отбор газа с последующим поэтапным переносом интервала перфорации вверх от ГНК в газовых скважинах и соответствующим поэтапным увеличением интервала вскрытия нагнетательных скважин в газовой зоне, а разработку залежи на истощение проводят при перфорации всей мощности залежи в нефтяных добывающих скважинах на заключительном этапе разработки.

На фиг.1 показана начальная стадия разработки и формирования водяного барь1682537

20 ера; на фиг.2 — завершение формирования водяного барьера между паро- и газонасыщенными частями; на фиг.3 — начало отбора газа из газонасыщенной части пласта; на фиг.4 — конечная стадия разработки залежи, включающая перенос интервала перфорации в нагнетательных и эксплуатационных скважинах.

Способ осуществляется следующим образом.

Месторождение разбуривается тремя сетками скважин, для добычи нефти, добычи газа, закачки воды, При этом нагнетательные 1 и добывающие 2 нефтяные скважины образуют какую-либо известную площадную систему разработки., а газовые скважины 3 располагаются рядом с нефтяными для сокращения затрат на обустройство площади, Как правило, в нагнетательных скважинах вскрывают всю нефтенасыщенную часть 4 и 5 — 10 м газонасыщенной эоны 5 непосредственно над первоначальным положением ГНК 6. В добывающих нефтяных скважинах 2 вскрывают середину нефтенасыщенной части 7, если залежь водоплавающая, или преимущественно низ нефтенасыщенной части, если воды в подошве нет, Затем включаются в работу нагнетательные 1 и добывающие 2 нефтяные скважины (фиr.1), После появления воды в нефтяных добывающих скважинах вскрывают газоотбирающие скважины 3, повышают давление нагнетания, оставляя постоянной депрессию в нефтяных скважинах, и осуществляют отбор газа из газовых скважин 3 (фиг.2).

При достижении текущего положения газоводяного контакта (ГВК) нижних отверстий перфорации в газовых скважинах производится закупорка этого интервала перфорации и вскрывается новый (фиг.3) так, чтобы нижние отверстия перфорации были выше верхних отверстий в предыдущем интервале перфорации, а в нагнетательных скважинах довскрывается интервал до текущего положения ГВК (фиг.4), При подходе закачиваемой воды к нижним отверстиям нового интервала перфорации в газовых скважинах процедуру повторяют по описанному выше алгоритму.

Поэтапный перенос интервала перфорации в газовых скважинах и довскрытие в нагнетательных осуществляется нужное кол ьив:тво раздо полного заводнения газовой зоны.

После заводнения газовой эоны и выработки нефтяной производится перфорация в нефтяных скважинах всей толщи залежи и осуществляется отбор в режиме истощения.

При «этом вместе с водой добывается часть защемленного газа и часть остаточной нефти за счет водогазового воздействия.

Расчеты показателей разработки при поддержании пластового давления произведены по существующим регламентирующим документам. Оценка показателей разработки с применением сайклинг-процесса рассчитывалась по общепринятым методикам.

Месторождение нафтегазоконденсатное, залегающее на глубине порядка 3000 м, с начальным пластовым давлением на уровне ГНК 57,6 МПа. Давление начала конденсации равно пластовому, потенциальное содержание конденсата 680 г/м . Давление насыщения не ти газом 30,7

МПа, газовый фактор 199 м /т. Вязкость пластовой нефти 0,83сП, плотность 742,0 кг/м, Средневзвешенное по объему залежи s целом значение проницаемости, определенное по данным исследования керна, составляет 496 мД. Мощность нефтенасыщенной зоны 44 м, газоконденсатной 131 м.

Результаты расчета коэффициента извлечения нефти, газа и конденсата при условии внедрения различных способов разработки на месторождении представлены в таблице.

Формула изобретения

1. Способ разработки массивной нефтегазоконденсатной залежи, включающий перфорацию нагнетательных скважин и за-, качку через них воды в область газонефтяного контакта (ГНК) и отбор нефти и газа через добывающие скважины, о т л и ч а юшийся тем, что, с целью сокращения сроков выработки запасов углеводородов и повышения компонентоотдачи пластов, нагнетательные скважины перфорируют по всей толщине нефтенасыщенной части пласта и 5-10 м газонасыщенной части пласта непосредственно над ГНК, а отбор нефти одновременно с закачкой воды осуществляют из середины нефтенасыщенного интервала при депрессии, предотвращающей прорывы газа и подошвенной воды, после сформирования водяного барьера на ГНК осуществляют отбор газа самостоятельной сеткой скважин при продолжении нагнетания воды и достреливают нефтенасыщенный интервал.

2. Способ по п,1, отличающийся тем, что в газонасыщенной части пласта после сформирования водяного барьера осуществляют последовательный перенос интервалов перфорации снизу вверх по мере подъема гаэоводя ного контакта.

1Б82537

1682537

Составитель В.Неманов

Редактор Е. Савина Техред М.Мор кентал Корректор М. Максимишинец

Заказ 3390 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

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

Производственно-издательский комбинат "Патент", r. Ужгород, ул.Гагарина, 101