Способ разработки низкопроницаемых нефтегазовых или газоконденсатно-нефтяных залежей
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при разработке низкопроницаемых нефтегазовых или газоконденсатно-нефтяных залежей. Обеспечивает повышение продуктивности скважин по нефти. Сущность изобретения: способ включает проводку в подгазовой зоне залежи горизонтально-наклонных скважин с их перфорацией с расположением их верхнего интервала перфорации над газонефтяным контактом - ГНК на расстоянии от 0 до 20 м. Нижний интервал перфорации располагают в подгазовой или нефтяной зоне. Разработку залежи ведут с поддержанием давления путем закачки рабочего агента или на режиме газовой репрессии. Причем при разработке залежи на режиме газовой репрессии производят периодический замер газожидкостного фактора, при превышении которого более 600-700 м3/т верхний интервал перфорации горизонтально-наклонных скважин опускают до достижения данной величины газожидкостного фактора. Нижний интервал перфорации горизонтально-наклонных скважин располагают в области ГНК. 2 з.п. ф-лы, 2 табл., 8 ил.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при разработке низкопроницаемых нефтегазовых или газоконденсатно-нефтяных залежей.
Известен способ добычи нефти из подгазовой зоны нефтегазовой залежи системой добывающих горизонтальных и/или вертикальных скважин, при этом связь добывающей скважины осуществляют на участках нефтяной оторочки с относительно повышенным фильтрационным сопротивлением между фильтром и газонефтяным и/или водонефтяным контактами [1].
Известный способ добычи нефти, если он осуществляется в низкопроницаемых коллекторах, приводит к снижению добычи нефти. Снижается дебит нефти и продуктивность скважины по нефти.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому изобретению является способ разработки низкопроницаемых нефтегазовых или газоконденсатно-нефтяных месторождений, включающий проводку в залежи скважин с их перфорацией и отбор нефти [2].
Недостатком способа является невысокая продуктивность скважин по нефти.
В изобретении решается задача повышения продуктивности скважин по нефти.
Задача решается тем, что в известном способе разработки низкопроницаемых нефтегазовых или газоконденсатно-нефтяных залежей, включающем проводку в залежи скважин с их перфорацией и отбор нефти, согласно изобретению проводят горизонтально-наклонные скважины в подгазовой зоне залежи с расположением их верхнего интервала перфорации над газонефтяным контактом на расстоянии от 0 до 20 м, а нижнего интервала перфорации - в подгазовой зоне или нефтяной зоне, при этом разработку залежи ведут с поддержанием давления путем закачки рабочего агента или на режиме газовой репрессии, а также тем, что при разработке залежи на режиме газовой репрессии производят периодический замер газожидкостного фактора, при превышении величины которого более 600-700 м3/т верхний интервал перфорации горизонтально-наклонных скважин опускают до достижения данной величины газожидкостного фактора. Нижний интервал перфорации горизонтально-наклонных скважин располагают в области газонефтяного контакта.
Существенными признаками изобретения являются.
1. Проводка в залежи горизонтально-наклонных скважин.
2. Проводка в залежи скважин с их перфорацией.
3. Отбор нефти.
4. Проведение горизонтально-наклонных скважин в подгазовой зоне залежи.
5. Расположение верхнего интервала перфорации над газонефтяным контактом на расстоянии от 0 до 20 м.
6. Расположение нижнего интервала перфорации в подгазовой зоне или нефтяной зоне.
7. Разработку залежи ведут в режиме поддержания давления путем закачки рабочего агента или на режиме газовой репрессии.
8. При разработке залежи на режиме газовой репрессии производят периодический замер газожидкостного фактора.
9. При превышении величины газожидкостного фактора более 600-700 м3/т верхний интервал перфорации горизонтально-наклонных скважин опускают до достижения данной величины газожидкостного фактора.
10. Нижний интервал перфорации располагают в области газонефтяного контакта.
Признаки 1-3 являются общими с прототипом существенными признаками, признаки 4-7 являются существенными отличительными признаками изобретения, а признаки 7-10 являются дополнительными существенными признаками.
Сущность изобретения.
В известных технических решениях при разработке низкопроницаемых нефтегазовых и газоконденсатнонефтяных залежей скважинами с перфорацией верхний интервал перфорации размещают на неопределенном расстоянии от газонефтяного контакта, что снижает их продуктивность по нефти. Поэтому в предложенном техническом решении проводят горизонтально-наклонные скважины в подгазовой зоне залежи с расположением их верхнего интервала перфорации над ГНК на расстоянии от 0 до 20 м, а их нижнего интервала перфорации - в подгазовой или нефтяной (над которой не располагается газовая шапка, отсутствует ГНК) зонах. Именно этим пределам размещения верхнего интервала перфорации скважин соответствует максимальное значение дебитов нефти. При этом газ, поступающий в небольших количествах из низкопроницаемого пласта в верхний интервал перфорации скважин, играет роль внутреннего газлифта и способствует подъему нефти.
В случае расположения нижнего интервала перфорации горизонтально-наклонных скважин в подгазовой зоне его можно вывести (разместить) в области ГНК.
Тогда газ из газовой шапки будет поступать в скважину через верхний и нижний интервалы перфорации, частично растворяясь в нефти, увеличивая ее объем и тем самым способствуя подъему давления (известно, что при добыче нефти из низкопроницаемых коллекторов пластовое давление в области добывающей скважины быстро снижается). Таким образом, обеспечивается двойной газлифт и повышается продуктивность скважины по нефти.
Однако в этом случае (размещения нижнего интервала перфорации в области ГНК) при разработке на режиме газовой репрессии за счет расширения газовой шапки происходит снижение уровня ГНК, что, естественно, обуславливает превышение нижнего интервала перфорации скважин над уровнем ГНК. В связи с этим осуществляют перемещение нижнего интервала перфорации до уровня ГНК (например, путем изоляции нижнего, выступающего над ГНК, интервала перфорации скважины). Таким образом, нижний интервал перфорации будет всегда в области ГНК.
Залежь разрабатывают с поддержанием давления (пластового) путем закачки рабочего агента (воды или газа) или на режиме газовой репрессии, т.е. на истощение. В последнем случае происходит снижение уровня ГНК при расширении газовой шапки, что приводит к возрастанию газожидкостных факторов и снижению дебитов нефти во времени. Поэтому при разработке залежи на режиме газовой репрессии производят периодический замер газожидкостного фактора. Если его величина превышает 600-700 м3/т, то верхний интервал перфорации опускают до достижения величины газожидкостного фактора 600-700 м3/т. Эта величина соответствует максимальным значениям дебитов нефти.
Сущность изобретения поясняется чертежом, где:
на фиг. 1 - показан разрез нефтегазовой залежи, разрабатываемый на режиме газовой репрессии, с горизонтально-наклонной скважиной при расположении ее верхнего интервала перфорации выше ГНК, а нижнего в подгазовой зоне;
на фиг.2 - показан разрез нефтегазовой залежи, разрабатываемой с поддержанием пластового давления, с горизонтально-наклонной скважиной с расположением верхнего интервала перфорации выше ГНК, а нижнего в нефтяной зоне и нагнетательной скважиной;
на фиг.3 - показан разрез нефтегазовой залежи, разрабатываемой на режиме газовой репрессии, с горизонтально-наклонной скважиной и расположением верхнего интервала перфорации над ГНК, нижнего интервала перфорации в подгазовой зоне, в области ГНК;
на фиг.4 - показан график изменения дебитов двух горизонтальных скважин с расположением верхнего интервала перфорации одной из скважин выше ГНК, а другого ниже ГНК, по годам разработки;
на фиг.5 - график зависимости дебита нефти от расстояния верхнего интервала перфорации до ГНК;
на фиг.6 - график изменения дебита нефти и газожидкостного фактора по годам разработки;
на фиг.7 - график изменения газожидкостного фактора в зависимости от расстояния над ГНК;
на фиг.8 - график изменения дебита нефти от газожидкостного фактора для фонтанирующих горизонтально-наклонных скважин Восточного блока Оренбургского месторождения с верхним интервалом перфорации в области ГНК.
Способ осуществляется следующим образом.
Разработка низкопроницаемых нефтегазовых или газоконденсатно-нефтяных залежей включает проводку в подгазовой зоне залежи горизонтально-наклонных скважин. При этом их верхний интервал перфорации располагают над ГНК на расстоянии от 0 до 20 м, а их нижний интервал перфорации - в подгазовой или нефтяной зонах. Разработку залежи осуществляют с поддержанием давления (пластового) путем закачки рабочего агента (воды или газа) через нагнетательную скважину (фиг.2) или на режиме газовой репрессии (фиг.1).
При этом нефть под действием пластового давления поступает в горизонтально-наклонную скважину, а газ, поступающий через верхний интервал перфорации из газовой шапки, играет роль внутреннего газлифта и способствует подъему нефти. При разработке залежи на режиме газовой репрессии меняется расстояние от верхнего интервала перфорации до ГНК (снижение уровня ГНК при расширении газовой шапки). В итоге изменяется (увеличивается) газожидкостной фактор. Производят периодический замер его величины. При этом скважину останавливают и при превышении величины газожидкостного фактора более 600-700 м3/т верхний интервал перфорации опускают и, включая скважину, снова замеряют газожидкостной фактор. Процедура повторяется до тех пор, пока газожидкостной фактор достигнет величины 600-700 м3/т, при котором дебит скважины будет максимальным.
При расположении нижнего интервала перфорации в области ГНК (фиг.3) в результате вышеуказанных мероприятий и снижения уровня ГНК происходит выступ нижнего интервала перфорации над ГНК. Чтобы поддержать указанный интервал перфорации в области ГНК, его перемещают в эту область, например, путем изоляции нижнего интервала перфорации скважины над ГНК.
Далее приведены сведения, подтверждающие сущность способа.
Так, на фиг.4 приведено изменение дебитов во времени для двух горизонтальных скважин 29.1 и 29.2, расположенных на одном участке пласта Восточного блока Оренбургского месторождения. Верхний интервал перфорации скважины 29.1 расположен под ГНК на расстоянии 14,8 м, а скважины 29.2 над ГНК 2.4 м. Из фиг.1 следует, что дебит скважины 29.2 выше, чем скважины 29.1, и более стабилен в процессе разработки. Объясняется это тем, что в скважине 29.2 газ, поступающий из низкопроницаемого пласта в верхний интервал перфорации скважины, играет роль внутреннего газлифта и способствует подъему нефти.
Результаты процесса добычи нефти из Восточного блока Оренбургского месторождения системой горизонтально-наклонных скважин показали, что объем добычи нефти из группы горизонтально-наклонных скважин с верхним интервалом перфорации выше ГНК (скв 3.1, 3.2, 13.3, 20.1, 29.2) по сравнению с объемом добычи нефти группы горизонтально-наклонных скважин с верхним интервалом перфорации ниже ГНК на 6 и более м(скв. 29.1, 12.1, 13.2, 4.1, 4.3) за один и тот же период эксплуатации оказался в 1,7 раза выше (табл.1).
Из приведенной на фиг.5 зависимости видно, что расстояние верхнего максимального значения дебитов нефти лежит в области расстояний от 0 до 20 м.
Если ведется разработка на режиме газовой репрессии, т.е. на истощение, то в процессе эксплуатации залежи и отбора нефти происходит снижение уровня ГНК. Это явление будет приводить к возрастанию газожидкостных факторов, а это, в свою очередь, приведет к снижению дебитов нефти во времени. На фиг.6 приведено изменение дебитов нефти и газожидкостного фактора (для скважины 3.1) по годам разработки. Начиная с 1998-1999 гг. газожидкостной фактор стал расти, а дебит нефти падать. Расчеты показали, что в течение этого периода в области скважины 3.1 уровень ГНК понизился на 9 м. При этом изменилось расстояние верхнего интервала перфорации над ГНК. Изменение газожидкостного фактора в зависимости от расстояния от ГНК (для скв. 3.1) приведено на фиг.7. На фиг.8 приведен график зависимости дебита нефти от гаожидкостного фактора для фонтанирующих горизонтально-наклонных скважин Восточного блока Оренбургского месторождения (скв. 3.1, 3.2, 13.3, 14.1, 20.1, 20.2, 30.1, 30.2) с верхними интервалами перфорации в области ГНК. Результаты показали, что оптимальное значение дебитов нефти лежит в пределах газожидкостного фактора 600-700 м3/т. В связи с этим производится периодическое измерение газожидкостного фактора, перенос верхнего интервала перфорации повторяется и т.д.
Примеры конкретного выполнения.
Пример 1.
В качестве примера приведены данные по добыче нефти из Восточного блока Оренбургского месторождения.
Средняя глубина
залегания, м 1800-1950
Средняя газонасыщенная толщина 25 м
Средняя нефтенасыщенная толщина 105 м
Пористость, д.е. 0,08-0,12
Средняя нефтенасыщенность, д.ед. 0,75-0,85
Проницаемость, 10-3 мкм 2 0,005-0,015
Пластовая температура, °С 37
Пластовое давление, МПа 21,4
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с 0,44
Плотность нефти в стандартных условиях, кг/м3 836
Давление насыщения нефти газом, МПа 15,4
Газосодержание нефти, м3/т 150
В таблице 1 приведены данные по добыче нефти из двух групп горизонтальных скважин, одна из которых имела интервал перфорации выше ГНК, а другая ниже ГНК. Из этой таблицы следует, что средний дебит первой группы на 40% выше среднего дебита второй группы, а продуктивность первой группы на 44% выше продуктивности скважин второй группы.
Пример 2.
В качестве примера приводятся данные по добыче нефти из нефтегазового пласта Ю-1 Лученецкого месторождения.
Средняя глубина залегания, м 1807
Средняя газонасыщенная толщина 6,9 м
Средняя нефтенасыщенная толщина, 5,6 м
Пористость, д.ед. 0,16
Средняя нефтенасыщенность, д.ед 0,63
Проницаемость, 10-3 мкм2 0,0132
Пластовая температура, °С 98
Пластовое давление, МПа 31,8
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с 0,53
Плотность нефти в стандартных условиях, кг/м 813
Давление насыщения нефти газом, МПа 30,0
Газосодержание нефти, м3/т 250
В таблице 2 приведены данные по добыче и дебитам нефти, жидкости, газожидкостному фактору горизонтальных скважин при их различных расстояниях под ГНК. Из таблицы 2 следует, что максимальный дебит по нефти отвечает значениям газожидкостного фактора в пределах 600-700 м3 /т.
Пример 3.
Горизонтально-наклонная скважина 19.1, пробуренная на Восточном блоке Оренбургского месторождения, имеет верхний интервал перфорации на отметке на 0,5 м выше ГНК, а нижний интервал перфорации расположен в области ГНК. Эта скважина в 2002 г. имела дебит 46 т/сут., который был выше среднего дебита других горизонтально-наклонных скважин на 16 т/сут., у которых верхний интервал перфорации был расположен над ГНК в области от 0 до 20 м, а нижний ниже ГНК.
В результате дебит по нефти горизонтально-наклонных скважин возрастает на 40%, а их продуктивность - в 1,3-1,5 раза.
Источники информации
1. Батурин Ю.Е., Богданов В.Л., Дегтяников Е.А., Медведев Н.Я., Саркисянц Б.Р., Юрьев А.Н. Способ разработки сложнопостроенной залежи нефти с тонкой нефтяной оторочкой. Патент РФ 95116013/03.
2. Патент РФ №2112868, 10.06.1998 (прототип).
Формула изобретения
1. Способ разработки низкопроницаемых нефтегазовых или газоконденсатно-нефтяных залежей, включающий проводку в залежи скважин с их перфорацией и отбор нефти, отличающийся тем, что проводят горизонтально-наклонные скважины в подгазовой зоне залежи с расположением их верхнего интервала перфорации над газонефтяным контактом на расстоянии от 0 до 20 м, а их нижнего интервала перфорации - в подгазовой или нефтяной зоне, при этом разработку залежи ведут с поддержанием давления путем закачки рабочего агента или на режиме газовой репрессии.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при разработке залежи на режиме газовой репрессии производят периодический замер газожидкостного фактора, при превышении которого более 600-700 м3/т, верхний интервал перфорации горизонтально-наклонных скважин опускают до достижения данной величины газожидкостного фактора.
3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что нижний интервал перфорации горизонтально-наклонных скважин располагают в области газонефтяного контакта.
РИСУНКИ
