Способ разработки углеводородной залежи

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки углеводородных залежей. Позволяет повысить эффективность способа при его реализации на нефтегазоконденсатных залежах с тонкими подгазовыми водоплавающими нефтяными оторочками. Сущность изобретения: способ включает разбуривание залежи нагнетательными и добывающими скважинами, закачку газа через нагнетательные и отбор нефти через добывающие скважины. Согласно изобретению осуществляют циклическую разработку газовой шапки с попутной разработкой нефтяной оторочки. При этом на первом этапе цикла реализуют сайклинг-процесс в газовой шапке до формирования локального утолщения нефтенасыщенного слоя. На втором этапе отбор переносят в нефтенасыщенный слой. При этом по мере выработки локального утолщения отбор вновь переносят в газовую шапку и переходят к следующему этапу формирования локального утолщения нефтенасыщенного слоя и далее циклическую разработку продолжают в указанной последовательности до полной выработки нефтяной оторочки. 10 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 низкая эффективность 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 низкая эффективность 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).

Целью изобретения является повышение эффективности способа при его реализации на нефтегазоконденсатных залежах с тонкой подгазовой водоплавающей нефтяной оторочкой. Указанная цель достигается за счет разработки газовой шапки в режиме сайклинг-процесса с попутной разработкой нефтяной оторочки и уменьшения водяного и газового конусообразования.

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

Добывающие скважины 7 снабжают нижним интервалом вскрытия 8, последний - пакером 9, который спускают на насосно-компрессорных трубах (НКТ) 10, отделяют от верхнего интервала вскрытия 11. На первом этапе разработки пакер 9 устанавливают на начальном газонефтяном контакте (ГНК), а по мере выработки нефтяной оторочки - на текущее положение контакта "газ-нефть".

Через нагнетальные скважины 6 осуществляют закачку сухого углеводородного газа, а через интервалы вскрытия 11 добывающих скважин 7 отбор углеводородов из газовой шапки 1, которые разделяют на сухой углеводородный газ и более тяжелые фракции. Последние утилизуют, а первый закачивают обратно в залежь через нагнетательные скважины 6, что позволяет поддерживать давление в газовой шапке и предотвратить выпадение конденсата.

Рециркуляция газа в газовой шапке одновременно позволяет обеспечить отток нефти от нагнетательных скважин 6 и приток интервалам вскрытия 8 добывающих. Таким образом на первом этапе цикла в газовой шапке реализуется сайклинг-процесс с образованием локального утолщения 12 нефтенасыщенного слоя. Такое переформирование тонкой нефтяной оторочки в линзовидную позволяет снизить водяное и газовое конусообразование при последующем отборе нефти из локального утолщения 12.

Отбор газа осуществляется через затрубное пространство, а нефти - через НКТ 10. Первый этап цикла продолжается до достижения контактом "газ-нефть" интервала вскрытия 11, а второй - интервала 8.

Далее цикл считается законченным и отбор вновь переносится в газовую шапку. В дальнейшем циклическая разработка продолжается до полной выработки нефтяной оторочки.

Депрессию на интервале вскрытия в газовой шапке устанавливают из соотношения ΔРг≤γнh, где γн - удельный вес нефти, н/м³, h - начальная толщина нефтяной оторочки, м, а по мере выработки оторочки из соотношения ΔРг≤γнd, где d - текущая толщина нефтяной оторочки, м.

Выбор величины ΔРг из указанного соотношения позволяет стабилизировать водонефтяной контакт (ВНК) и уменьшить вероятность образования водяных конусов.

С выработкой нефтяной оторочки газонагнетательные скважины переводят в разряд добывающих и дальнейшая разработка осуществляется как разработка чисто газовой залежи.

Дополнительное увеличение коэффициента извлечения нефти может быть достигнуто ступенчатым переносом верхнего интервала отбора в глубь газовой шапки по мере достижения интервала отбора контактом "газ-нефть" или ступенчатым увеличением депрессии на верхний интервал отбора при его неизменном положении.

Ступенчатое увеличение ΔРг позволяет обеспечить дополнительную защиту от водяных и газовых конусов и в конечном итоге достичь больших коэффициентов извлечения нефти, поскольку стабилизирующее действие на ВНК при этом возрастает и одновременно достигаются большие величины локальных утолщений нефтенасыщенного слоя.

Пример реализации способа. Для подтверждения состоятельности вышеописанного способа с точки зрения технологичности рассмотрим IV меотический горизонт Анастасивно-троицного 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 интервал вскрытия добывающих скважин неоднократно переносился 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 на расстояниях от ГНК, соизмеримых с толщиной нефтяной оторочки, например 10 м. Переместить НКТ с пакером и установить последний в текущем контакте "газ-нефть". На удалении от добывающей часть скважин по контуру элемента разработки перевести в разряд газонагнетательных. Депрессия на верхний интервал вскрытия в газовой шапке рассчитывается из соотношения ΔРг≤γнh, где γн=10⁴/м³, h 10 м, и составит ΔРг=10⁵ Па (или 1 атм), что вполне сопоставимо с депрессиями, с которыми эксплуатируются в настоящее время многие скважины на залежи.

Указанная депрессия обеспечивает двукратное увеличение толщины нефтяной оторочки от начальной, так что к моменту достижения контактом "газ-нефть" интервала вскрытия в газовой шапке размер локального утолщения составит 20 м.

Далее верхний интервал отбора в газовой шапке вновь может переноситься выше от текущего контакта "газ-нефть" теперь уже на 20 м, а депрессия на новый интервал вскрытия в газовой шапке составит уже 2·10⁵ Па(2 атм).

При этом на первой и второй ступенях цикла закачка газа через газонагнетательные скважины по контуру элемента разработки продолжается и за счет оттока нефти от газонагнетательных скважин, формируется локальное утолщение нефтенасыщенного слоя (чертеж). В конечном итоге нефтяная оторочка переформировывается из тонкой в утолщенную и линзовидную, т.е. более компактную.

На втором этапе цикла отбор переносят на интервал вскрытия нефтяной оторочки. При этом дебиты по нефти возрастают кратно увеличению ее толщины. Если дебит по нефти составляет, например, 10 т/сут, то для приведенного примера они возрастут до 40 т/сут.

Источники информации

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

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

1. Способ разработки углеводородной залежи, включающий разбуривание залежи нагнетательными и добывающими скважинами, закачку газа через нагнетательные и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что осуществляют циклическую разработку газовой шапки с попутной разработкой нефтяной оторочки, причем на первом этапе цикла реализуют сайклинг-процесс в газовой шапке до формирования локального утолщения нефтенасыщенного слоя, а на втором этапе отбор переносят в нефтенасыщенный слой, при этом по мере выработки локального утолщения отбор вновь переносят в газовую шапку и переходят к следующему этапу формирования локального утолщения нефтенасыщенного слоя и далее циклическую разработку продолжают в указанной последовательности до полной выработки нефтяной оторочки.

2. Способ разработки углеводородной залежи по п.1, отличающийся тем, что добывающую скважину оборудуют двойным завершением с интервалами вскрытия в газовой шапке и нефтяной оторочке, при этом отбор газа производят через затрубное пространство, а нефти - через колонну насосно-компрессорных труб попеременно с отбором газа.

3. Способ разработки углеводородной залежи по п.1, отличающийся тем, что добытый углеводородный газ разделяют на сухой газ и более тяжелые фракции, при этом первый закачивают обратно в залежь, а последний утилизируют.

4. Способ разработки углеводородной залежи по п.1, отличающийся тем, что отбор газа на первом этапе цикла производят до достижения контактом "газ-нефть" интервала вскрытия в газовой шапке, а отбор нефти из локального утолщения на втором этапе цикла производят до достижения контактом "газ-нефть" интервала вскрытия в нефтяной оторочке.

5. Способ разработки углеводородной залежи по п.1, отличающийся тем, что первоначальную депрессию на интервал отбора газа из газовой шапки устанавливают из соотношения

ΔPro≤γ_н h,

где ΔPro - величина первоначальной депрессии, Па;

γ_н - удельный вес нефти, н/м³;

h - начальная толщина нефтяной оторочки, м.

6. Способ разработки углеводородной залежи по п.1, отличающийся тем, что для разделения газо- и нефтенасыщенных зон на насосно-компрессорных трубах спускают пакер, который устанавливают первоначально на первом этапе первого цикла отбора на начальный газонефтяной контакт, а в последующих циклах по мере выработки нефтяной оторочки на текущий контакт "газ-нефть".

7. Способ разработки углеводородной залежи по п.1, отличающийся тем, что после первого цикла отбора величину текущей депрессии на интервал отбора газа из газовой шапки устанавливают из соотношения

ΔPr≤γ_н<d,

где ΔPr - величина текущей депрессии, Па;

d - текущая толщина нефтенасыщенного слоя после первого цикла отбора, м.

8. Способ разработки углеводородной залежи по п.1, отличающийся тем, что величину депрессии ΔPr уменьшают по мере уменьшения толщины нефтенасыщенного слоя.

9. Способ разработки углеводородной залежи по п.1, отличающийся тем, что после полной выработки нефтяной оторочки, нагнетательные скважины переводят в разряд добывающих и залежь разрабатывают как чисто газовую.

10. Способ разработки углеводородной залежи по п.1, отличающийся тем, что, с целью дополнительного увеличения коэффициента извлечения нефти, осуществляют ступенчатый перенос интервала отбора в газовой шапке, при этом после достижения контактом "газ-нефть" интервала вскрытия в газовой шапке отбор переносят выше в глубь газовой шапки, который продолжают до повторного достижения контактом "газ-нефть" и уже нового повышенного интервала вскрытия, причем ступенчатый перенос интервала отбора вглубь газовой шапки осуществляют многократно.

11. Способ разработки углеводородной залежи по п.1, отличающийся тем, что, с целью дополнительного увеличения коэффициента извлечения нефти, осуществляют ступенчатое увеличение депрессии на верхний интервал вскрытия в газовой шапке, при этом величину депрессии на интервал отбора в газовой шапке устанавливают из соотношения

ΔPr≤γ_н в,

где в - текущая толщина нефтенасыщенного слоя на каждой ступени, м.