Способ разработки углеводородной залежи

Изобретения относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки углеводородных залежей. Обеспечивает повышение коэффициента извлечения нефти при реализации способа на нефтегазовых залежах массивного типа за счет уменьшения вероятности образования газовых конусов. Сущность изобретения: способ включает разбуривание залежи добывающими и нагнетательными скважинами, закачку воды через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие. Согласно изобретению закачку воды через нагнетательные скважины производят в повышенную часть газовой шапки до образования по газонефтяному контакту сплошного водяного зеркала. После этого начинают отбор нефти нефтяной оторочки через добывающие скважины, а добычу газа производят через те же добывающие скважины после полной выработки нефтяной оторочки и переноса их интервалов вскрытия в газовую шапку. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

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

Известен способ разработки углеводородных залежей, включающий разбуривание залежи добывающими и нагнетательными скважинами, закачку воды через нагнетательные и добычу нефти через добывающие /1/.

Недостатком известного способа является его низкая эффективность при реализации на нефтегазовых залежах.

Наиболее близким к предлагаемому является способ разработки углеводородной залежи, включающий разбуривание залежи добывающими и нагнетательными скважинами, закачку воды через нагнетательные и отбор нефти через добывающие /2/.

Недостатком способа является низкий коэффициент извлечения нефти при его реализации на нефтегазовых залежах массивного типа, поскольку отбор нефти из нефтяной оторочки сопровождается образованием конусов газа, которые оттесняют нефть от интервалов вскрытия добывающих скважин и снижают конечный коэффициент извлечения нефти. Кроме того, в известном способе велики затраты на сооружение скважин.

Целью изобретения является повышение коэффициента извлечения нефти при реализации способа на нефтегазовых залежах массивного типа за счет образования по газонефтяному контакту сплошного водяного зеркала и уменьшения вероятности образования газовых конусов и снижение затрат на сооружение скважин за счет уменьшения их длины. Соответствие предлагаемого способа критерию «техническое решение» может быть обосновано следующими соображениями.

Граница раздела газонефтяной контакт (ГНК) между нефте- и газонасыщенной частями (см. чертеж) продуктивной толщи не может считаться ровной поверхностью, как это иногда принято. Обычно это размытая зона определенной толщины, образование которой связано с капиллярными эффектами. При закачке на ГНК сверху воды указанная зона оказывает для нее повышенное, по сравнению с чисто газовой или с чисто нефтяной зонами, фильтрационное сопротивление, поскольку движение в газонасыщенной части двухфазное (газ-вода), в нефтенасыщенной части двухфазное (нефть-вода), а в переходной зоне трехфазное (газ-нефть-вода) /1/.

В пользу предлагаемого технического решения говорит также и то обстоятельство, что образование газовых конусов вследствие большей подвижности газа сопряжено с большими негативные последствиями, чем образование конусов воды. Поэтому возможное попадание закачиваемой сверху воды в интервал отбора нефти приводит к меньшим осложнениям, чем попадание газа при образовании газовых конусов. В случае попадания в интервал отбора воды в скважины поступает вода и нефть одновременно, а в случае попадания газа только один газ.

Широко известное барьерное заводнение, т.е. закачка воды для разделение газо- и нефтенасыщенных частей, не учитывает наличие между нефте- и газонасыщенными частями переходной зоны и не применяется для разработки сплошных нефтяных оторочек залежей массивного типа, т.е. с этой точки зрения предлагаемое техническое решение соответствует критерию «новизна».

В предлагаемом способе присутствует признак, связанный с учетом наличия переходной зоны между газо- и нефтенасыщенными слоями, и признак, связанный с закачкой воды до образования поверх указанной зоны сплошного водяного зеркала. При этом по сравнению с известным техническим решением появляется новое качество, а именно: возможность выработки (до выработки) подгазовых водоплавающих нефтенасыщенных слоев нефтегазовых залежей. Таким образом техническое решение соответствует критерию «существенные отличия».

При реализации известной /2/ стандартной технологии разработки, предлагающей непрерывный отбор нефти оторочки, велика вероятность образования газовых конусов, что значительно хуже возможного образования языков воды при реализации предлагаемой технологии. Дополнительная добыча нефти при реализации предлагаемой технологии может составить величину, равную объему нефтяной оторочки. В этом состоит положительный эффект. Кроме того, положительный эффект формируется также и за счет снижения затрат на сооружение скважин, так как водонагнетательные скважины заканчиваются под кровлей и закачка воды производится под ней. Таким образом, предлагаемое решение соответствует критерию «положительный эффект».

Способ реализует следующим образом (см. чертеж). Нефтегазовую залежь с кровлей 1, газовой шапкой 2, газонефтяным контактом (ГНК) 3, нефтяной оторочкой 4, водонефтяным контактом (ВНК) 5 и подошвенной водонасыщенной зоной 6 разбуривают нагнетательными 7 и добывающими 8 скважинами. Интервалы вскрытия нагнетательных скважин размещают под кровлей 1, а добывающих в нефтяной оторочке 4. Через нагнетательные скважины 7 производят закачку рабочего агента (воды). Добывающие скважины 8 простаивают. Нагнетаемая вода в процессе гравитационной сегрегации с нефтью образует вытянутые вниз языки воды, которые, достигнув ГНК, начинают растекаться по нему, и в конечном итоге образует сплошное водяное зеркало 10 по ГНК.

Далее пускают в эксплуатацию добывающие скважины 8.

Эксплуатацию скважин 8 продолжают до выработки нефтяной оторочки 5, после чего интервалы вскрытия добывающих скважин переносят в газовую шапку 2 и начинают отбор газа из газовой шапки через те же скважины.

Пример реализации способа.

Исходные данные: этаж газоносности - h_г=100 м; толщина нефтяной оторочки h_н=10 м; коллектор - терригенный с проницаемостью К=1 мкм² и открытой пористостью m=30%, залежь - нефтегазовая, с площадью нефтеносности F=1000 м × 1000 м; начальная водонасыщенность σ_в=20%; плотность нефти в стандартных условиях ρ_н.ст=0,8 г/см³; пластовое давление Р_пл=200 атм, коэффициент вытеснения нефти К_выт=0,8. Геологические запасы рассчитывают по следующей формуле:

Залежь разбуривают двумя рядами добывающих и двумя рядами нагнетательных скважин. Расстояние между скважинами в ряду и между рядами устанавливают равным 250 м. Исходя из предположения, что толщина водяного зеркала h_в3=1 м достаточна для разобщения газовой шапки и нефтяной оторочки, определяют необходимый объем водяного зеркала:

С учетом то, что общее количество нагнетательных скважин n_наг=20, а плотность воды , количество воды, необходимое закачать через одну скважину:

Тогда, устанавливая приемистость нагнетательных скважин равной Q_ВН=50 m/сут, закачивают воду в залежь в течение времени

За это время в пласте вдоль ГНК установится площадной экран между газовой шапкой и нефтяной оторочкой в виде зеркала толщиной 1 м.

Далее начинают эксплуатацию добывающих скважин. Дебиты добывающих скважин устанавливают из следующих соображений.

Принимая во внимание, что коэффициент охвата при рядном (линейном) размещении скважин /3/: К_охв=0,57, коэффициент извлечения нефти составит:

Тогда промышленные запасы нефти составят:

С учетом того, что заводняемый объем (объем нефтяной оторочки) относится к объему водяного зеркала как h_н/h_вз, при сохранении приемистостей нагнетательных скважин Q_ВН=50 m/сут и выполнении условий жесткого водонапорного режима (объемы закачки воды равны объемам отбора нефти), дебиты добывающих скважин составят:

После полной выработки нефтяной оторочки закачку воды прекращают, переносят интервалы вскрытия добывающих скважин в газовую шапку и разрабатывают газовую шапку. Добиты скважин по газу устанавливают исходя из потребностей пользователей.

Литература

1. Павленко В.П. Эксплуатация залежей нефти. РГУ им. Губкина, М., 2003, С.20.

2. Матрос В.Н., Умариев Т.М. Проблемы и способы разработки газонефтяных и газонефтеконденсатных месторождений. М., 1987, С.3.

3. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. М., 2003, с.187.

1. Способ разработки углеводородной залежи, включающий разбуривание залежи добывающими и нагнетательными скважинами, закачку воды через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие, отличающийся тем, что, с целью повышения коэффициента извлечения нефти при реализации способа на нефтегазовых залежах массивного типа за счет уменьшения вероятности образования газовых конусов, закачку воды через нагнетательные скважины производят в повышенную часть газовой шапки до образования по газонефтяному контакту сплошного водяного зеркала, после чего начинают отбор нефти нефтяной оторочки через добывающие скважины, а добычу газа производят через те же добывающие скважины после полной выработки нефтяной оторочки и переноса их интервалов вскрытия в газовую шапку.

2. Способ разработки углеводородной залежи по п.1, отличающийся тем, что интервалы вскрытия нагнетательных скважин размещают непосредственно под непроницаемой кровлей залежи.

3. Способ разработки углеводородной залежи по п.1, отличающийся тем, что образованием сплошного водяного зеркала по газонефтяному контакту считают момент слияния областей растекания воды по газонефтяному контакту от всех водонагнетательных скважин.