Способ разработки нефтяной оторочки и подгазовой зоны сложно построенных залежей



Способ разработки нефтяной оторочки и подгазовой зоны сложно построенных залежей
Способ разработки нефтяной оторочки и подгазовой зоны сложно построенных залежей
Способ разработки нефтяной оторочки и подгазовой зоны сложно построенных залежей

 


Владельцы патента RU 2606740:

Закрытое акционерное общество "Тюменский институт нефти и газа" (ЗАО "ТИНГ") (RU)

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно к проблеме повышения эффективности разработки нефтяных оторочек и подгазовых зон газонефтяных, нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей, с предшествовавшим периодом добычи газа из газовой или газоконденсатной шапки или без такового. Технический результат - повышение эффективности извлечения продукции скважин. По способу отбирают пробы нефти и/или газа. Определяют компонентный состав отобранных проб и значение критического давления, при котором происходит испарение нефти в газ. Затем для рассматриваемой залежи создают трехмерную геологическую и многокомпонентную фильтрационную модель продуктивного пласта. На основе ее размещают добывающие и газо-нагнетательные скважины. Проводку их осуществляют в зависимости от водонефтяного контакта и газонефтяного контакта. При этом нефтяную оторочку между уровнями водонефтяного и газонефтяного контактов разбуривают нагнетательными скважинами. В них закачивают сухой газ. Закачивание сухого газа осуществляют с забойным давлением, превышающим критическое давление испарения нефти, определенное по результатам эксперимента. Газонасыщенную зону выше уровня газонефтяного контакта разбуривают добывающими скважинами. Через них добывают испаренную нефть совместно с газом и конденсатом. 4 пр., 2 табл., 2 ил.

 

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно к проблеме повышения эффективности разработки нефтяных оторочек и подгазовых зон газонефтяных, нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей, с предшествовавшим периодом добычи газа из газовой (газоконденсатной) шапки или без такового.

Известен способ разработки нефтяной оторочки краевого типа [RU 2442882 С1, МПК Е21В 43/20 (2006.01), опубл. 2012], осуществляемый на основе горизонтальных водонагнетательных и нефтедобывающих скважин с организацией барьерных рядов заводнения и поддержанием равновесия пластового давления на водонефтяном и газонефтяном контактах.

К недостаткам известного способа можно отнести, то, что для поддержания локального равновесия и минимизации образования конусов газа в подгазовой зоне и нефтяных оторочках необходимо бурение значительного числа барьерных скважин, что нецелесообразно с экономических позиций, а в случае прорыва газа в добывающую скважину и ее эксплуатации с высоким газовым фактором, либо при одновременной разработке нефтяной оторочки и газовой шапки, при помощи закачки воды невозможно поддерживать давление и предотвратить перемещение нефтяной оторочки в газовую шапку, так как подвижность воды существенно меньше подвижности газа и добытый объем пластового флюида невозможно компенсировать закачкой воды.

Известен способ разработки газоконденсатного месторождения с большим этажом газоносности с применением сайклинг-процесса [RU 2434123 С1, МПК Е21В 43/16, (2006.01), опубл. 2011]. Согласно изобретению процесс предполагает вскрытие присводовой части газовой залежи нагнетательными скважинами, вскрытие нижней части газовой залежи добывающими скважинами, осуществление сайклинг-процесса путем закачки сухого газа через нагнетательные скважины с одновременным отбором газоконденсатной смеси добывающими скважинами, а после завершения сайклинг-процесса вскрытие нагнетательными скважинами нижней части газовой залежи с последующим отбором газоконденсатной смеси.

Однако известный способ предназначен к реализации в газоконденсатных залежах без нефтяной оторочки (подгазовой зоны) и направлен на повышение коэффициента извлечения конденсата из свободного газа, но не на повышение коэффициента извлечения нефти из оторочки (подгазовой зоны), и применим только для газовых месторождений, обладающих большой продуктивной мощностью, где играют значительную роль гравитационные сегрегационные процессы.

Наиболее близким к предлагаемому способу является способ разработки нефтегазовых залежей [RU 2127801 С1, МПК 6 Е21В 43/00, опубл. 1999], основанный на поддержании пластового давления в нефтяной оторочке путем заводнения газонасыщенной зоны и закачки газа в водонасыщенную часть разреза пласта около водонефтяного контакта (ВНК).

К недостаткам известного способа можно отнести то, что закачка газа, осуществляемая в водоносную часть залежи, не обеспечивает режим испарения нефти в газ, что снижает коэффициент извлечения как нефти, так и конденсата, а кроме того, реализация способа требует большого количества нагнетательных скважин, половина из которых проходит через водонасыщенную зону пласта, что делает невозможным их использование при добыче и снижает маневренность фонда. Закачиваемый под ВНК «сухой» газ насыщается парами воды, и при прорыве в добывающие скважины создает проблемы с эксплуатацией оборудования, связанные с гидратообразованием и коррозией.

Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является разработка способа, обеспечивающего технологическую эффективность разработки нефтяных оторочек и подгазовых зон нефтегазоконденсатных, нефтегазовых или газонефтяных залежей посредством эксплуатации горизонтальными или вертикальными скважинами при одновременной и/или предшествующей добыче газа из газовой (газоконденсатной) шапки путем отбора газа с содержащимися в нем конденсатом и испаренной нефтью.

При осуществлении заявляемого технического решения поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в повышении эффективности извлечения продукции скважин (пластовых флюидов).

Указанный технический результат достигается тем, что способ разработки нефтяной оторочки подгазовой зоны сложно построенных залежей, отбор газа, нефти и конденсата, заключается в следующей последовательности действий: отбирают пробы нефти и/или газа, определяют компонентный состав отобранных проб и значение критического давления, при котором происходит испарение нефти в газ, затем для рассматриваемой залежи создают трехмерную геологическую и многокомпонентную фильтрационную модель продуктивного пласта, на основе которой осуществляют размещение добывающих и газонагнетательных скважин с определением проводки в зависимости от водонефтяного контакта и газонефтяного контакта. Нефтяную оторочку между уровнями водонефтяного и газонефтяного контактов разбуривают нагнетательными скважинами, в которые закачивают сухой газ, причем нагнетание сухого газа осуществляют с забойным давлением, превышающим критическое давление испарения нефти, определенное по результатам эксперимента, а газонасыщенную зону выше уровня газонефтяного контакта разбуривают добывающими скважинами, через которые добывают испаренную нефть совместно с газом и конденсатом.

Причинно-следственная связь между существенными признаками решения и заявляемым техническим результатом следующая.

Закачку газа в газонагнетательную скважину осуществляют непосредственно в нефтяную оторочку, и давление закачки превышает критическое, при котором происходит испарение изначально жидкой нефти из нефтяной оторочки (подгазовой зоны). Заявляемый способ обеспечивает как поддержание пластового давления, так и испарение нефти из нефтяной оторочки (подгазовой зоны) в сухой газ, с последующим отбором ее газодобывающими скважинами совместно с газовым конденсатом, что позволяет повысить коэффициент нефтеотдачи.

Способ поясняется иллюстративным материалом, где показано: а) - вид пласта в разрезе, б) - вид пласта в плане, где цифрами обозначено: 1 - кровля коллектора; 2 - газонефтяной контакт (ГНК); 3 - подошва коллектора; 4 - водонефтяной контакт (ВНК); 5 - добывающая скважина; 6 - газо-нагнетательная скважина; 7 - нефтяная оторочка; 8 - газонасыщенная зона (газовая шапка).

Способ осуществляют следующим образом.

Для нефтегазоконденсатной, газонефтяной или нефтегазовой залежи отбирают пробы нефти и/или газа, проводят эксперимент на хроматографе по определению компонентного состава пластовых флюидов и эксперимент по испарению пластовой нефти в сухой газ, постепенно поднимая давление, добавлением в ячейку, заполненную нефтью при пластовых давлениях и температуре, сухого газа. При этом осуществляется контроль за компонентным составом газовой и жидкой фазы в ячейке. Результатом эксперимента является значение критического давления, при котором происходит испарение нефти в газ и зависимость содержания испаренной нефти в газе от давления.

Затем для рассматриваемой залежи (с вовлеченными или планируемыми к освоению запасами газа газовой шапки) создают трехмерную геологическую и многокомпонентную фильтрационную модель продуктивного пласта. Выполняют адаптацию фильтрационной модели пласта по фактическим данным эксплуатации скважин и результатам контроля за процессом разработки залежи.

С помощью созданной и настроенной на результаты эксплуатации скважин фильтрационной и геологической модели пласта устанавливают текущую объемную конфигурацию нефтяной оторочки 7 (подгазовой зоны), то есть определяют положение поверхностей флюидальных контактов (газонефтяного 2 (ГНК) и водонефтяного 4 (ВНК)) на рассматриваемую дату разработки залежи.

С учетом текущих размеров нефтяной оторочки 7 и конфигурации флюидальных контактов осуществляют проектное размещение добывающих 5 и газонагнетательных скважин 6 с определением оптимальной проводки стволов скважин и расстояний от ВНК 4 и ГНК 2 для достижения оптимума по накопленной добыче нефти.

Нефтяную оторочку 7 (нефтенасыщенная зона), находящуюся между уровнями ВНК 2 и ГНК 4, разбуривают нагнетательными скважинами 6 согласно выбранной по результатам моделирования схеме разработки. Газонасыщенную зону 8, находящуюся выше поверхности ГНК 2, разбуривают добывающими скважинами 5 (либо в нефтяной части пласта под ГНК). Газонагнетательные скважины 6 располагают с отступом от ВНК 2, который выбирают заранее, исходя из результатов геолого-гидродинамического моделирования по максимальному времени эксплуатации до достижения заранее заданных ограничений по газонефтяному фактору или обводненности.

Затем в газонагнетательную скважину 6 осуществляют нагнетание сухого газа с забойным давлением, превышающим критическое давление испарения нефти, определенное по результатам эксперимента. Испаренную нефть в газообразном состоянии отбирают добывающей скважиной 5 совместно с газом и конденсатом.

В качестве примера процесса разработки на элементе нефтегазоконденсатной залежи с краевой нефтяной оторочкой рассмотрены четыре варианта.

Для проведения сопоставительного анализа создана 3D секторная геолого-гидродинамическая математическая модель с геометрией, соответствующей участку залежи, приуроченной к куполовидному поднятию. Модель включает газовую шапку, нефтяную оторочку и часть контактирующего с залежью водонапорного бассейна.

Исходные параметры пластовой системы приняты близкими к одному из нефтегазоконденсатных месторождений Западной Сибири (табл. 1).

Учитывалось изменение относительной проницаемости воды и нефти, газа и нефти в зависимости от изменения водо- и газонасыщенности зон пласта. Зависимости капиллярного давления на границе раздела фаз задавались в виде функций насыщенности. Процессы фазовых переходов нефти в газ моделировались с использованием математической модели, настроенной на лабораторные физико-химические исследования.

Граничным экономическим ограничением по переводу нефтедобывающих скважин под нагнетание газа является превышение обводненности продукции значения в 98% или достижение газового фактора 5000 м33. Газодобывающие скважины отключаются при падении дебита газа ниже значения в 5000 м3/сут. Завершение прогнозных расчетов соответствует моменту отключения всех газодобывающих скважин. Возможно перед закачкой сухого газа в скважину осуществление предварительной добычы нефти из газонагнетательной скважины с последующим переводом ее под закачку при достижении газовых и/или водонефтяных факторов более заданных значений.

Исследованию подвергнуты следующие варианты, различающиеся по способу разработки нефтяной оторочки.

Вариант 1. Рассматриваемый участок нефтяной оторочки разрабатывается в режиме истощения пластовой энергии. Горизонтальные добывающие скважины с протяженностью горизонтального участка ствола 1500 м размещают в два ряда на расстоянии 100 м друг от друга и 300 м между рядами параллельно ГНК. Вскрытие перфорацией производят в нефтенасыщенной части разреза. Скважины эксплуатируют при депрессиях 50 кгс/см2. Количество добывающих скважин - 22 ед.

Вариант 2. Аналогичен варианту 1 с той разницей, что скважины в последнем ряду, расположенном вблизи внешнего контура ВНК, являются нагнетательными и добавляют еще один ряд нагнетательных скважин в близости от ГНК. Количество добывающих скважин 11 ед., нагнетательных 22 ед. Добывающие скважины эксплуатируют при депрессиях 50 кгс/см2, нагнетательные при репрессиях 100 кгс/см2.

Вариант 3. Соответствует предложенному в патенте РФ №2127801, является прототипом заявляемого способа и аналогичен варианту 2 с той разницей, что стволы ряда, расположенного около ГНК, смещают непосредственно в газовую зону, а стволы ряда, расположенного около водонефтяного контакта смещают в воду и в них производят попеременную закачку воды и газа в равных по времени циклах. Количество добывающих скважин 11 ед., нагнетательных - 22 ед.

Вариант 4. Соответствует представленной схеме разработки. По числу и расположению скважин в плане аналогичен варианту 1, но один из рядов проходит через газовую зону пласта и отбирает газ с депрессией 10 кгс/см2, а второй состоит из нефтедобывающих скважин с депрессией 50 кгс/см2, которые переводят под закачку газа по достижению газового фактора в 5000 м33 с репрессией в 100 кгс/см2.

Сопоставление полученных результатов выполнено в рамках технико-экономического анализа показателей эффективности. Исходные данные представлены в табл. 1., сравнительные данные по рассматриваемым вариантам в табл. 2

По технологическим показателям разработки (величине коэффициента извлечения нефти (КИН), значению водонефтяного фактора (ВНФ)) вариант 3 является лучшим. Предлагаемый способ (вариант 4), обеспечивая близкие с вариантом 3 отборы нефти и конденсата, существенно превосходит его с экономических позиций.

Реализация рассматриваемой методики разработки нефтяной оторочки и подгазовых зон за счет испарения нефти в сухой газ позволяет повысить эффективность добычи нефти при продолжающейся добыче газа и конденсата, в том числе для частично истощенных нефтегазоконденсатных залежей.

Таким образом, результаты фильтрационных расчетов подтверждают, что предлагаемый способ позволяет обеспечить эффективный ввод в промышленную разработку нефтяных оторочек (подгазовых зон) нефтегазоконденсатных, газонефтяных и нефтегазовых залежей, а также повысить эффективность разработки нефтяных оторочек (подгазовых зон) при одновременном вводе нефтяной и газовой части.

Эффективность заявляемого способа обеспечивается за счет того, что в процессе испарения нефти задействуется весь ее объем, как гидродинамически подвижный, так и связный, что является значительным преимуществом по сравнению с вытеснением нефти водой или газом.

Способ разработки нефтяной оторочки подгазовой зоны сложно построенных залежей отбор газа, нефти и конденсата, характеризующийся тем, что отбирают пробы нефти и/или газа, определяют компонентный состав отобранных проб и значение критического давления, при котором происходит испарение нефти в газ, затем для рассматриваемой залежи создают трехмерную геологическую и многокомпонентную фильтрационную модель продуктивного пласта, на основе которой осуществляют размещение добывающих и газонагнетательных скважин с определением проводки в зависимости от водонефтяного контакта и газонефтяного контакта, при этом нефтяную оторочку между уровнями водонефтяного и газонефтяного контактов разбуривают нагнетательными скважинами, в которые закачивают сухой газ, причем нагнетание сухого газа осуществляют с забойным давлением, превышающим критическое давление испарения нефти, определенное по результатам эксперимента, а газонасыщенную зону, выше уровня газонефтяного контакта разбуривают добывающими скважинами, через которые добывают испаренную нефть совместно с газом и конденсатом.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности. При осуществлении способа разработки неоднородного нефтяного месторождения проводят выделение на залежи зон с различной проницаемостью, отбор пластовой продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и уплотнение сетки скважин.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к разработке газовых низкопроницаемых залежей с подстилающей контурной водой. Технический результат - повышение эффективности размещения скважин за счет учета участков с ненулевой эффективной газопроницаемостью.

Группа изобретений относится к позиционированию площадок - платформ под буровую установку для разработки месторождения горизонтальными скважинами с учетом предопределенных границ и наземных и/или подземных препятствий.

Предложена группа изобретений в отношении способа оптимального размещения горизонтальных скважин и программного носителя информации, способствующих максимальному покрытию горизонтальными скважинами предварительно заданной области с нерегулярными границами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежей высоковязкой нефти с водонефтяными зонами небольшой толщины.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для разработки линзовидных зон подземного пласта. Дренажные скважины могут быть использованы для направления текучей среды к центральной эксплуатационной скважине в подземной скважинной системе.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к области разработки карбонатных коллекторов с трещинно-каверновым типом пустотного пространства в пределах сводовой части структуры при наличии сводовой кальдеры.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовой залежи нефти, пласты которой совпадают в структурном плане.

Изобретение относится к области нефтяной промышленности, а именно к способам разработки нефтяных месторождений с максимальным учетом текущих давлений разбуриваемого участка нефтяной залежи.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородных по толщине слоистых трещинно-поровых карбонатных коллекторов с заводнением.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке горизонтальными скважинами неоднородных терригенных или карбонатных нефтяных залежей.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использована для одновременно-раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов скважины с электропогружным насосом с применением акустического воздействия на пластовый флюид в нефтяной скважине.

Изобретение относится к области нефтедобычи и, в частности, к методам кислотной обработки призабойной зоны пласта с последующим вводом скважины в эксплуатацию. Способ также может быть применен при капитальном ремонте скважин и, в частности, при очистке каналов продуктивного пласта.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтегазоконденсатных месторождений. Технический результат - повышение нефтеотдачи месторождений за счет продления срока эксплуатации нефтяных скважин в подгазовых зонах.

Группа изобретений относится к скважинному инструменту для использования в нефтяных и газовых скважинах и, более конкретно, к оборудованию заканчивания с окнами, которое можно использовать для гидроразрыва пласта в многозонных скважинах.

Группа изобретений относится к области нефтяной и газовой промышленности для интенсификации притока нефти. Способ включает доставку и размещение в горизонтальном окончании скважины устройства, оснащенного накопительным блоком электроэнергии, излучателем с двумя электродами, которые замыкаются по команде оператора калиброванной металлической проволокой, что приводит к ее взрыву и образованию направленной, точечной ударной волны высокого давления, распространяющейся радиально от заданных точек горизонтального ствола скважины с целью увеличения проницаемости призабойной зоны рабочих участков горизонтального ствола.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежей высоковязкой нефти с водонефтяными зонами небольшой толщины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежей высоковязкой нефти с водонефтяными зонами небольшой толщины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины, добывающей вязкую нефтяную эмульсию. Способ эксплуатации скважины включает оборудование скважины колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) с штанговым глубинным насосом, фильтром, кабелем и капиллярным трубопроводом.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны горизонтальных стволов скважин, вскрывших карбонатную породу.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно к волновой технологии совмещенного воздействия на продуктивные пласты с применением горизонтальных скважин. Технический результат - повышение отдачи продуктивного пласта в целом и на участках горизонтального ствола скважины за счет оптимизации волнового воздействия. По способу размещают в обсадной колонне гидравлически связанные с устьем скважины через верхнее препятствие-отражатель колонны двух насосно-компрессорных труб - НКТ разной длины. Одна колонна из этих НКТ заканчивается на входе в горизонтальный участок скважины. Другая колонна НКТ заканчивается вблизи днища обсадной колонны. Это днище является выходным препятствием-отражателем, образующим с верхним препятствием объем, внутри которого находится столб жидкости рабочего агента. Создают однородное волновое поле на горизонтальном участке обсадной колонны в жидкости путем установки на концах НКТ в обсадной колонне генераторов колебаний. Увеличивают амплитуду колебаний. Осуществляют контроль колебаний с записью колебаний, поступающих по кабелю от скважинного шумомера к наземному регистрирующему блоку. Совпадение фаз колебаний на горизонтальном участке обсадной колонны скважины обеспечивают после запуска скважины на рабочем режиме добычи углеводородов изменением первоначально выбранной частоты колебаний давления на выходе генераторов путем автоматического или ручного изменения расходов рабочего агента через генераторы при условии равенства расходов на установившихся режимах. Исходные длины НКТ, перед спуском их в скважину, подбирают расчетом по аналитическим выражениям при условии совпадения фаз колебаний и равенстве амплитуд колебаний на горизонтальном участке обсадной колонны для выбранной частоты воздействия на пласт. 2 ил.
Наверх