Способ разработки газоконденсатной залежи с подстилаемой нефтяной оторочкой

Способ разработки газоконденсатной залежи с подстилаемой нефтяной оторочкой

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки газоконденсатных месторождений . Цель - повышение углеводородоотдачи за счет дополнительного извлечения выпавшего в пласте конденсата. Газоконденсатную залежь разбуривают единой сеткой скважин (С). В С вскрывают нефтяную оторочку, проводят перфорацию в интервале последней, устанавливают пакеры по разобщению газовой и нефтяной частей залежи, нагнетают кислородосодержащий агент и проводят зажигание нефти на забое скважины. В нефтяной оторочке, представленной карбонатным коллектором, температуру в очаге горения поддерживают выше температуры разложения карбонатов. Отбор газа из газовой части пласта осуществляют до начала максимальной конденсации газа в области газонефтяного контакта Прекращают отбор нефти из добывающих С, находящихся в нефтяной оторочке, и создают через эти С очаг горения в нефтяной оторочке . Добывающие С, находящиеся в газовой части пласта, переводят на интенсивный отбор углеводородов Толщину зоны дренирования углеводородов добывающих С газовой части пласта от газонефтяного контакта и выше находят по определенной зависимости . 2 з п. ф-лы. (/) С

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

4 t ("- Ж"!(_#_ лй pl i: ä: -г -; „,,„„,, 1 с .

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4417833/03 (22) 29.04.88 (46) 23.02,91,Бюл.М7 (71) Коми филиал Всесоюзного научно-исследовательского института природных газов (72) О.Н,Соловьев и Г.В.Петров (53) 622.276(088.8) (56) Желтов Ю.В, и др. Разработка и эксплуатация нефтегазоконденсатных месторождений. — М.: Недра, 1979, с. 254, (54) СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ ЗАЛЕЖИ С ПОДСТИЛАЕМОЙ

НЕФТЯНОЙ ОТОРОЧКОЙ (57) Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки газоконденсатных месторождений. Цель — повышение углеводородоотдачи за счет дополнительного извлечения выпавшего в пласте конденсата.

Газоконденсатную залежь разбуривают единой сеткой скважин (С). В С вскрывают

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки газоконденсатных месторождений.

Целью изобретения является повышение углеводородоотдачи за счет дополнительного извлечения выпавшего в пласте конденсата.

Способ осуществляют следующим образом.

Газоконденсатную залежь разбуривают единой сеткой скважин. Скважины, предназначенные в последующем для нагнетания кислородосодержащего агента и инициирования горения нефти. проводят до

„„ЯХ ÄÄ 1629504 А1 нефтяную оторочку, проводят перфорацию в интервале последней, устанавливают пакеры по разобщению газовой и нефтяной частей залежи, нагнетают кислородосодержащий агент и проводят зажигание нефти на забое скважины. В нефтяной оторочке, представленной карбонатным коллектором, температуру в очаге горения поддерживают выше температуры разложения карбонатов.

Отбор газа из газовой части пласта осуществляют до начала максимальной конденсации газа в области газонефтяного контакта.

Прекращают отбор нефти иэ добывающих С, находящихся в нефтяной оторочке, и создают через эти С очаг горения в нефтяной оторочке. Добывающие С, находящиеся в газовой части пласта, переводят на интенсивный отбор углеводородов. Толщину зоны дренирования углеводородов добывающих С газовой части пласта от газонефтяного контакта и выше находят по определенной зависимости. 2 з.п. ф-лы. подошвы нефтяной оторочки и равномерно располагают на площади так, что обеспечивается в дальнейшем очаговая схема теплового воздействия. Остальные скважины бурят до подошвы газонасыщенной мощности основного объекта эксплуатации (газоконденсатной залежи).

Все скважины перфорируют в газонасыщенном интервале залежи и в первом периоде разработки обеспечивают эксплуатацию основного объекта на истощение, Этот период соп ровождается снижением пластового давления в залежи и осуществляется до давления максимального выпадения конденсата в пласте.

1629504

Затем в скважинах, вскрывших нефтяную оторочку, проводят перфорацию в интервале нефтяной оторочки, устанавливают пакеры по разобщению газовой и нефтяной части залежи, нагнетают кислородосодержащий агент (газовоздушную смесь) и проводят зажигание нефти на забое скважин.

Создание очага горения в пласте контролируют по изменению пластовой температуры, величина которой может достигать

800 — 1000 С, Дальнейшим нагнетанием кислородосодержащего агента и форсированным отбором фл юидов в оставшихся эксплуатационных скважинах формируют устойчивое продвижение фронта горения вглубь нефтяной оторочки и, следовательно, расширяют область очага горения в пласте, Горячие продукты горения, испарившиеся легкие фракции нефти и перенос тепла через зону контакта основного объекта разработки с нефтяной оторочкой приводят к испарению ранее выпавшего в пласте конденсата и добыче обогащенной гаэоконденсатной смеси через оставшиеся эксплуатационные скважины.

Эффективность процесса. контролируют по увеличению выхода конденсата с продукцией скважин, проводя промысловые исследования скважин на гаэоконденсатность, и по изменению физико-химических характеристик и состава добываемого углеводородного конденсата, Пример. Исследуют газоконденсатную залежь, эффективный радиус которой

R = 5000 м, мощность h = 100 м, пластовая температура Тпп = 60 С, начальное пластовое давление PH = 20 МПа. Коллектор залежи имеет пористость m = 0,2, газонасыщенность ог = 0,7, теплоемкость

Сп = 500 ккал/мз ОС. Потенциальное содержание конденсата P» = 400 г/м, давление з максимальной конденсации PMayc = 8 МПа.

Залежь разрабатывается на истощение сеткой скважин, вскрывающих газонасыщенную мощность залежи. Часть скважин, вскрывающих нефтяную оторочку, перфорируют в области газонасыщенной мощности и изолируют от нефтяной оторочки цементными мостами. Их расположение на площади газоносности выбирают исходя из возможности реализации в дальнейшем очагового теплового воздействия.

Скважины вводят в эксплуатацию в соответствии с технологическими режимами разработки залежи на истощение, В результатее отбора газа давление в залежи падает, что приводит к нарушению равновесного состояния газоконденсатной смеси и выпадению углеводородного конденсата в пласте, Оценочные запасы углеводородного сырья можно определить для выбранной ги5 потетической залежи следующим образом.

Запасы газоконденсатной смеси, приведенные к атмосферным условиям, находят по формуле R2 . P„

10 0эап = 2 "2 п1 г12 P ° (м ) ° (1)

Запасы углеводородного конденсата оценивают как Ок = Оэап Вк/рк, (м ), (2) где р, — плотность конденсата, т/м, з

Численные значения для подстановки в формулы (1) и (2) приведены в исходных данных. flëÿ приведенной залежи g Q»,,= 224» я10 м,,,0к 130 10 м, Если при сниже9 6 3

20 нии пластового давления в залежи до давления максимальной конденсации коэффициент конденсатоотдачи составляет

)к = 0,3, то потери конденсата в пласте количественно оценивают по формуле

25 Ха,o =Хак (1 — ).). (3)

Для данного случая они составляют

QQ<"= 90 10 м, что соответствует средней конденсатонасыщенности пласта, рав30 р2

aê =QQ< 2 П2 m .а2 =0,16. (4)

За приемлемый срок разработки (25 — 30 лет) в результате гравитационного раэделе35

55 ния насыщенность конденсатом пласта в области газонефтяного контакта составляет а„= 0,4.

После достижения давления в залежи, соответствующего максимальной конденсации углеводородов, скважину переводят перфорацией на нефтяную оторочку и лифтовые трубы изолируют от гаэонасыщенного пласта пакером. В скважине устанавливают нагревательный прибор, позволяющий нагреть призабойную зону до температуры зажигания нефти в пластовых условиях(700-800 С) и, нагнетая вскважину гаэовоэдушную смесь, добиваются образования устойчивого очага горения, который при дальнейшем нагнетании газовоэдушной смеси продвигают в направлении эксплуатационной скважины. Температуру в выжженной области и во фронте горения можно регулировать составом газовоэдушной смеси и скоростью закачки смеси. Горение нефти в оторочке приводит к нагреванию выше- и нижележащих пород, испарению ранее выпавшего конденсата и

его дальнейшему извлечению через фонд эксплуатационных скважин. Кроме того, 1629504

55 при осуществлении предлагаемого способа происходит испарение легких фракций нефти, которая, так же как и испарившийся конденсат, транспортируется к эксплуатационным скважинам и извлекается на поверхность, что приводит к увеличению углеводородоотдачи.

Для оценки теплового баланса выбранной гипотетической залежи используют следующие формулы.

Величина тепловой энергии, рассеиваемой в вышележащий пласт при горении нефти в нефтяной оторочке, может быть определена как

0 = — xr ХС ЛТ, г (5) где 0 — тепловая энергия, ккал; с — время горения нефти, ч;

С вЂ” теплоемкость породы, ккал/м С;

А — теплопроводность породы, ккал/м оС.

AT — разность температур нагретого и

"холодного" пласта.

Величина ЛТ определяется как разность температуры в зоне горения (860 С) и пластовой температуры (60 С) и равна

AT = 800 С. Значение коэффициента

vs ориентировочно выбирают 25 ккал/м«

«ч С. Если процесс подземного горения осуществляется 3 года, тогда величина Q, рассчитанная по формуле (5), составляет 0

=37 10. ккал.

Для полного испарения конденсата и перевода в газовую фазу достаточно его нагреть до 200 С. Если теплоемкость породы газонасыщенной части Сл = 500 ккал/м с, то рассчитанного количества тепла (Q =

«37 10 ккал) хватит для прогрева объема коллектора, равного

С. Хт

Q (6) где Ч = F h г — объем прогретой до 200 С части породы, граничащей с нефтяной оторочкой, м;

ЛТ вЂ” прирост температуры в указанном объеме (AT = 140ОС).

Из формулы (6) находят мощность прогретой части пласта

h> = p g— - Т вЂ” 26 (м ), 0 где h2 — толщина зоны дренирования газовой части пласта;

0 — тепловая энергия, рассеиваемая от очага горения в вышележащую часть пласта;

F — площадь контакта нефтяной оторочки с газовой частью пласта;

ClI — теплоемкость породы;

AT — прирост температуры в зоне дренирования.

Механизм предлагаемого способа заключается в том, что при разработке газоконденсатных месторождений на истощение происходит снижение пластового давления и ретроградное выпадение жидких углеводородов (конденсата) в пласте.

Иэ-за различия термобарических условий по высоте залежи и возможного влияния гравитационных сил насыщенность жидкими углеводородами пористой среды выше в нижней части залежи, т.е. в приконтактной с нефтяной оторочкой зоне. При нагнетании кислородосодержащего агента в нефтенасыщенную часть залежи и формировании движущегося очага горения продукты горения (дымовой газ) и испарившиеся легкие фракции нефти устремляются в зону пони-. женного пластового давления, создаваемую интенсивным дренированием эксплуатационных скважин в газоконденсатной части залежи.

Этот процесс массопереноса высокотемпературных агентов в сочетании с переносом тепла через зону контакта газоконденсатной залежи с нефтяной оторочкой приводит к испарению выпавшего в зоне дренирования конденсата и последующей добыче обогащенной газоконденсатной смеси через эксплуатационные скважины.

Температура в очаге горения и за ним достигает 300-800 С и может регулироваться как составом, так и интенсивностью закачки кислородосодержащего агента.

Достаточный ее уровень определяется температурой испарения конденсата при данном пластовом давлении в зоне дренирования гаэоконденсатной залежи.

Эффективность способа обуславливается также тем, что в составе дымовых газов содержится двуокись углерода, являющаяся хорошим растворителем выпавших в пласте тяжелых углеводородных компонентов. Попадая в газоконденсатную часть залежи, двуокись углерода, растворяясь в выпавшем в пласте конденсате, вызывает увеличение его объема, а следовательно, и насыщенности порового пространства жидкой фазой, Увеличение последней ведет к увеличению проницаемости коллектора по отношению к конденсату. т,е. появляются условия, способствующие движению конденсата по пласту и в жидкой фазе.

Значительные объемы двуокиси углерода могут быть получены при реализации подземного горения нефти в карбонатном коллекторе при достижении температур в очаге горения, превышающих температуру

1629504

Составитель В, Кошкин

Техред М.Моргентал Корректор М.Демчик

Редактор И. Дербак

Заказ 419/ДСП Тираж 359 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 термического разложенйя карбонатов .

l 600 С).

В случае с терригенным коллектором температуру в очаге горения необходимо поддерживать выше температуры испарения конденсата в зоне дренирования газовой части пласта.

Таким образом, реализация предлагаемого способа по сравнению с известным позволяет повысить конденсатоотдачу пластов до 64, Формула изобретения тСпособ разработки гаэоконденсатной залежи с подстилаемой нефтяной оторочкой, включающий отбор углеводородов из газовой части пласта и из нефтяной оторочки через добывающие скважины с последующим снижением давления до начала конденсации газа, отличающийся тем, что, с целью повышения углеводородоотдачи за счет дополнительного извлечения выпавшего в пласте конденсата, отбор газа иэ

; аэовой части пласта осуществляют до начала максимальной конденсации газа в области газонефтяного контакта, прекращают о бор нефти из добывающих скважин, нахЬдящихся в нефтяной оторочке, и создают врез зти скважины очаг г рения в нефтяной оторочке, а добывающие скважины, находящиеся в газовой части пласта,переводят на интенсивный отбор углеводородов, причем толфину зоны дренирования углеводородов добывающих скважин газовой час5 ти пласта от газонефтяного контакта и выше находят по зависимости

0 с:с. Г т

10 где h-толщина зоны дренирования газовой части пласта;

Π— тепловая энергия, рассеиваемая от очага горения в вышележащую часть пласта:

F — площадь контакта нефтяной отороч15 ки с газовой частью пласта;

Сл — теплоемкость породы;

ЛТ вЂ” прирост температуры зоны дренирования, 2, Способ r o и 1, отличающийся

20 тем, что в нефтяной отсрочке, представленной карбонатным коллектором, температуру в очаге горения поддерживают выше температуры разложения карбонатов.

3. Способ по п.1, отличающийся

25 тем, что в нефтяной отсрочке, представленной терригенным коллектором, температуру в очаге горения поддерживают выше температуры испарения конденсата в зоне дренирования газовой части пласта.