Способ разработки нефтегазовой залежи

Способ разработки нефтегазовой залежи

Реферат

 

Изобретение относится к разработке нефтегазовых залежей, в частности к способам разработки нефтегазовых залежей с узкими нефтяными зонами. Нефтяная зона залежи разбуривается рядом чередующихся нагнетательных и добывающих скважин. Через нагнетательные скважины закачивают вытесняющий агент с целью перемещения газонефтяного контакта на расстояние, где нефтенасыщенность равна остаточной при вытеснении нефти вытесняющим агентом из нефтяной зоны. Неподвижность газонефтяного контакта обеспечивают за счет компенсации объемов добычи нефти закачкой вытесняющего агента. 1 з. п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к разработке нефтегазовых залежей, в частности к способам разработки нефтегазовых залежей с узкими нефтяными зонами.

Известен способ разработки нефтегазовой залежи, предусматривающий опережающую разработку нефтяной зоны при поддержании пластового давления за счет приконтурного нагнетания воды, причем добычу нефти осуществляют в объемах, компенсируемых одновременной закачкой. При этом газонефтяной контакт остается неподвижным [1] Недостатком способа является низкая эффективность его применения на газонефтяных залежах с узкими нефтяными оторочками вследствие прорыва газа в добывающие скважины.

Наиболее близким к предлагаемому является способ разработки нефтегазовой залежи, заключающийся в разбуривании нефтяной зоны добывающими скважинами, отборе нефти через добывающие скважины и перемещении газонефтяного контакта в газовую зону [2] Способ предусматривает одновременную добычу нефти и газа. Причем отбор газа превышает отбор нефти, что приводит к перемещению газонефтяного контакта в газовую шапку.

Недостатком этого способа является низкая нефтеотдача вследствие ухода нефти в газонасыщенную часть пласта.

Целью изобретения является повышение нефтеотдачи нефтегазовых залежей с узкими нефтяными зонами.

Цель достигается тем, что в способе разработки нефтегазовой залежи, включающем разбуривание нефтяной зоны добывающими скважинами, отбор нефти через добывающие скважины, перемещение газонефтяного контакта в газовую зону, дополнительно бурят нагнетательные скважины в нефтяной зоне, чередуя с добывающими скважинами, перемещение газонефтяного контакта производят до начала отбора нефти закачкой вытесняющего агента через нагнетательные скважины на расстояние, где нефтенасыщенность равна остаточной при вытеснении нефти вытесняющим агентом из нефтяной зоны, обеспечивают неподвижность газонефтяного контакта за счет компенсации объемов добычи нефти закачкой вытесняющего агента.

Отбор нефти и закачку вытесняющего агента можно производить периодически, причем момент перехода от закачки к отбору определяют перемещением газонефтяного контакта в газовую зону на расстояние, где нефтенасыщенность равна остаточной при вытеснении нефти вытесняющим агентом из нефтяной зоны, а момент перехода от отбора к закачке повышением содержания газа в продукции добывающих скважин.

В нефтегазовой залежи нефтяная зона подстилается подошвенной водой водоносной зоны, а сверху над нефтяной зоной расположена газовая шапка.

По многим нефтегазовым залежам газовая шапка содержит нефть, насыщенность нефтью газовой шапки достигает 20-40% Исследования показали, что насыщенность нефтью газовой шапки не постоянна, а изменяется в пределах от максимальной на начальной поверхности газонефтяного контакта до минимальной в наивысшей точке газовой шапки.

В газовой шапке можно выделить поверхность, которая является поверхностью равных значений насыщенности нефтью газовой шапки. При этом существует такая поверхность в газовой шапке, на которой насыщенность нефтью равна остаточной насыщенности после вытеснения нефти вытесняющим агентом из нефтяной зоны.

На фиг. 1 изображена схема разбуривания нефтяной зоны залежи; на фиг. 2 то же, газовой зоны залежи; на фиг. 3 схема прорыва газа газовой шапки в добывающие скважины; на фиг. 4 график зависимости газового фактора от буферного давления.

На начальной стадии нефтяную зону залежи разбуривают рядом чередующихся добывающих и нагнетательных скважин (фиг.1) и начинают закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины. Вследствие этого начинается перемещение газонефтяного контакта в газовую зону залежи (фиг.2). При этом газонефтяной контакт имеет криволинейную поверхность.

Перемещение водонефтяного контакта в водоносную часть залежи будет незначительным, так как соотношение вязкостей нефти и воды меньше, чем нефти и газа.

По мере того, как газонефтяной контакт переместится на расстояние L, т. е. достигнет поверхности, на которой нефтенасыщенность S_н равна остаточной нефтенасыщенности после вытеснения нефти вытесняющим агентом из нефтяной зоны S_н.ост, начинают добычу нефти через добывающие скважины.

Линии тока пластовых флюидов к добывающим скважинам будут идти не только в направлении, перпендикулярном газонефтяному контакту, но и в большей степени от нагнетательных скважин к добывающим, что обеспечивает более полное вытеснение нефти из нефтяной зоны в отличие от ранее известных способов.

Далее осуществляют одновременный отбор нефти и закачку вытесняющего агента таким образом, чтобы обеспечить неподвижность газонефтяного контакта на уровне поверхности, на которой нефтенасыщенность (S_н) равна остаточной нефтенасыщенности после вытеснения нефти вытесняющим агентом из нефтяной зоны (S_н.ост.).

При реализации способа возможны случаи прорыва газа газовой шапки в добывающие скважины (фиг. 3), что связано со свойствами коллектора и насыщающих его флюидов. При этом увеличивается содержание газа в продукции добывающих скважин, а фазовая проницаемость коллектора по нефти резко снижается.

Практика эксплуатации и проведенные расчеты позволили сделать вывод о том, что повышение содержания газа в добываемой продукции характеризуется повышением давления на устье добывающих скважин. На основании результатов исследования скважин можно построить зависимость давления на устье скважины от газового фактора, согласно которой повышение давления на устье скважины более 3,0 МПа свидетельствует о прорыве газа в добывающие скважины (фиг.4).

В таком случае отбор нефти при повышении содержания газа в продукции добывающих скважин прекращают, а закачку вытесняющего агента продолжают до тех пор, пока газонефтяной контакт не достигнет поверхности, на которой нефтенасыщенность S_н равна остаточной при вытеснении нефти вытесняющим агентом из нефтяной зоны S_н.ост. После этого закачку вытесняющею агента прекращают и начинают отбор нефти из добывающих скважин до повышения содержания газа в продукции добывающих скважин, т.е. до повышения давления на устье добывающих скважин более 3,0 МПа.

Таким образом осуществляют периодическую закачку вытесняющего агента и периодический отбор нефти.

На фиг. 1 представлена схема разбуривания нефтегазовой залежи. Нефтяную зону 2 с газовой шапкой 1, подстилаемую подошвенной водой водоносной зоны 3, разбуривают рядом чередующихся нагнетательных 4 и добывающих 5 скважин. На фиг. 2 представлена схема перемещения газонефтяного контакта в газовую зону при закачке вытесняющего агента; на фиг. 3 в случае прорыва газа в добывающие скважина; на фиг. 4 показана зависимость давления на устье скважины от газового фактора.

П р и м е р 1. Узкая, шириной 350 м и толщиной 8 м нефтяная зона нефтегазовой залежи (фиг.2,3) разбуривается рядом чередующихся добывающих и нагнетательных скважин с расстоянием между скважинами, pавным 500 м, на равном расстоянии от начальных положений газонефтяного и водонефтяного контактов. Физические свойства коллектора и насыщающих его флюидов следующие: проницаемость 0,3 мкм²; вязкость нефти 1,5 МПас; вязкость воды 0,5 мПа с; вязкость газа 0,025 мПас; начальная нефтенасыщенность оторочки 0,7; средняя начальная нефтенасыщенность газовой зоны 0,1.

Остаточная нефтенасыщенность после вытеснения нефти водой из нефтяной зоны S_н.ост по данным лабораторных исследований керна составила 20% Расчетным путем на двумерной модели трехфазной фильтрации определяется расстояние между поверхностью начального газонефтяного контакта (ГНК) и поверхностью, в пределах которой S_н S_н.ост. В данном примере L 150 м. Исходя из этого рассчитывают объем закачки вытесняющего агента и соответственно приемистость нагнетательных Q_наг 800 м³/сут. В примере вытесняющим агентом является вода.

Начинают закачку воды через нагнетательные скважины. При этом ГНК начинает перемещаться вверх в газовую шапку со скоростью 500 м/год. Через 3,6 мес после того, как ГНК переместится на 150 м, т.е. достигнет поверхности, в пределах которой S_н S_н.ост, начинают добычу нефти из добывающих скважин Q_доб 50-120 т/сут. Скважины, находящиеся ближе к нагнетательным, будут иметь дебит больше (Q 120 т/сут), чем скважины, находящиеся между добывающими (Q 50 т/сут).

Одновременный отбор нефти через добывающие скважины с дебитом Q_доб 50-120 т/сут и закачка воды через нагнетательные скважины с дебитом Q_наг 800 м³/сут обеспечит неподвижность ГНК на уровне поверхности, в пределах которой S_н S_н.ост. Способ реализуется до экономически обоснованной величины обводненности добываемой продукции.

П р и м е р 2.Узкая, шириной 350 м и толщиной 8 м нефтяная зона нефтегазовой залежи (фиг.2,3) разбуривается рядом чередующихся добывающих и нагнетательных скважин с расстоянием между скважинами, равным 500 м, на равном расстоянии от начальных положений газонефтяного и водонефтяного контактов. Физические свойства коллектора и насыщающих его флюидов следующие: проницаемость 0,45 мкм²; вязкость нефти 1,5 МПас; вязкость воды 0,5 мПа с; вязкость газа 0,025 мПа ; начальная нефтенасыщенность оторочки 0,7; средняя начальная нефтенасыщенность газовой зоны 0,1.

Остаточная нефтенасыщенность после вытеснения нефти водой из пласта составляет S_н.ост 20% Расчетным путем на двумерной модели трехфазной фильтрации определяется расстояние L 150 м. Исходя из этого рассчитывают объем закачки воды и соответственно приемистость нагнетательных скважин Q_наг. 1200 м³/cут.

Начинают закачку воды через нагнетательные скважины. При этом ГНК начинает перемещаться вверх в газовую шапку со скоростью 750 м/год. Через три месяца после того, как ГНК переместится на 150 м, т.е. прекращают закачку воды и начинают добычу нефти из добывающих скважин Q_доб80-150 т/сут. ГНК начинает перемещаться в обратном направлении к добывающим скважинам до прорыва газа в скважины. При этом содержание газа в продукции добывающих скважин повышается, о чем свидетельствует повышение давления на устье добывающих скважин. Поэтому после начала добычи нефти следят за давлением на устье этих скважин. Как только давление на устье превысит 3,0 МПа, прекращают добычу нефти и переходят на закачку воды с дебитом Q_наг 1200 м³/сут.

При этом ГНК опять начинает перемещаться вверх в газовую шапку. Как только ГНК достигнет поверхности, на которой S_н S_н.ост, т.е. переместится на 150 м, заканчивают закачку воды и начинают добычу нефти опять же до повышения давления на устье добывающих скважин более 3,0 МПа. Периодичность операций по закачке воды и отбору нефти осуществляют до экономически обоснованной величины обводненности добываемой продукции.

Преимуществом предлагаемого технического решения по сравнению с прототипом является повышение нефтеотдачи нефтегазовых залежей с узкими нефтяными зонами. Способ позволяет повысить нефтеотдачу узких нефтяных оторочек на 10-15% Это связано с тем, что линии тока нефти к добывающим скважинам будут идти не только в направлении, перпендикулярном ГНК, но и, в основном, от нагнетательных скважин к добывающим. Такое движение нефти обеспечивает более полное ее вытеснение из нефтяной зоны, препятствует конусообразованию, преждевременному прорыву газа в добывающие скважины, уходу нефти в газонасыщенные части пласта и потерям из-за рассеивания ее в газовой шапке.

Формула изобретения

1. СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖИ, включающий разбуривание нефтяной зоны добывающими скважинами, отбор нефти через добывающие скважины и перемещение газонефтяного контакта в газовую зону, отличающийся тем, что дополнительно бурят нагнетательные скважины в нефтяной зоне, чередуя с добывающими скважинами, а перемещение газонефтяного контакта производят до начала отбора нефти закачкой вытесняющего агента через нагнетательные скважины на расстояние, где нефтенасыщенность равна остаточной при вытеснении нефти вытесняющим агентом из нефтяной зоны, при этом обеспечивают неподвижность газонефтяного контакта за счет компенсации объемов добычи нефти закачкой вытесняющего агента.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что отбор нефти и закачку вытесняющего агента производят периодически, причем момент перехода от закачки к отбору определяют перемещением газонефтяного контакта в газовую зону на расстояние, где нефтенасыщенность равна остаточной при вытеснении нефти вытесняющим агентом из нефтяной зоны, а момент перехода от отбора к закачке - повышением содержания газа в продукции добывающих скважин.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4