СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ИЛИ ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ ЗАЛЕЖИ
OIL OR GAS CONDENSATE FIELD DEVELOPMENT METHOD

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам разработки нефтяных или газоконденсатных залежей.
Известен способ добычи нефти при разработке нефтяного месторождения, заключающийся в эксплуатации скважин газлифтным способом [см. Справочник по добыче нефти. / В.В.Андреев, К.Р.Уразанов, В.У.Далимов и др.; Под ред. К.Р.Уразанова. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000 г. стр.62-85]. Недостатками указанного способа являются падающие дебиты нефти при постоянном снижении пластового давления, при этом наступает равенство давления на забое, создаваемое нагнетаемым газом, давлению, обеспечивающему приток нефти из пласта к скважине, после чего добыча нефти прекращается.
Известен способ добычи нефти путем закачивания газа в газовую шапку залежи с целью поддержания пластового давления [см. Крылов А.П., Глоговский М.М., Мирчинк М.Ф., Николаевский Н.М., Чарный И.А. «Научные основы разработки нефтяных месторождений». - Москва - Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004 г. стр.186]. Недостатком указанного способа является необходимость создания в газовой шапке высокого давления, идущего на площадное оттеснение нефти к подошве пласта, повышая пластовое давление и совершая ее вытеснение к скважине. При отборе нефти в околоствольной зоне скважин давление всегда меньше пластового, вследствие чего газ быстро прорывается к эксплуатационным скважинам, образуется газовый конус и прекращается приток нефти к скважине.
Известен способ добычи нефти при одновременном нагнетании воды в водоносную область, расположенную в подошвенной части нефтяной залежи, и нагнетании газа в газовую шапку для поддержания пластового давления при отборе нефти [см. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. - М: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2003 г. стр.173-175]. Недостатками известного способа являются: уход воды в водоносную область; эксплуатационные скважины обводняются при движении воды по трещинам к добывающим скважинам, не создавая общего фронта вытеснения нефти из пласта, и добыча нефти прекращается.
Наиболее близким по совокупности признаков к заявляемому способу является способ разработки нефтяной залежи, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку газа и воды в нагнетательные скважины в три этапа и отбор нефти из добывающих скважин [патент РФ №2142045, 1998 г.]. Недостатками известного способа являются: для осуществления газового заводнения необходимо вслед за широкой оторочкой газа закачивать воду и осуществлять чередование нагнетания то газа, то воды, вследствие чего имеется большая вероятность прорыва нагнетаемого газа в газовую шапку залежи и уход воды в водоносную область.
Техническая задача - создание способа, позволяющего решить проблему максимального извлечения нефти из нефтяного месторождения или ретроградного конденсата, выпавшего в пласте.
Технический результат - повышение максимального коэффициента извлечения нефти или конденсата.
Он достигается тем, что нагнетательные газовые скважины бурят в зоне расположения водонефтяного контакта так, чтобы нагнетаемый газ вытеснял нефть из пласта от поверхности раздела нефть-вода к забоям эксплуатационных скважин 1-ого ряда и совершал работу по подъему газонасыщенной нефти в фонтанном подъемнике, причем в качестве нагнетательных газовых скважин могут быть использованы скважины, применявшиеся под нагнетание воды в пласт для поддержания пластового давления на начальном этапе разработки месторождения; нагнетательные скважины для закачивания воды или другой жидкости с большей плотностью, чем у нефти, расставляют в купольной зоне залежи нефти, причем в качестве нагнетаемой жидкости используют воду или легкие углеводороды, переводимые в жидкое состояние под давлением и закачиваемые в пласт вместе с водой или раздельно; эксплуатационные скважины располагают рядами, причем 1-ый ряд вблизи нагнетательных газовых скважин и далее 2-ой, 3-ий ряды вверх по напластованию и так далее до последнего ряда, находящегося в купольной зоне на расстоянии от нагнетательных скважин для закачивания жидкости, в два раза превышающем расстояние между рядами эксплуатационных скважин, чтобы увеличить радиус вытеснения нефти нагнетаемой жидкостью; что добычу смеси нефти и газа продолжают до тех пор, пока добывающие скважины не перейдут на газ, после чего их переводят под нагнетание газа и включают под добычу нефти другой ряд эксплуатационных скважин, а конденсат, выпавший в пласте, добывают аналогично механизму добычи нефти путем нагнетания газа на контакт конденсат-вода, но без закачивания жидкости в купольную зону залежи.
Предлагаемый способ осуществляется следующим образом: вначале изучают геологический разрез залежи и выбирают наиболее пониженные участки крыльев залежи, находящиеся на контакте нефть-вода; затем на этих участках расставляют нагнетательные газовые скважины, а в купольной зоне месторождения располагают нагнетательные скважины для закачивания воды или другой жидкости с большей плотностью, чем у нефти (например, легких углеводородов, переводимых в жидкое состояние под давлением и закачиваемых в пласт вместе с водой или раздельно); эксплуатационные скважины располагают рядами, причем 1-ый ряд вблизи нагнетательных газовых скважин и далее 2-ой, 3-ий ряды вверх по напластованию и так далее до последнего ряда, находящегося в купольной зоне на расстоянии от нагнетательных скважин для закачивания воды или жидкости, превышающем в два раза расстояние между рядами эксплуатационных скважин, чтобы увеличить радиус вытеснения нефти нагнетаемой жидкостью; закачивают газ в нагнетательные газовые скважины, который вытесняет нефть из пласта от поверхности раздела нефть-вода к забоям эксплуатационных скважин 1-ого ряда и совершает работу по подъему газонасыщенной нефти в фонтанном подъемнике; одновременно с нагнетанием газа закачивают воду или другую жидкость с большей плотностью, чем у нефти, (например, легкие углеводороды, переводимые в жидкое состояние под давлением и закачиваемые в пласт как вместе с водой, так и раздельно) в купольную зону пласта в объеме, равном объему добываемой нефти; нагнетаемый газ, поступая на контакт нефть-вода, при своем движении вверх охватывает нефть, расположенную в нижней части на крыльях залежи и часть нефти, вытесненную жидкостью, из купольной зоны; газ и воду (или другую жидкость) нагнетают до тех пор, пока эксплуатационные скважины 1-ого ряда не перейдут газ, после чего их переводят под нагнетание газа, а 2-ой ряд добывающих скважин вводят в эксплуатацию; процесс отбора нефти продолжают, переводя ряды эксплуатационных скважин под нагнетание газа, до тех пор, пока добывающие скважины последнего ряда не перейдут газ; на завершающем этапе в купольной зоне прекращают нагнетание воды (или другой жидкости) и переводят нагнетательные водяные скважины под добычу нефти; добычу конденсата осуществляют аналогично вышеописанному механизму добычи нефти путем нагнетания газа на контакт вода-конденсат, но без нагнетания воды в купольную зону.
Пример 1.
Для создания максимально эффективных условий вытеснения нефти из пласта газ нагнетали по контуру питания на контакт нефть-вода, определяемому в начале разработки залежи. Закачивание газа производили в нагнетательные скважины, расположенные в зоне водонефтяного контакта. Начальное давление нагнетания газа приняли равным сумме статического давления столба нефти по вертикали от устья добывающей скважины, расположенной в 1-ом ряду, до нижних дыр перфорации нагнетательных газовых скважин и давления, необходимого для сепарации нефти и газа. В купольной зоне залежи располагали ряд нагнетательных скважин для закачивания воды. Эксплуатационные скважины размещали рядами, причем 1-ый ряд вблизи нагнетательных газовых скважин и далее 2-ой, 3-ий ряды вверх по напластованию и так далее до последнего ряда, находящегося в купольной зоне на расстоянии от нагнетательных водяных скважин, в два раза превышающем расстояние между рядами эксплуатационных скважин, чтобы увеличить радиус вытеснения нефти нагнетаемой водой. После завершения подготовительных работ, в соответствии с расчетным давлением нагнетали газ высокого давления в нагнетательные газовые скважины, который двигался вверх по напластованию, вытесняя нефть в зону перфорации добывающих скважин 1-ого ряда, устье которых было связано напрямую с сепаратором, и закачивали воду в купольную зону залежи. Объем воды приняли равным объему добываемой нефти предлагаемым способом. При нагнетании воды, она под действием сил гравитации опускалась по трещинам, вытесняя нефть, которая всплывала над поверхностью воды, смешивалась с нагнетаемым газом и поднималась вверх по напластованию к зонам перфорации 1-ого ряда скважин с минимальным забойным давлением и далее на дневную поверхность фонтанным способом. При эксплуатации скважин данным способом, после сепарации газонефтяной смеси газ подвергали осушке и под давлением снова закачивали в пласт. Продолжали добывать нефть с примерно постоянным дебитом до тех пор, пока 1-ый ряд эксплуатационных скважин не перешел газ. Затем скважины 1-ого ряда переводили под нагнетание газа, а для добычи нефти использовали 2-ой ряд эксплуатационных скважин. После перевода добывающих скважин 2-ого ряда под нагнетание газа включали в работу 3-ий ряд эксплуатационных скважин для добычи нефти. Такой процесс добычи нефти продолжали до тех пор, пока последний ряд эксплуатационных скважин не перешел газ. На завершающем этапе в купольной зоне прекращали нагнетание воды и переводили нагнетательные водяные скважины под добычу нефти. По окончании разработки залежи конечный коэффициент извлечения нефти составил 96%.
Пример 2.
На газоконденсатном месторождении добычу конденсата осуществляли аналогично механизму добычи нефти по примеру 1 путем нагнетания метана на контакт вода-конденсат, но без нагнетания воды в купольную зону. Приняли 1-ый ряд добывающих скважин, расположенных вверху по направлению напластования, на расстоянии 1000 м от нагнетательных газовых скважин. Нагнетали газ, который вытеснял конденсат в зону расположения добывающих скважин и прорывался в эти скважины, создавая газоконденсатную смесь. Конденсат, расположенный выше, из купольной зоны стекал вниз под действием сил гравитации к забоям добывающих скважин, имеющих забойные давления меньшие пластового. Используя предлагаемый способ, добыли почти 90% конденсата и перевели газоконденсатное месторождение под подземное газохранилище.
Предлагаемый способ позволяет повысить максимальный коэффициент извлечения нефти или конденсата.
Пример 3.
Работы по добыче нефти осуществляли аналогично механизму добычи нефти по примеру 1, но газ и воду нагнетали в различные периоды времени. Сначала закачивали газ в зону водонефтяного контакта в соответствие с расчетными параметрами. Через 2 года приступили к нагнетанию воды в купольную зону. При этом было обнаружено, что вода дала дополнительный приток нефти к добывающим скважинам.
Пример 4.
На месторождении с вертикальным расположением пластов процесс добычи нефти осуществляли аналогично механизму добычи нефти по примеру 1 путем нагнетания воды в купольную зону, но без закачивания газа на контакт нефть-вода. В связи с тем, что продуктивный пласт не имел подошвенную воду, то нефть добывали за счет гравитационного вытеснения нагнетаемой водой от самой подошвы пласта до устья скважин.