RU2014441C1

RU2014441C1 - Способ разработки неоднородной по насыщенности газовой залежи

Info

Publication number: RU2014441C1
Authority: RU
Inventors: Х. Ханкулиев; Я.Э. Какаев; Р.Х. Шаипов
Original assignee: Институт "Туркменгазтехнология"
Priority date: 1991-11-04
Filing date: 1991-11-04
Publication date: 1994-06-15

Abstract

Сущность изобретения: в случае неоднородной по насыщенности газовой залежи горизонтальным стволом добывающей скважины вскрывают зону повышенной водонасыщенности. Горизонтальный ствол перфорируют вблизи зоны с кондиционной водонасыщенностью. Снижение давления в зоне отбора производят до прорыва газа из зоны с кондиционной водонасыщенностью. Прорвавшийся газ обеспечивает вынос жидкости из ствола скважины до увеличения проницаемости по газу. При увеличении газового фактора увеличивают зону перфорации. 1 ил.

Description

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых месторождений при наличии в них зоны с повышенной водонасыщенностью.

В разрезе продуктивного пласта некоторых газовых и газоконденсатных залежей встречаются пропластки (или пласты), имеющие зону с повышенной водонасыщенностью внутри газового поля. Разработка этих зон вертикальными скважинами затруднена из-за низких дебитов по газу, вызванных пониженной проводимостью этих зон, приводящих к самопроизвольной остановке скважин вследствие недостаточной скорости восходящего потока газа для выноса поступающей на забой жидкости.

Известен способ разработки нефтяных и газовых залежей с применением горизонтальной скважины, позволяющий увеличить площадь притока пластового флюида к скважине и дренируемость разреза продуктивного пласта.

Однако при существующих системах разработки горизонтальными скважинами для решения перечисленных выше задач их располагают без учета характера изменения газо- и водонасыщенности.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки обводненных зон залежей через эксплуатационные скважины, предусматривающий уменьшение фазовой проницаемости для жидкости путем снижения пластового давления в зоне отбора по сравнению с давлением заводнения совместной добычей газожидкостной смеси [1].

Недостатком данного способа является то, что применение его для случая ограниченной зоны повышенной водонасыщенности становится неэффективным из-за меньшей площади контакта скважина-пласт, поэтому низкие дебиты скважины, а для выноса, необходимого для снижения давления объема жидкости, требуется большое количество скважин.

Цель изобретения - повышение коэффициента конечной газоотдачи за счет увеличения охвата залежи дренированием и фазовой проницаемости для газа в зоне с повышенной водонасыщенностью.

Достигается это тем, что согласно способу разработки неоднородной по насыщенности газовой залежи, включающему совместный отбор газожидкостной смеси через добывающие скважины из зон с повышенной водонасыщенностью и снижение давления в зоне отбора, продуктивный пласт вскрывают в зоне с повышенной водонасыщенностью горизонтальной скважиной до границы раздела зон с повышенной и кондиционной водонасыщенностями, затем перфорируют скважину на забое, осуществляют отбор газожидкостной смеси из зоны с повышенной водонасыщенностью, создавшимся перепадом давления обеспечивают прорыв газа из зоны с кондиционной водонасыщенностью, вынос им жидкости с забоя скважины и увеличение фазовой проницаемости для газа.

Новизной предлагаемого изобретения является возможность использования горизонтальных скважин для выравнивания степени насыщения газом зон с различными газо- и водонасыщенностями.

При просмотре аналогичных технических решений заявленная совокупность существующих признаков, позволяющих достигнуть цели изобретения, авторами не обнаружена, следовательно, предлагаемое решение соответствует критерию изобретения "изобретательский уровень".

На чертеже изображена принципиальная схема осуществления предлагаемого способа разработки неоднородной по насыщенности газовой залежи.

Способ осуществляется следующим образом. Продуктивный пласт 1, имеющий зону 2 с повышенной водонасыщенностью, вскрывается бурением горизонтальной скважины 3 до границы зоны 4 с кондиционной водонасыщенностью. По результатам исследований определяются фазовые проницаемости для газа и воды в зоне 2 с повышенной водонасыщенностью. Вначале перфорацией вскрывается часть зоны 2 с пониженной фазовой проницаемостью для газа, начиная от границы зоны 4 с кондиционной водонасыщенностью. При этом длина интервала перфорации устанавливается так, чтобы выполнялось условие v_газ ≥ v_min, т.е. скорость восходящего газового потока на башмаке НКТ должна быть больше, либо равна минимально необходимой скорости для выноса поступающей на забой жидкости. После вызова притока вместе с газом начинается поступление и жидкой фазы (воды). По мере отбора газожидкостной смеси из зоны 2 с повышенной водонасыщенностью создается перепад давления между зонами 2 и 4 с различными водонасыщенностями, что в свою очередь вызывает вытеснение жидкости из зоны 2 с повышенной водонасыщенностью к забою скважины 3. Поскольку перфорацией вскрывается границы 2 и 4 зон, практически мгновенно происходит прорыв газа из зоны 4 с кондиционной водонасыщенностью к скважине 3, который облегчает условие выноса поступающей жидкости из зоны 2 с повышенной водонасыщенностью на поверхность. Для поступления газа из верхней части зоны 4 к забою скважины необходимо преодолеть расстояние до верхних дыр интервала перфорации, вытесняя при этом жидкость из зоны 2 с повышенной водонасыщенностью. Вытеснению жидкости вниз по наклонной плоскости, кроме перепада давления, способствуют и гравитационные силы.

После увеличения газового фактора скважины в три-четыре раза по сравнению с начальным значением интервал перфорации увеличивается на половину первоначального в верхнем направлении зоны 2 с повышенной водонасыщенностью.

По мере вытеснения жидкости газом из зоны 4 с кондиционной водонасыщенностью высвобожденный поровый объем постепенно наполняется газовой фазой, что приводит к увеличению фазовой проницаемости для последней. После достижения равновесной насыщенности смачивающей фазы (т.е. за фронтом вытеснения жидкая фаза неподвижная) по всему объему зоны 2 с повышенной водонасыщенностью в скважину 3 начинает поступать только газовая фаза. Тем самым достигается увеличение охвата залежи дренированием путем вовлечения в разработку газа из зоны 2 с повышенной водонасыщенностью, обеспечивающие в дальнейшем равномерную отработку всей залежи.

П р и м е р. В наклонном продуктивном пласте Советабадского ГКМ толщиной 4 м, с абсолютной проницаемостью 0,1 мкм², газонасыщенностью S_г= 0,7 имеется зона с повышенной водонасыщенностью длиной 500 м. Газонасыщенность в этой зоне равна S_г = 0,4. Относительная фазовая проницаемость для газа в зонах с остаточными водонасыщенностями 0,3 и 0,6 соответственно равняются 0,90 и 0,25. В зоне с повышенной водонасыщенностью относительная фазовая проницаемость для жидкости равняется 0,15. Пластовое давление 35,0 МПа. Зона с повышенной водонасыщенностью вскрывается бурением горизонтальной скважины. Минимальный дебит газа q_min, который может обеспечивать вынос жидкости с забоя скважины, определяется согласно формуле
q_min=

=

= 801×10³м/сут , где Р - давление у башмака НКТ, кгс/см²;
d_вн. - внутренний диаметр НКТ, см;
Т - температура, К;
Z - коэффициент сверхсжимаемости газа;
v_min - критическая скорость, обеспечивающая вынос поступающей на забой жидкости, м/с.

Вначале перфорацией вскрывается 100 м в нижней части зоны с повышенной водонасыщенностью. Дебиты газа и жидкости при начальном значении фазовых проницаемостей, согласно формуле Дюпюи, равняются соответственно 1200 х 10³ м³/сут и 164 м³/сут (здесь и далее для удобства сравнения результатов расчеты дебитов газа и жидкости проводились при постоянной депрессии на пласт, равной 0,5 МПа). Газовый фактор при этом равняется Г = 1200 х x10³/164 = 7317 м³/м³. При прорыве газа до середины интервала перфорации (50 м) при принятых условиях дебиты по газу и жидкости становятся равными соответственно 2790 х 10³м³/сут и 82 м³/сут, т.е. газовый фактор увеличился в 4,6 раза. После этого интервал перфорации увеличивается на 50 м и т.д.

Дебит газа после полного выравнивания фазовых проницаемостей во всех зонах интервала перфорации равняется 6555 х x10³ м³/сут. Максимально возможный дебит по газу определяется, исходя из пропускной способности НКТ и потребного давления на устье скважины для подачи газа по внутреннему газосборному коллектору.

В результате вовлечения в разработку зоны с повышенной водонасыщенностью из нее добывается газ в объеме
V

0,4×0,2× Здесь F - площадь зоны с повышенной водонасыщенностью, м²;
α_г, m, h - значения газонасыщенности, пористости и эффективная газонасыщенная толщина пласта в зоне;
Р_н, Р_заб. и Р_ст. - приведенные начальное давление, давление забрасывания и давление в стандартных условиях;
Т_ст., Т_пл. - температуры стандартная и пластовая.

Claims

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНОЙ ПО НАСЫЩЕННОСТИ ГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖИ, включающий совместный отбор газожидкостной смеси через добывающую скважину из зоны с повышенной водонасыщенностью и снижение давления в зоне отбора, отличающийся тем, что зону повышенной водонасыщенности вскрывают горизонтальным стволом добывающей скважины до границы с кондиционной водонасыщенностью, затем горизонтальный ствол перфорируют на забое, а снижение давления в зоне отбора производят до прорыва газа из зоны с кондиционной водонасыщенностью, при этом прорвавшимся газом обеспечивают вынос жидкости из ствола скважины до увеличения проницаемости по газу, а по мере увеличения газового фактора увеличивают зону перфорации.