RU2288354C2 - Способ комплексной разработки нефтяной залежи с газовой шапкой - Google Patents

Способ комплексной разработки нефтяной залежи с газовой шапкой Download PDF

Info

Publication number
RU2288354C2
RU2288354C2 RU2005101988/03A RU2005101988A RU2288354C2 RU 2288354 C2 RU2288354 C2 RU 2288354C2 RU 2005101988/03 A RU2005101988/03 A RU 2005101988/03A RU 2005101988 A RU2005101988 A RU 2005101988A RU 2288354 C2 RU2288354 C2 RU 2288354C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
oil
gas
wells
formation
bed
Prior art date
Application number
RU2005101988/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2005101988A (ru
Inventor
Олег Васильевич Глазков (RU)
Олег Васильевич Глазков
Лембит Виллемович Прасс (RU)
Лембит Виллемович Прасс
Original Assignee
Открытое акционерное общество "Томский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа Восточной нефтяной компании ВНК" ОАО "ТомскНИПИнефть"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Открытое акционерное общество "Томский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа Восточной нефтяной компании ВНК" ОАО "ТомскНИПИнефть" filed Critical Открытое акционерное общество "Томский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа Восточной нефтяной компании ВНК" ОАО "ТомскНИПИнефть"
Priority to RU2005101988/03A priority Critical patent/RU2288354C2/ru
Publication of RU2005101988A publication Critical patent/RU2005101988A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2288354C2 publication Critical patent/RU2288354C2/ru

Links

Images

Landscapes

  • Extraction Or Liquid Replacement (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяной залежи с газовой шапкой, предпочтительно на начальной стадии разработки нефтяной залежи. Обеспечивает уменьшение опасности прорыва попутного нефтяного газа из газовой шапки в добывающие скважины. Сущность изобретения: способ включает бурение наклонно направленных нагнетательных, добывающих и газовых скважин, закачку воды в нефтяной пласт через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и закачку попутного нефтяного газа в газовую шапку через газовые скважины. Согласно изобретению при вертикальной проницаемости нефтяного пласта, составляющей 0,5-0,8 от ее горизонтальной проницаемости, бурят на начальной стадии разработки на наиболее продуктивной части залежи одну, по меньшей мере, добывающую скважину с одним, по меньшей мере, горизонтальным стволом. В наклонно направленных добывающих скважинах выполняют изоляцию нижней части газовой шапки призабойной зоны, контактирующей с нефтяным пластом, на толщину и глубину, не меньшие радиуса падения пластового давления в призабойной зоне пласта при отборе нефти. Это такой радиус призабойной зоны пласта, в которой депрессия на пласт на 50%, по меньшей мере, ниже разности пластового и забойного давлений в скважине. При этом изоляцию выполняют в первую очередь в скважинах с максимальной депрессией на призабойную зону пласта. Через нагнетательные скважины закачивают попеременно в нефтяной пласт подтоварную или сеноманскую воду и попутный нефтяной газ. 2 ил.

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяной залежи с газовой шапкой, предпочтительно на начальной стадии разработки нефтяной залежи.
На начальной стадии разработки нефтяной залежи существует опасность прорыва газа из газовой шапки в добывающие скважины, при этом газовый фактор увеличивается со 150-200 м33 до величин порядка 1000-2500 м33, что приводит к вынужденной остановке скважины, кроме этого, в нефтяном пласте образуются оторочки с высоким остаточным запасом нефти. И при вертикальной проницаемости нефтяного пласта (0,6-0,8 от горизонтальной проницаемости) коэффициент извлечения нефти из нефтяной залежи низкий - не более 0,4.
Известен способ разработки нефтяного пласта с водонапорным режимом и высокопроницаемыми коллекторами в подошвенной части пласта путем закачки воды через нагнетательные скважины и отбора пластовых флюидов через добывающие скважины (Авт. свид. СССР №1009126, Е 21 В 43/20, 1982).
Недостаток способа заключается в том, что вытеснение нефти только водой вызывает образование в пласте оторочек с большим остаточным запасом нефти.
В качестве прототипа выбран комплексный способ разработки нефтяной залежи с газовой шапкой, включающий бурение наклонно направленных нагнетательных, добывающих и газовых скважин, закачку воды в нефтяной пласт через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и закачку попутного нефтяного газа в газовую шапку над залежью нефти через газовые скважины (Щелкачев В.Н. Состояние добычи нефти и внедрения методов повышения нефтеотдачи пластов за рубежом. Серия "Нефтепромысловое дело", М.: ВНИИОНГ, 1985, с.19-26).
Недостатки этого способа: низкий коэффициент извлечения нефти (не более 0,4) из-за образования оторочек с высоким остаточным запасом нефти, образование газовых конусов в призабойной зоне пласта (ПЗП) добывающих скважин, а также повышение опасности прорыва газа из газовой шапки в добывающие скважины.
Предлагаемое изобретение направлено на решение задачи уменьшения опасности прорыва попутного нефтяного газа из газовой шапки в добывающие скважины.
Технический результат, реализуемый при использовании данного изобретения, - повышение коэффициента извлечения нефти, уменьшение опасности прорыва попутного нефтяного газа из газовой шапки в добывающие скважины.
Технический результат достигается тем, что в способе комплексной разработки нефтяной залежи с газовой шапкой, включающем бурение наклонно направленных нагнетательных, добывающих и газовых скважин, закачку воды в нефтяной пласт через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и закачку попутного нефтяного газа в газовую шапку через газовые скважины, согласно изобретению при вертикальной проницаемости нефтяного пласта, составляющей 0,5-0,8 от ее горизонтальной проницаемости, бурят на начальной стадии разработки на наиболее продуктивной части залежи одну, по меньшей мере, добывающую скважину с одним, по меньшей мере, горизонтальным стволом, а в наклонно направленных добывающих скважинах выполняют изоляцию нижней части газовой шапки призабойной зоны, контактирующей с нефтяным пластом, на толщину и глубину, не меньшие радиуса падения пластового давления в призабойной зоне пласта при отборе нефти, то есть такого радиуса призабойной зоны пласта, в которой депрессия на пласт на 50%, по меньшей мере, ниже разности пластового и забойного давлений в скважине, при этом изоляцию выполняют в первую очередь в скважинах с максимальной депрессией на призабойную зону пласта, а через нагнетательные скважины закачивают попеременно в нефтяной пласт подтоварную или сеноманскую воду и попутный нефтяной газ.
Под радиусом падения пластового давления следует понимать условную величину радиуса призабойной зоны, в которой депрессия на пласт, по крайней мере, на 50% ниже разности пластового и забойного давления в скважине (Л.Х.Ибрагимов, И.Т.Мищенко, Д.К.Челоянц. Интенсификация добычи нефти. М.: Наука, 2000, с.52).
Объем закачиваемой воды, газа и их соотношения для поддержания пластового давления, т.е. для улучшения процесса вытеснения нефти из пласта и для обеспечения увеличения коэффициента извлечения нефти, рассчитываются опытным путем по каждой конкретной залежи. Попеременная закачка воды и газа в пласт обеспечивает сочетание эффективного вытеснения нефти газовой закачкой с макроскопическим продвижением путем заводнения и исключает образование оторочек с высоким остаточным запасом нефти. Следует отметить, что при закачке в пласт газа появляется эффект "газового подшипника", когда часть газа адсорбируется на поверхности пор, в результате уменьшается усилие перемещения жидкости по пласту.
Сущность данного предложения заключается в том, что бурение скважин, по меньшей мере, одним горизонтальным стволом на начальной стадии разработки на наиболее продуктивной части залежи существенно - в 3-4 раза - увеличивает добычу нефти из этих скважин по сравнению с наклонно направленными добывающими скважинами этого месторождения. Кроме того, уменьшается опасность прорыва газа из газовой шапки в эти скважины, т.к. отбор нефти идет по длине горизонтального ствола и перепад давления в газовой шапке и нефтяном пласте незначительный. Изоляция нижней части газовой шапки ПЗП вдоль газонефтяного контакта (ГНК) при условии, когда ширина и толщина зоны изоляции не менее радиуса падения давления в ПЗП, при отборе нефти существенно уменьшает опасность прорыва газа из газовой шапки в наклонно направленные добывающие скважины.
Изобретение поясняется чертежами, на которых изображено: фиг.1 - схема скважины с горизонтальными стволами; фиг.2 - схема изоляции притока газа.
Способ реализуется следующим образом. На начальной стадии разработки по результатам разведочного бурения и по данным геофизических исследований определяют наиболее продуктивную часть залежи, характеризующейся максимальной мощностью нефтяного пласта, высоким потенциальным дебитом добывающих скважин, отсутствием малопроницаемых пропластков, наличием газовой шапки. На указанном участке бурят, по меньшей мере, одну скважину, по меньшей мере, одним горизонтальным стволом. В соответствии с принятой системой разработки бурят наклонно направленные нагнетательные, добывающие и газовые скважины. Для устранения или уменьшения опасности прорыва газа из газовой шапки в наклонно направленные добывающие скважины выполняют изоляцию нижней части газовой шапки призабойной зоны, контактирующей с нефтяным пластом на толщину и глубину не меньше радиуса падения пластового давления в призабойной зоне пласта при отборе нефти. Это уменьшает перепад давления между нефтяным пластом и газовой шапкой вблизи добывающих скважин. Известно, что радиус зоны падения пластового давления в ПЗП низкопроницаемых коллекторов при отборе нефти составляет обычно 1,5-3,0 м, соответственно на такую же величину необходимо закачивать в газонасыщенный пласт (вдоль ГНК) изолирующий материал. В качестве изолирующей композиции можно использовать, например, водный раствор кремнийорганических соединений и/или эпоксидосодержащей жидкости с замедлителем, или жидкое стекло.
Особенно важно выполнить изоляцию ПЗП вдоль ГНК в наклонно направленных скважинах с большим газовым фактором (более 150 м33) для того, чтобы предотвратить возможный прорыв газа в скважину.
Разработку нефтяной залежи начинают попеременной закачкой в нагнетательные скважины воды и газа и отбором нефти из добывающих скважин. Для обеспечения закачки воды на начальной стадии разработки бурят скважины для добычи сеноманской воды. При отсутствии линии электропередачи для получения электроэнергии используют локальные источники электроэнергии, работающие на попутном нефтяном газе или на газе из газовой шапки. В дальнейшем значительное количество газа, добываемого с нефтью, закачивается высоконапорным газокомпрессором в газовую шапку.
Схема скважины с горизонтальными стволами (фиг.1) включает скважину 1 с одним горизонтальным стволом 2, пробуренным в нижней части нефтяного пласта 3. Вертикальный участок скважины 1 снабжен обсадной колонной 4, колонной НКТ 5 и проходит через газовую шапку 6 и газонефтяной контакт 7.
Схема изоляции притока газа в наклонно направленных добывающих скважинах 8 (фиг.2) содержит обсадную колонну 9, колонну насосно-компрессорных труб 10, снабженную на нижнем конце пакерами 11 и 12, установленными друг от друга на толщину зоны изоляции 13, причем нижний пакер 12 устанавливается на уровне газонефтяного контакта 7. Зону изоляции 13 формируют в нижней части 14 газовой шапки 6. НКТ 10 на межпакерном участке выполнена с перфорационными отверстиями 15 и имеет на торце перепускной клапан 16. Обсадная колонна 9 на участке нефтяного пласта 3 выполнена с перфорационными отверстиями 17, а на участке зоны изоляции 13 - с перфорационными отверстиями 18. Зона падения пластового давления 19 контактирует с обсадной колонной 9 и газонефтяным контактом 7.
Горизонтальный ствол 2 (фиг.1) скважины 1 бурят, предпочтительно, в устойчивых продуктивных нефтяных пластах. В этом случае нет необходимости крепления горизонтальных стволов 2 скважины 1 обсадной колонной 4. При отборе нефть поступает только в горизонтальные стволы 2, а вблизи призабойной зоны пласта образуется небольшой перепад давления, что уменьшает опасность прорыва газа из газовой шапки 6 в скважину 1.
Изоляцию притока газа (фиг.2) осуществляют следующим образом. Методом геофизических исследований определяют положение газонефтяного контакта 7. С учетом радиуса падения пластового давления в ПЗП определяют толщину зоны изоляции 13 и выполняют перфорацию обсадной колонны 9 на участке изоляции 13. Далее спускают НКТ 10 с пакерами 11 и 12 и перепускным клапаном 16, пакеруют перфорированный интервал 18 на обсадной колонне 9, удаляют скважинную жидкость из НКТ путем ее продавливания изолирующим материалом в зону изоляции. После этого закачивают в зону изоляции 13 газовой шапки 6 расчетное количество изолирующей композиции. Радиус закачки изолирующей композиции равен также радиусу падения давления пласта в ПЗП при отборе нефти из пласта 3.
Продавку изолирующей композиции в зону изоляции 13 газовой шапки 6 осуществляют продавочной жидкостью (технической водой) в расчетном объеме. Скважину оставляют под давлением закачки на 24 ч для полимеризации композиции. Затем распакеруют НКТ 10 и удаляют остатки материала изоляции из скважины 8.
Из многочисленных опытов известно, что радиус падения пластового давления в ПЗП добывающих скважинах равен 1,5-3,0 м. На этом участке происходит снижение депрессии на пласт порядка 50% разности пластового и забойного давления. Для уменьшения опасности прорыва газа из газовой шапки 6 в добывающую скважину 8 предлагается изолировать зону падения пластового давления 18 от газовой шапки 6 по газонефтяному контакту ГНК 7. Изоляцию ГНК следует выполнить в первую очередь в скважинах с максимальной депрессией на ПЗП, т.к. именно в этих скважинах существует наибольшая вероятность прорыва газа из газовой шапки. Дополнительным условием является наличие высокой вертикальной проницаемости нефтяного пласта 3 (0,5-0,8 от горизонтальной). При этом давление в газовой шапке 6 быстро падает. В этом случае также необходимо выполнить изоляцию ПЗП по ГНК 7 на начальной стадии разработки залежи.
Оптимальные условия внедрения предлагаемой технологии, этапов и основных параметров процесса определяются на основе гидродинамических расчетов по каждой конкретной залежи.
Таким образом, повышение коэффициента извлечения нефти при разработке нефтяной залежи с газовой шапкой обеспечивается применением многоствольных горизонтальных скважин, пробуренных на участке залежи с максимальной продуктивностью, изоляцией границ газонефтяного контакта ПЗП наклонно направленных добывающих скважин, воздействием на пласт через нагнетательные скважины попеременной закачкой воды и попутного нефтяного газа.
Применение, по меньшей мере, одной одноствольной горизонтальной скважины увеличивает отбор нефти по сравнению с наклонно направленной до 6 раз. Удорожание строительства скважины с горизонтальными стволами окупается при высоком дебите нефти (более 200-300 м3/сут) за 6-8 месяцев. Если, например, дополнительные затраты на строительство одноствольной горизонтальной скважины равны 28,5 млн. руб, дополнительная добыча 250 м3/сут, то за 1 год дополнительная добыча равна 91250 м3. Из расчета корпоративной цены 1 м3 нефти 1000 руб, годовой доход равен 91,25 млн. руб.
Изоляция ПЗП вдоль газонефтяного контакт уменьшает опасность прорыва газа из газовой шапки в нефтяной пласт, а применение попеременной закачки воды и попутного нефтяного газа в пласт увеличивает коэффициент извлечения нефти на 5-7%.

Claims (1)

  1. Способ комплексной разработки нефтяной залежи с газовой шапкой, включающий бурение наклонно направленных нагнетательных, добывающих и газовых скважин, закачку воды в нефтяной пласт через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и закачку попутного нефтяного газа в газовую шапку через газовые скважины, отличающийся тем, что при вертикальной проницаемости нефтяного пласта, составляющей 0,5-0,8 ее горизонтальной проницаемости, бурят на начальной стадии разработки на наиболее продуктивной части залежи одну, по меньшей мере, добывающую скважину с одним, по меньшей мере, горизонтальным стволом, а в наклонно направленных добывающих скважинах выполняют изоляцию нижней части газовой шапки призабойной зоны, контактирующей с нефтяным пластом, на толщину и глубину, не меньшие радиуса падения пластового давления в призабойной зоне пласта при отборе нефти, то есть такого радиуса призабойной зоны пласта, в которой депрессия на пласт на 50%, по меньшей мере, ниже разности пластового и забойного давлений в скважине, при этом изоляцию выполняют в первую очередь в скважинах с максимальной депрессией на призабойную зону пласта, а через нагнетательные скважины закачивают попеременно в нефтяной пласт подтоварную или сеноманскую воду и попутный нефтяной газ.
RU2005101988/03A 2005-01-27 2005-01-27 Способ комплексной разработки нефтяной залежи с газовой шапкой RU2288354C2 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2005101988/03A RU2288354C2 (ru) 2005-01-27 2005-01-27 Способ комплексной разработки нефтяной залежи с газовой шапкой

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2005101988/03A RU2288354C2 (ru) 2005-01-27 2005-01-27 Способ комплексной разработки нефтяной залежи с газовой шапкой

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2005101988A RU2005101988A (ru) 2006-07-10
RU2288354C2 true RU2288354C2 (ru) 2006-11-27

Family

ID=36830306

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2005101988/03A RU2288354C2 (ru) 2005-01-27 2005-01-27 Способ комплексной разработки нефтяной залежи с газовой шапкой

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2288354C2 (ru)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2537721C1 (ru) * 2013-07-22 2015-01-10 Сергей Владимирович Кайгородов Способ разработки месторождений нефти с газовой шапкой и низкой пластовой температурой
RU2538011C1 (ru) * 2013-07-23 2015-01-10 Сергей Владимирович Кайгородов Способ разработки водонефтяной залежи с низкой пластовой температурой
RU2545580C1 (ru) * 2013-11-19 2015-04-10 Юлий Андреевич Гуторов Способ разработки углеводородных месторождений

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
ЩЕЛКАЧЕВ В.Н., Состояние добычи нефти и внедрения методов повышения нефтеотдачи пластов за рубежом. Серия "Нефтепромысловое дело". Москва, ВНИИОЭНГ, 1985, с.19-26. *

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2537721C1 (ru) * 2013-07-22 2015-01-10 Сергей Владимирович Кайгородов Способ разработки месторождений нефти с газовой шапкой и низкой пластовой температурой
RU2538011C1 (ru) * 2013-07-23 2015-01-10 Сергей Владимирович Кайгородов Способ разработки водонефтяной залежи с низкой пластовой температурой
RU2545580C1 (ru) * 2013-11-19 2015-04-10 Юлий Андреевич Гуторов Способ разработки углеводородных месторождений

Also Published As

Publication number Publication date
RU2005101988A (ru) 2006-07-10

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US10927655B2 (en) Pressure assisted oil recovery
RU2526937C1 (ru) Способ разработки низкопроницаемой нефтяной залежи
US6125936A (en) Dual completion method for oil/gas wells to minimize water coning
US20070199705A1 (en) Enhanced hydrocarbon recovery by vaporizing solvents in oil sand formations
US20070199699A1 (en) Enhanced Hydrocarbon Recovery By Vaporizing Solvents in Oil Sand Formations
US20240263549A1 (en) Gravity Assisted Reservoir Drainage Systems and Methods
RU2374437C1 (ru) Способ проведения многоэтапного гидравлического разрыва пласта без подъема внутрискважинной компоновки
RU2288354C2 (ru) Способ комплексной разработки нефтяной залежи с газовой шапкой
RU2386795C1 (ru) Способ разработки нефтяной залежи с водонефтяными зонами
US20150345270A1 (en) Thermally induced expansion drive in heavy oil reservoirs
RU2743478C1 (ru) Способ добычи трудноизвлекаемого туронского газа
RU2398104C2 (ru) Способ разработки месторождений высоковязкой нефти
US4359092A (en) Method and apparatus for natural gas and thermal energy production from aquifers
WO2008100176A1 (fr) Procédé de développement de gisements d'hydrocarbures (et variantes)
RU2418162C1 (ru) Способ повышения проницаемости пласта при добыче высоковязкой нефти
RU2282023C1 (ru) Способ разработки нефтяной залежи с водонефтяными зонами
RU2001122000A (ru) Способ разработки газонефтяных залежей
RU2339802C1 (ru) Циклический способ разработки залежей нефти
RU2301882C1 (ru) Циклический способ разработки нефтяной залежи
RU2380528C1 (ru) Способ разработки нефтяной или газоконденсатной залежи
RU2242594C1 (ru) Способ разработки литологически экранированной нефтенасыщенной линзы одной скважиной
RU2812976C1 (ru) Способ разработки залежи нефти
RU2551612C1 (ru) Способ кислотной обработки нефтяного пласта
RU2738145C1 (ru) Способ разработки мощной низкопроницаемой нефтяной залежи
RU2515741C1 (ru) Способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах

Legal Events

Date Code Title Description
TK4A Correction to the publication in the bulletin (patent)

Free format text: AMENDMENT TO CHAPTER -FG4A- IN JOURNAL: 33-2006 FOR TAG: (73)

PD4A Correction of name of patent owner
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20140128