Способ разработки наклонных газонефтяных залежей

СОЮЗ СОВЕТСКИХСОЦИАЛИСТИЧЕСКИХРЕСПУБЛИК 601354 19) (П) А 1 43/22 . 51) 5 ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИПРИ ГКНТ СССР ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ важины добуривают до разобщают пакером ганефтяной зоны. Углево ритель закачивают ченые скважины в нефтягнетательные с нефтяной зоны, зовую шапку от дородный раств рез нагнетател чиваю нефти обе количест о ыт ес не смешивающеес м газовой ша щемгазоЬваем смеши авлени ки. Д т ниже его нашапке.о раствоскважины ед при нима давлени в газовом чал ьног оПосле зак ачки углеводорез нагнетател ног е рителя че пакер сни(54) ЗОНЕ (57) ОНННХ газа из г ну. При и в нефтяну к разработных залечества заповышениэтого н осится к разработкезонефтяных залежейьзовано в нефтяно(71) Всесоюзньп нефтегазовый нисследовательский институт(56) Патент СНА3788398,кл. Е 21 В 43/16, 1974. СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НАКЛФТЯННУ. ЗАЛЕЖЕЙИзобретение относитсяке и эксплуатации газонефтяжей. Цель - сокращение коликачиваемого растворителя иэффективности способа. Для Изобретение оти эксплуатации га,и может быть исполи пр омьппл ен ности .Цель изобретения - сокращение количества закачиваемого растворителя и повышение эффективности способа,Сущность способа можно разобрать на примере разработки участка, нефте- газоконденсатного гесторождения, и котором среднее начальное пластовое давление в газовой шапке равно 28 МПа, давление насыщения в нефтяной части пласта 20 МПа. Состав пластовой нефти, мол.Е: С 32,73, С 10,07, С" 9,63; 1-С 1,66; и-С 4,0; д-С 1,4; и-С а; 1,96; Сг,380; М 0,03; СОп.0,52. Состав пластавого газа, мол.7: мают и осуществляют перетоказовой шапки в нефтяную зоспользовании данного способаю часть залежи закачивают тимальцое количество растворителъем которого выбирают исходя извления в нефтяной части пласта. С 55,4; С 17,29; С 8,25;, 1-С).3,52; -С 3,68; ь.-Сб 3,52; п-С 3,55; С 2,65; И 0,63; СО 1,51.Для реализации разработки по данному способу на первом этапе разработку залежи необходимо осуществлять на истощение со снижением пластового давления до определенной величины, Зта величина обусловлена, с одной стороны, необходимостью создания оп ределенного перепада давления, требуемого для эффективного перетока газа из газовой шапки в нефтяную часть залеяи, а с другой стороны определяется давлением смешиваемости пластовой смеси нефть + 1)ЮЛУ + газ газовой шапки, а, следовательно, количеством закачиваемой 1 ЫЛУ (широкая фракция1601354 Формула изобретения Составитель В.Кошкин:Редактор В.Бугренкова Техред М,Дидик Корректор Л,Патай Заказ 3258 Тираж.482 ПодписноеВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР113035, Москва, Ж, Раушская наб., д. 4/5 Производственно-издательский комбинат "Патент", г.ужгород, ул. Гагарина, 101 легких водородов) . Чем выше давление смешиваемости, тем меньше необходимо эакачивать ПФЛУ. Граничная величина пластового давления определяется в результате технико-экономического со 5 поставления различных вариантов разработки залежи.Примем для данного случая гранич-. ную величину пластового давления рав О ной 20 ИПа, Расчеты показали, что для реализации смешивающегося вытеснения нефти газом из газовой шапки в нефтяную часть залежи необходимо закачать ШФЛУ в количестве 5 об.й запасов неф тИ на данном участке или 20 мол .Е по отношению к вытесняющему агенту. В этом случае коэффициент извлечения нефти составит порядок 0,6-0,7, в то время как обычно коэффициент извлече ноя нефти из подгазовых зон не превышает 0,3-0,4.Установку пакера и вскрытие вышеележащей газовой части залежи осуществляют после добуривания и вскрытия ни жележащей нефтяной части залежи. Существенным моментом является момент снятия пакера, которое осуществляется после того, как будет закачан весь объем углеводородного растворителя, когда давление в призабойной зоне нефтяной части скважины упадет ниже давления в газовой части залежи. За счет создавыегося перепада давления и будет осуществляться переток газа из газовой части в нефтяную, обеспечивая 35 вытеснение нефти к добывающей скважине. Газонефтяной контакт (ГНК) в это время будет находиться между вскрыты- мИ газовой и нефтяной частями скважи 40 ны.Операция по перепуску газа из газовой шапки залежи позволяет сэкономить на строительстве компрессорной станции для закачки газа в пласт, ус 45 тановок по подготовке газа к закачке в пласт и другого промыслового оборудования, т.е. улучшить технико-экономйческие показатели разработки месторождения. Что касается фонда скважин,то при последовательном продвижении газонефтяного контакта действующие скважины переводят из добывающих в нагнетательные,Преимущества предлагаемого способа разработки по сравнению с известным обуславливаются двумя факторами, Вопервых, в нефтяную часть залежи закачивают оптимальное количество растворителя, объем которого выбирают исходя из давления в нефтяной части пласта. Во-вторых, закачку растворителя в нефтяную часть пласта осуществляют ниже газонефтяного контакта, что значительно сокращает потери растворителя, связанные с переходом его в газовую шапку. Способ разработки наклонных газонефтяных залежей, включающий бурение нагнетательных скважин в газовой шапке до газонефтяного контакта и добывающих скважин в нефтяной. зоне, закачку углеводородного растворителя через нагнетательные скважины, отбор, нефти через добывающие скважины за счет вытеснения под давлением смеси углеводородного растворителя и нефти газом газовой шапки, о т л и ч а ю щ и й с я тем, что, с целью сокращения количества закачиваемого растворителя и повышения эффективности способа, нагнетательные скважины добуривают до нефтяной зоны, разобщают пакером газовую шапку от нефтяной эоны, а закачку углеводородного растворителя через нагнетательные скважины ведут в нефтяную зону в количестве, обеспечивающем смешивающееся вытеснение нефти газом газовой шапки, причем давление смешиваемости принимают ниже среднего начального давления в газовой шапке, при этом после закачки углеводородного растворителя через нагнетательные скважины пакер снимают и осуществляют переток газа из газовой шапки в нефтяную зону.