Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтегазоконденсатных месторождений. Сущность изобретения заключается в разработке нефтегазоконденсатных залежей, осуществляющейся с применением горизонтальных скважин. При бурении горизонтальных скважин вначале бурится необсаженный ствол в зону газонефтяного контакта, после чего проводится закачка воды. Пластовые условия должны соответствовать условиям гидратообразования для газа, содержащегося в газовой шапке. Закачка воды приведет к созданию гидратного экрана. После этого необсаженный ствол ликвидируется и бурится основной ствол в нефтяную зону. Работа основного ствола должна осуществляться при забойном давлении выше давления распада гидратов.

Известен способ разработки [Способ разработки нефтегазовых залежей, патент №2027848, опубликован 27.01.1995], при котором один из горизонтальных стволов скважины бурится вблизи газонефтяного контакта, далее с помощью него в пласт начинается закачка гелеобразующего состава с переходом на закачку воды по затрубному пространству. Также из этой скважины бурится горизонтальный ствол, по которому ведется отбор жидкости посредством насосно-компрессорных труб.

Недостатком данного способа является сложность одновременно-раздельной эксплуатации скважины, в результате чего может уменьшиться межремонтный период скважины, а также близость фронта нагнетания и фронта отбора, что может привести к преждевременному обводнению скважины. Помимо этого экран из гелеобразующего состава со временем разрушается, а также не может в полной степени предотвратить прорыв газа из газовой шапки, в то время как гидратный экран непроницаем для газа.

Известен способ разработки [Способ разработки нефтегазовой залежи, патент №2390626, опубликован 27.05.2010], при котором на границе газонефтяного контакта проводится закачка воды с целью разобщения газовой шапки и нефтяной части, при этом при закачке воды постепенно снижают ее минерализацию, что приводит к разбуханию глин и снижению проницаемости в зоне закачки.

Недостатками данного способа являются необходимость бурения нагнетательного фонда скважин и проведения исследований по зависимости набухаемости глин от минерализации закачиваемой воды. Также при таком подходе возможно поступление закачиваемой воды к добывающим скважинам, что может снизить проницаемость в зоне дренирования добывающих скважин. Данный способ не позволяет полностью исключить прорыв газа через экран, поскольку проницаемость снижается не более чем в пять раз.

Преимуществом предлагаемого решения является то, что образуется непроницаемый для газа гидратный экран в зоне наименьших давлений, что может полностью предотвратить продвижение газа газовой шапки в нефтенасыщенную зону и избежать конусообразование.

Разработка нефтяных частей пластов в зонах контакта с газовой шапкой является сложной задачей, поскольку при эксплуатации нефтяных скважин необходимо создавать высокие депрессии. Вблизи добывающих скважин образуются зоны пониженных давлений, что приводит к образованию конусов газа. При достижении газового фактора 3000-5000 м³/т дальнейшая механизированная эксплуатация становится невозможной. Для предотвращения прорыва газа применяется барьерное заводнение, а также создание локальных экранов между нефтяной и газовой частью пласта. Для создания экранов и барьеров используются либо специальные нагнетательные скважины, либо временная закачка осуществляется через добывающие скважины.

Для осуществления данного способа разработки коллектор должен соответствовать определенным условиям. Соотношение давления и температуры должно находится в зоне гидратообразования для метана, поскольку метан является наиболее распространенным углеводородным газом. Таким условиям соответствует ряд месторождений Восточной Сибири.

Технический результат - повышение нефтеотдачи нефтегазоконденсатных месторождений за счет продления срока эксплуатации нефтяных скважин в подгазовых зонах.

Поставленная задача и технический результат достигается тем, что создается гидратный барьер на границе газонефтяного контакта при условии выполнения условий гидратообразования. Гидратный барьер является непроницаемым для газа, что позволяет избежать конусообразования.

Изобретение сопровождается чертежами.

На фиг. 1 изображено: 1 - газовая часть пласта, 2 - нефтяная часть пласта, 3 - вспомогательный горизонтальный ствол, 4 - основной горизонтальный ствол, 5 - гидратный барьер.

На фиг. 2 изображено: 1 - газовая часть пласта, 2 - нефтяная часть пласта, 3 - вспомогательный горизонтальный ствол, 4 - основной горизонтальный ствол, 5 - гидратный барьер.

Способ разработки нефтегазоконденсатного месторождения осуществляется следующим образом: нефтяная часть залежи 2, находящаяся в подгазовой зоне разбуривается с использованием горизонтальных скважин. Система разработки и расположение скважин определяется, исходя из геолого-физических особенностей пласта и флюида. При бурении скважины вначале бурится горизонтальный участок 3 на границе газонефтяного контакта, соответствующий по расположению и длине предполагаемому добывающему стволу. Первый ствол является необсаженным. Посредством него на границу газонефтяного контакта закачивается вода, причем закачка ведется до тех пор, пока приемистость не снизится более чем в десять раз. Снижение приемистости будет свидетельствовать о начале гидратообразования в пласте. В результате закачки в пласте образуется водяной экран 5 эллипсовидной формы, в дальнейшем при взаимодействии с газовой шапкой происходит образование гидратов. Сформировавшиеся гидраты непроницаемы как для нефти, так и для газа. После окончания закачки первый ствол ликвидируется путем установки цементного моста. Затем бурится основной ствол добывающей скважины 4 непосредственно под стволом 3, но ближе к подошве коллектора либо к водонефтяному контакту. Данный горизонтальный ствол заканчивается спуском щелевого хвостовика. После этого добывающая скважина начинает эксплуатироваться с забойным давлением, которое соответствует минимальному давлению области гидратообразования при заданной пластовой температуре. В результате этого гидратный экран будет сохраняться, пока не возникнет необходимость снижения давления ниже давления распада гидратов.