Способ разработки нефтяных месторождений

Изобретение относится к области разработки нефтегазоконденсатных месторождений пласты которых не имеют газовую шапку или истощенную газовую шапку в продукции которых содержится сероводород и углекислый газ до 26 по объему каждого.Известен способ разработки нефтяной залежи, с газовой шапкой (патент США Л 92842204, кл.166-9, 1958), содержащийся в вытеснении нефти пласта путем закачки воды в ряд нагнетательных скважин, расположенный в газовой части залежи и извлечении ее на поверхность посредством добывающих скважин, расположенных рядами в нефтяной части пласт.Недостатком известного способа является низкая Нефтеотдача пласта, связанная с потерями нефти в газовой Шапке при оттоке ее из под газовой зоны.Известен способ разработки нефтяной залежи, с газовой шапкой (Авторское свидетельство СССР М 9843477 кл.Е 21 В 43/20, 1981), заключающийся в вытеснении нефти из пласта путем закачки воды в ряд нагнетательных скважин, расположенный в газовой части залежи и извлечении ее на поверхность посредством добывающих скважин, расположенных рядами в нефтяной части залежи.Недостатком данного способа является наличие газовой шапки.Задачей изобретения является разработка способа разработки нефтяных месторождений, расширяющий область водотазового воздействия на нефтяные залежи, не имеющие тазовых шапок или с истощенной газовой шапкой и содержащие в жидкости сероводород и углекислый газ.Ожидаемый технический результат достигается тем, что на своде нефтяного пласта, не имеющего газовой шапки создают искусственное газовое скопление,которое затем вытесняют водой в нижележащие нефтяные пласты. При этом объ емы воды и газа определяют но формулегде Шн - объем нефти, вытесняемой одной оторочкой газа Шт - объем нагнетаемого газа.Создание газовой шапки осуществляется путем вытеснения водой природного или нефтяного газа из верхних газонакопительных горизонтов, разрабатываемых, также истощенных газовых залежей, или нагнетания газа с поверхности земли компрессорами в сводовую часть нефтяного пласта.Необходимость закачки газа через верхние газонакопительные горизонты обусловлено малой эффективностью И трудностями сжатия газа в компрессорах,особенно при необходимости создания высоких давлений газа для нагнетания его в глубокозалегающие нефтяные пласты, например нефтегазоконденсатньте месторождения Жанажол, Карачагапак, Тенгиз.В данном случае выше нефтяного пласта выбирают верхние горизонты на глубинах, допускающих нагнетание газа существующими компрессорами. В дальнейшем газ, накопленный в этих отложениях вытесняют в нефтяные пласты водой,нагнетаемой насосами с поверхности. Закачку газа непосредственно в нефтяные пласты осуществляют в случае отсутствия возможности создания верхних газонакопительных горизонтов и при наличии соответствующего компрессорного парка.Объем газа для вытеснения нефти определяется из условия компенсации его потерь на кондуктивную диффузию, защемление и перетоки через геологические неоднородности.Диффузионные потери находятся из решения дифференциального уравнения. 1372 с - у 7 с ш щ ос где С - концентрация нагнетаемого газа в фильтрационном потоке,В - коэффициент диффузии, У - скорость фильтрации, 3211Решение уравнения (1) для 7 соцз 1 показало, что диффузионные потери в плоскорадиальном фильтрационном потоке составляют до 10 от промышленных запасов нефти.Защемление газа при вытеснении водой и переточки через геологические неоднородности принимаются соответственно равными 20 и 20. Тогда расход газа составляет(Ш.Е. Есенов, В.М.Казаков, Г.А.Халиков. Особенности разработки Карачаганакского нефтегазокондеисатного месторождения. Вестник АН Каз.ССР М 93, 1989 г., с.37-41).Предлагаемый способ имеет ряд новых признаков и существенно отличается от прототипа тем, что1. Для улучшения вытеснения путем использования водогазовой эмульсии,образованной в пористой среде нефтяного пласта, на его своде создается ис кусственная газовая шапка.2. При создании искусственной газовой шапки в нефтяном пласте использу ются гравитационные отличия газа и нефти, сегрегация и стремление газа накапливаться в верхней части нефтяной залежи.3. Переток газа в нефтяной пласт при использовании барьерного заводнсния становится возможным благодаря накоплению энергии в виде сжатых газа, нефти4. При образовании водогазовой эмульсии используются свойства пористой среды фазовых проницаемостей, гравитации и конвективной диффузии в фильтрационных потоках, содействующих интенсивному размешиванию газа и воды.5. Используются физико-механические свойства газонакопительного горизонта для очистки газа от мехпримеси, создания водогазовой смеси для повышения эффективности вытеснения нефти.Предлагаемый дополнительный способ имеет большие преимущества по сравнению с прототипом1. Значительно расширяется область применения данного способа на нефтяные залежи, не имеющие газовые Шапки или с истощенной газовой Шапкой.2. Создание высокого давления с помощью верхних газонакопительных горизонтов и барьерного заводнетгня снимает ограничение в применении водогазового воздействия в глубокозалегающим нефтяным пластам.Изобретение иллюстрируется примером конкретного применения на месторождении Жанажол Республики Казахстан.1. Глубина залегания нефтяных пластов от 3500 до 4000 м, запасы нефти на выбранном участке составляют 1-200 млн.м 3. Для создания газовой шапки выбраны газовые отложения с нефтяной оторочкой на глубине 2600 м. Для нагнетания газа выбираем компрессора на 26 МПа, нефть находится на глубине 3600-4000 м. Нагнетаем в эти отложения воду давлением до 40 МПа на преодоление гидростатического напора на глубине залегания нефтяного пласта 36-37 МПа и для компенсации на трение 2-4 МПа.2. В случае нехватки газа закачивается газ в выбранный горизонт компрессорами, оттуда вытесняется в нефтяной пласт водой. Давление нагнетания газа определяется глубиной газового горизонта 26,0 МПа. Такое давление можно соз давать СУЩССТВУЮЩИМИ компрессорами.