Способ разработки нефтегазовой залежи

 

Использование: изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к разработке нефтегазовых (газонефтяных, газонефтеконденсатных) залежей. Сущность: способ разработки нефтегазовой залежи, включающий бурение скважин и вскрытие нефтенасыщенных интервалов с последующим отбором жидкости из эксплуатационных скважин в условиях заводнения пласта через нагнетательные скважины. Отбор жидкости из эксплуатационных скважин осуществляют при режимах текущих критических безгазовых делитов жидкости. Закачку рабочего агента в нагнетательные скважины производят с темпом не больше суммарного темпа отбора жидкости из эксплуатационных скважин. Предлагаемый способ разработки позволяет повысить текущие критические безгазовые дебиты нефти, что обеспечивает увеличение продолжительности периода рентабельной разработки нефтяной оторочки нефтегазовой залежи, следствием чего является возрастание конечного коэффициента нефтеотдачи. 5 з.п. ф-лы, 7 ил., 2 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к разработкен нефтегазовых (газонефтяных, газонефтеконденсатных) залежей.

Под нефтегазовой залежью понимается залежь углеводородов, где имеет место газовая (газоконденсатная) шапка и нефтяная оторочка. Запасы нефти сосредоточены в нефтяной оторочке, нефтяная оторочка (НО) подстилается контурной или подошвенной водой. Эффективность извлечения нефти из НО обычно крайне низка и конечный коэффициент нефтеотдачи (КНО) составляет в среднем около 15% Основная причина низкой эффективности извлечения нефти заключается в том, что при эксплуатации добывающих скважин формируются конуса газа и воды. В результате газ и вода прорываются к забоям добывающих скважин замещая нефть и снижая содержание нефти в продукции до нуля. Следовательно, рано достигается нерентабельный уровень добычи нефти из месторождения, что и предопределяет низкие значения КНО.

Известен способ разработки нефтегазовых залежей, включающий бурение системы вертикальных или горизонтальных добывающих скважин для дренирования НО и создание в области газоносности, на уровне газонефтяного контакта (ГНК), пенного экрана на основе поверхностно-активных веществ, предназначенного для предотвращения прорыва газа к забоям добывающих скважин [1] Недостатком известного технического решения является то, что создание пенных (или других) экранов может предотвращать или ограничивать фильтрацию газа в вертикальном направлении, но допускает его фильтрацию в горизонтальном направлении, в результате чего газ прорывается к забоям скважин под экраном.

Так же известен способ разработки нефтегазовой залежи, включающий бурение добывающих горизонтальных скважин в нефтенасыщенной области и эксплуатацию их в режиме критических безгазовых дебитов [2] В известном способе по мере отбора нефти и продвижения газового конуса к забою добывающей скважины ее дебит по жидкости (а значит и по нефти) снижается так, чтобы газовый конус не прорывался в скважину, т.е. эксплуатация скважины в каждый момент времени осуществляется при критическом безгазовом дебите, который определяется и поддерживается при реализации режима истощения пластовой энергии, носителем которой является газовая шапка. Однако при реализации указанного способа дебит скважин по нефти снижается во времени достаточно быстрыми темпами в результате этого рано достигается уровень нерентабельного дебита нефти, а следовательно, сокращается срок разработки НО. КНО оказывается невысоким, хотя добыча нефти осуществляется все время без прорыва газа.

Так же известен способ разработки нефтегазовых залежей на основе барьерного заводнения (см. Амелин И.Д. Особенности разработки нефтегазовых залежей. Изд. Недра, с. 65, 1978). В этом случае бурится как система добывающих, так и нагнетательных скважин. При этом вода закачивается в область над ГНК с целью разобщения газовой шапки от нефтяной оторочки. Однако в случаях низкой анизотропии пласта по коллекторским свойствам заканчивается вода "проваливается" в нефтяную оторочку, вызывает обводнение скважин и не рост, а снижение КНО.

В основу изобретения положена задача создания способа разработки нефтегазовых месторождений, обеспечивающего повышение КНО за счет реализации в условиях заводнения пласта режима критического безгазового дебита с регулированием темпов падения его во времени путем создания напряженного состояния в НО. Поставленная задача достигается тем, что в способе разработки нефтегазовых залежей, включающем бурение скважин и вскрытие нефтенасыщенных интервалов с последующим отбором жидкости из эксплуатационных скважин в условиях заводнения пласта через нагнетательные скважины, отбор жидкости из эксплуатационных скважин осуществляют при режимах текущих критических безгазовых дебитов жидкости, а закачку рабочего агента в нагнетательные скважины производят с темпом не больше суммарного темпа отбора жидкости из эксплуатационных скважин.

В предпочтительных вариантах целесообразно закачку рабочего агента осуществлять одновременно с началом отбора жидкости; заказчику рабочего агента производить предварительно перед отбором жидкости и продолжить до конца отбора; в качестве рабочего агента использовать воду; в качестве рабочего агента использовать жидкость с вязкостью больше вязкости нефти; осуществлять последовательную закачку в нагнетательные скважины оторочки из жидкости с заданной вязкостью и воды.

В основу изобретения положена задача создания регулируемого воздействия на критический безгазовый дебит нефти.

Для осуществления указанного воздействия создается и поддерживается напряженное состояние НО путем закачки в последнюю через нагнетательные скважины жидкого рабочего агента, например, воды. В результате в НО постоянно имеет место весьма значительное превышение давления по сравнению с окружающей газовой шапкой. Напряженное состояние НО уменьшает (затрудняет) возможность прорыва газового конуса в добывающую скважину. Это позволяет в каждый текущий момент времени иметь более высокий критический безгазовый дебит жидкости (и нефти). Темпы снижения дебитов нефти замедляются. Поэтому время рентабельной добычи нефти увеличивается, что предопределяет возрастание КНО.

В табл. 1 представлены исходные данные рассматриваемой газонефтяной залежи, в таблице 2 результаты сопоставления вариантов разработки.

На фиг. 1-3 даются расчетные схемы элементов пласта соответственно по трем вариантам разработки; на фиг. 4 изображены зависимости изменения во времени дебитов воды, на фиг.5 зависимости изменения во времени обводненности продукции, на фиг. 6 зависимости изменения во времени дебитов нефти, на фиг. 7 зависимости изменения во времени накопленной добычи нефти.

Способ осуществляют следующим образом.

Производят разбуривание нефтегазовой залежи горизонтальными или вертикальными скважинами, одни из которых выполняют роль эксплуатационных, а другие нагнетательных.

Каждая пара скважин, включающая эксплуатационную и нагнетательную, образуют элемент разработки пласта.

Обе скважины вскрывают нефтяную оторочку.

Добывающую скважину пускают в эксплуатацию при начальном критическом безгазовом дебите нефти. Это позволяет добывать нефть без прорыва газа газовой шапки к забою добывающей скважины. По мере отбора нефти происходит, с одной стороны подъем водяного конуса с последующим обводнением скважины, а с другой стороны нефтяная оторочка утончается. Все это приводит к необходимости снижения во времени критического безгазового дебита. Контроль за текущим газовым фактором позволяет контролировать процесс приближения газового конуса к интервалу дренирования. Так рост газового фактора по отношению к начальному говорит о поступлении газа газовой шапки в ее продукцию. Поэтому при увеличении газового фактора, например, на 5% уменьшают дебит скважины по жидкости на 5% и т.д. Это дает возможность контролировать, задавать и поддерживать процесс добычи нефти в условиях безгазовых дебитов (текущих критических безгазовых дебитов жидкости).

В нагнетательную скважину осуществляют закачку жидкого агента с заданной вязкостью с целью создания напряженного состояния нефти в НО. Напряженное состояние НО создает затруднительные условия для прорыва газового конуса, что позволяет иметь более высокие начальные и текущие безгазовые дебиты нефти. Закачку жидкого агента начинают одновременно с отбором нефти или заранее, в зависимости от коллекторских свойств пласта и свойств нефти, газа и воды. Вязкость жидкого агента подбирается на основе математического моделирования.

В случае повышенной вязкости нефти закачивают оторочку определенного объема из жидкого агента с заданной вязкостью, проталкиваемую затем закачиваемой водой. Закачка воды осуществляется до конца разработки соответствующего элемента пласта.

В случае низких коллекторских свойств пласта, значительных расстояниях между скважинами закачка жидкого агента производится до начала добычи нефти и продолжается до окончания разработки рассматриваемого элемента пласта.

При этом темпы закачки и отбора, выбираемые на основе математического моделирования должны обеспечивать предотвращение прорыва газа в эксплуатационные скважины и смещение НО в газонасыщенную часть пласта в области выделенного элемента разработки.

Выполнение исследования показывают, что если темпы закачки превышают темпы отбора жидкости, то нагнетаемый агент смещает НО в газовую шапку, что приводит к расформированию запасов нефти. В случае низких темпов закачки не происходит требуемого воздействия на динамику критических безгазовых дебитов жидкости. Поэтому оптимальные темпы закачки жидкости приблизительно равняются темпам отбора нефти и попутно добываемой воды в эксплуатационной скважине.

Пример реализации предлагаемого способа.

Рассматривается нефтегазовая залежь Т, исходные данные для которой представлены в табл. 1. Расстояние между рядами горизонтальных скважин L равняется 1200 м, L 1200 м, длина горизонтального ствола 500 м. Для простоты, расстояние между скважинами в ряду D принимается равным нулю, D 0. Как видно из табл. 1, толщина нефтяной оторочки 22 м, h_но 22 м.

Исследуются четыре варианта разработки рассматриваемого элемента пласта.

Вариант ТР-01. Над каждой добывающей горизонтальной скважиной на уровне ГНК в области газоносности создается неподвижный экран из геля (пены). Размер экрана в горизонтальном направлении равняется 160 м при значении насыщенности порового объема твердым гелем, равной 70% Экран является непроницаемым для газа. Расчетная схема элемента пласта представлена на фиг.1. В связи с симметричностью фильтрационных течений, рассматриваемый элемент пласта дренируется двумя половинками добывающих скважин. При этом эти скважины эксплуатируются при режиме критических безгазовых дебитов в каждый момент разработки залежи (элемента пласта). Другими словами, здесь моделируется разработка нефтегазовой залежи согласно технологии, описанной с [1] Вариант TLL-00. Расчетная схема варианта представлена на фиг.2. Здесь две половинки добывающих скважин эксплуатируются в режиме истощения пластовой энергии (как и варианте TP-01) при поддержании на скважинах критических безгазовых дебитов жидкости (нефти). Следовательно, в данном варианте исследуется технология согласно [2] Разработка рассматриваемого элемента нефтегазовой залежи заканчивается когда дебит по нефти становится равным 25 м³/сут или когда обводненность достигает 70% Вариант TLL-01. В данном варианте исследуется предлагаемая технология разработки. Расчетная схема этого варианта дается на фиг.3. Из 0.5 добывающей скважины осуществляется отбор нефти при поддержании в каждый момент критического безгазового дебита нефти (жидкости). В 0.5 нагнетательной скважины закачивается вода с расходом, равным дебиту 0.5 добывающей скважины по жидкости. Условия окончания разработки элемента пласта такие же, как и в предыдущих вариантах. Во всех трех вариантах начальные дебиты 0.5 добывающих скважин по нефти были заданы одинаковыми и равными 500 м³/сут.

Вариант TLL-02. Данный вариант разработки предусматривает реализацию барьерного заводнения согласно [3] Здесь с целью сокращения затрат на разработку предусматривается из одной скважины забуривать два горизонтальных ствола. Второй размещается в газовой шапке и предназначается для нагнетания воды с целью разделения газовой шапки и нефтяной оторочки. Результаты расчетов согласно данному способу разработки не включены в дальнейший анализ вследствие крайне неблагоприятных показателей добычи нефти. Закачиваемая вода сразу "проваливается" на забой добывающего ствола, что обеспечивает нефтеотдачу всего в несколько первых процентов. Причина негативности данного варианта связана с высокими коллекторскими свойствами пласта и низкой его анизотропией.

Результаты расчетов на основе 2D (двумерной) четырех фазной модели фильтрации представлены в табл.2 и на фиг.4-7. Анализ полученных данных показывает следующее.

1. По накопленной добыче нефти и по величине КНО худшим является вариант TP-01, наилучшим является вариант TLL-01 (предлагаемая технология) и вариант TLL-00 занимает промежуточное положение (табл.2).

Технологию по варианту TP-01 из дальнейшего рассмотрения исключаем, так как при худшей нефтеотдаче она требует бурения еще двух 0.5 горизонтальных стволов в область газовой шапки для создания двух защитных экранов и соответствующих затрат на их создание.

В варианте TLL-00 окончание разработки элемента пласта происходит через 11 лет вследствие достижения ограничения по дебиту нефти 25 м³/сут. За 11 лет удастся достичь КНО, равный 37% (табл.2).

В варианте TLL-01 ограничение по дебиту нефти не достигается. Лимитирующим фактором является обводненность продукции скважин. Обводненность в 70% здесь достигается через 17.7 лет, при этом дебит по нефти равняется 134 м³, сут. На этот момент времени КНО становится равным 50.3% Очевидно, что при таком дебите не имеет смысла прекращать добычу нефти. Поэтому рассмотрены показатели разработки при снятии ограничения на обводненность продукции. Так как в данном случае добываемая вода заканчивается обратно в пласт, то снятие ограничения на обводненность продукции является разумным. Допустим, что предельная обводненность равна 90% Тогда КНО будет равняться 61.2% Однако даже при такой обводненности можно бы продолжать добычу нефти, так как текущий дебит по нефти равняется 44 м³/сут, что значительно превышает нерентабельный дебит (25 м³/сут).

3.Для понимания итоговых цифр табл. 2 рассмотреть сопоставление динамики показателей разработки вариантов TLL-00 и TLL-01 на фиг. 4 7.

-Две 0.5 добывающие скважины в варианте TLL-00 в сумме имеют максимальный дебит по воде сопоставимый с конечным дебитом по воде одной 0.5 скважины в варианте TLL-01. Однако в варианте TLL-00 дебит по воде имеет пикообразный характер, что не очень хорошо с точки зрения обрабатываемой продукции (фиг. 4) С точки зрения степени обводненности продукции вариант TLL-00 имеет преимущество перед вариантом TLL-01 (фиг.5).

Вариант TLL-00 по дебиту нефти и накопленной добыче нефти в первые годы имеет некоторое преимущество по сравнению с вариантом TLL-01 (фиг.6 и 7). Это объясняется тем, что в варианте TLL-00 нефть добывают две -0.5 эксплуатационные скважины. Недостаток варианта TLL-00 по динамике дебита нефти состоит в том, что это резко убывающая во времени зависимость (фиг.6).

Таким образом является более предпочтительной по сравнению с традиционными подходами к разработке нефтяных оторочек. Динамик показателей предлагаемой технологии дополнительно может быть улучшена, так как здесь больше регулируемых параметров.

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтегазовой залежи, включающий бурение скважин и вскрытие нефтенасыщенных интервалов с последующим отбором жидкости из эксплуатационных скважин в условиях заводнения пласта через нагнетательные скважины, отличающийся тем, что отбор жидкости осуществляют при режимах текущих критических безгазовых дебитов жидкости, а закачку рабочего агента в нагнетательные скважины производят с темпом не больше суммарного темпа отбора жидкости из эксплуатационных скважин.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачку рабочего агента осуществляют одновременно с началом отбора жидкости.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачку рабочего агента производят предварительно перед отбором жидкости и продолжают до конца отбора.

4. Способ по пп.1 3, отличающийся тем, что в качестве рабочего агента используют воду.

5. Способ по пп.1 3, отличающийся тем, что в качестве рабочего агента используют жидкость с вязкостью больше вязкости нефти.

6. Способ по пп.1 3, отличающийся тем, что осуществляют последовательную закачку в нагнетательные скважины оторочки из жидкости с заданной вязкостью и воды.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5, Рисунок 6, Рисунок 7, Рисунок 8