Способ разработки нефтегазовых месторождений

 

Использование: изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к разработке нефтегазовых месторождений. Обеспечивает повышение критических безгазовых дебитов нефти и увеличение конечного коэффициента извлечения нефти. Сущность изобретения: по способу осуществляют бурение горизонтальных добывающих скважин. Вскрывают нефтенасыщенный интервал. Создают фильтрационный экран. Фильтрационный экран создают под забоем горизонтальных добывающих скважин на уровне начального водонефтяного контакта. Добывают нефть в режиме критических безгазовых дебитов. 3 табл., 6 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к разработке нефтегазовых месторождений.

Известен способ разработки нефтегазовых месторождений, включающий бурение вертикальных добывающих скважин на нефтяную оторочку и эксплуатацию их в режиме критических безгазовых дебитов, т.е. при дебитах нефти, при которых газовый конус образуется, но он не прорывается в скважину и не вызывает ее загазования.

Недостатком рассматриваемого способа разработки являются низкие начальные и текущие критические безгазовые дебиты нефти, что негативно сказывается на конечной величине коэффициента извлечения нефти (КИН) из пласта [1].

Наиболее близким к предлагаемому является способ разработки нефтегазового месторождения, основанный на бурении эксплутационных скважин на нефтяную оторочку и создание фильтрационного экрана на уровне газонефтяного контакта (ГНК) с целью увеличения критического безгазового дебита нефти [2].

Недостатками рассматриваемого способа разработки, как будет показано далее на основе крупномасштабных математических экспериментов, является неэффективность такого подхода к увеличению критических безгазовых дебитов нефти. В результате он также не позволяет увеличивать КИН при добыче нефти из нефтяной оторочки.

Задачей настоящего изобретения является повышение критических безгазовых дебитов нефти и увеличение конечного коэффициента извлечения нефти.

Сущность данного изобретения заключается в том, что в известном способе разработки нефтегазовых месторождений, включающем бурение горизонтальных добывающих скважин, вскрытие нефтенасыщенного интервала, создание фильтрационного экрана и добычу нефти в режиме критических безгазовых дебитов, согласно изобретению фильтрационный экран создают под забоем горизонтальных добывающих скважин.

Способ осуществляется следующим образом.

На основе исходных геолого-геофизических данных, свойств пластовых нефти, воды и газа, используя трехмерную математическую модель трехфазной фильтрации, выполняют газогидродинамические расчеты применительно к эксплуатации рассматриваемой горизонтальной добывающей скважины в режиме критических безгазовых дебитов. В результате определяются показатели разработки базового варианта на основе дренирования нефтяной оторочки системами горизонтальных скважин. Затем для того же элемента разработки выполняются аналогичные расчеты, но при моделировании размещения фильтрационного экрана определенной протяженности вдоль латерали и для некоторой высотной отметки его положения в профильном разрезе продуктивного пласта. Для этого варианта находятся соответствующие показатели добычи нефти. После этого аналогичные газогидродинамические расчеты выполняются для других вариантов, различающихся площадными размерами экрана и его местоположением по вертикали. Полученные технологические показатели разработки для базового и альтернативных вариантов позволяют оценить их технико-экономические показатели и степень прибыли от реализации наилучшего альтернативного варианта (по отношению к базовому). С использованием располагаемых технических средств и реагентов создается фильтрационный экран на обоснованной высотной отметке по отношению к рассматриваемой горизонтальной скважине с заданными площадными размерами. После этого горизонтальная добывающая скважина пускается в эксплуатацию при режиме критических безгазовых дебитов нефти.

В дальнейшем изобретение поясняется описанием варианта его выполнения, иллюстрирующего эффективность создания фильтрационного экрана не над, а под уровнем размещения горизонтального ствола скважины.

Пример.

В качестве объекта разработки нефтегазовой залежи рассматривается элемент продуктивного пласта, на который пробурены две горизонтальные скважины. Схема этого элемента и его сеточная аппроксимация приводятся соответственно на фиг. 1 и 2.

Расстояние между скважинами - 800 м, газо-, нефте- и водонасыщенные интервалы характеризуются толщинами, равными 50, 25 и 30 м соответственно. Горизонтальные скважины располагаются в 3 м от первоначальной границы ВНК и они направлены перпендикулярно к профильному разрезу. Длины горизонтальных стволов равняются 300 м. Для простоты рассуждений и расчетов "концевые" эффекты фильтрации флюидов, связанные с конечностью длины горизонтального ствола, считаются малыми и ими пренебрегают. В результате допустимыми являются расчеты на профильной модели пласта и использованием двумерной модели. Допустимость такого подхода объясняется также тем, что расчеты и сопоставления выполняются для одной и той же модели пласта.

Элемент пласта аппроксимируется неравномерной разностной сеткой с количеством ячеек 25 х 24 вдоль осей ОХ и OZ соответственно.

Продуктивный пласт является однородным по коллекторским свойствам. Коэффициент пористости равняется 25%, коэффициент проницаемости вдоль и поперек напластования составляет 0.500 мкм². Начальные пластовое давление и температура равны 34.24 МПа и 88^oC соответственно.

Вязкости нефти, газа и воды при начальных пластовых условиях равняются 0.037 МПа·с, 0.266 МПа·с, 0.250 МПа·с соответственно, их плотности равняются 261.8 кг/м³, 641.1 кг/м³ и 1003.3 кг/м³ соответственно.

Фазовые проницаемости для нефти, газа и воды характеризуются следующими особенностями. Пороговые значения насыщенностей, когда газовая, нефтяная и водная фазы приобретают подвижность, равняются 0.15, 0.40 и 0.25 соответственно. Величины насыщенностей, при которых фазовые проницаемости принимают значение, равное 1.00, составляют 0.75, 0.74 и 1.00 соответственно для газа, нефти и воды. Для каждой из фильтрующихся фаз относительная проницаемость принимается квадратичной функцией от насыщенности данной фазы. Поэтому для газовой, нефтяной и водной фаз функции относительных фазовых проницаемостей имеют следующий вид: где K_{офп газа} - относительная фазовая проницаемость газа, K_{офп нефти} - относительная фазовая проницаемость нефти, K_{офп воды} - относительная фазовая проницаемость воды, S_газа, S_нефти, S_воды - газо-, нефте - и водонасыщенность, соответственно.

Исследуются три варианта разработки рассматриваемого элемента продуктивного пласта.

Вариант I. Здесь моделируется реализация традиционного подхода, основанного на использовании горизонтальных добывающих скважин, которые эксплуатируются при режимах критических безгазовых дебитов. В этом и последующих вариантах начальный дебит скважины по нефти равняется 200 м³/сут, затем он уменьшается во времени в связи с необходимостью недопущения прорыва газового конуса к забою добывающей скважины. Процесс разработки элемента пласта (в данном и последующих вариантах) заканчивается по достижении одного из следующих ограничений: - продолжительность прогнозного периода - 30 лет; - нерентабельный дебит нефти - 2 м³/сут;
- допустимое снижение забойного давления до 5.07 МПа (50 атм).

Вариант II. В этом варианте моделируется создание фильтрационного экрана на расстоянии 2 м ниже от начальной отметки ГНК. Протяженность экрана по латерали равняется 50 м, а в направлении, перпендикулярном профильному разрезу пласта - длине горизонтального ствола (т.е. 300 м). Все иные параметры и допущения такие же, как и в I варианте.

Вариант III. В данном варианте моделируется предлагаемый способ увеличения критических безгазовых дебитов и конечного значения КИП. Поэтому рассматривается случай размещения фильтрационного экрана на уровне начального ВHК с параметрами, характерными для II варианта. Другие условия и предпосылки аналогичны принятым применительно к I и II вариантам.

Результаты расчетов для исследуемых вариантов приводятся в табл.1 - 3 и фиг. 3 - 6. Рассмотрение их и соответствующее сопоставление позволяют отметить следующие характерные особенности.

В силу симметрии обе скважины характеризуются одинаковыми динамиками дебитов по нефти и воде. Эти зависимости приводятся во 2 и 3 столбцах табл. 1 - 3 и на фиг. 3 и 4. Из фиг. 3 вытекает, что дебиты скважины по нефти в I и II вариантах одинаковы, а критические безгазовые дебиты нефти в III варианте выше, чем в I и II вариантах. Из фиг. 4 нетрудно видеть преимущества III варианта с точки зрения дебитов скважины по воде. В III варианте они значительно ниже, чем в I и II вариантах.

Указанные зависимости вполне объясняют поведение расчетных зависимостей от времени накопленных объемов нефти и воды. Эти данные даются в 5 и 6 столбцах табл. 1 - 3 и приводятся на фиг. 5 и 6. Они вновь подтверждают преимущество 3 варианта относительно 1 и 2 вариантов.

Так, в III варианте имеет место наибольшая накопленная добыча нефти из рассматриваемого элемента пласта - 316.2 тыс. м³ против 265.3 тыс. м³ и 263.7 тыс. м³ соответственно в 1 и 2 вариантах. Это означает, что значения КИН в I, II и III вариантах составляют 32.16%, 31,98% и 38,34% соответственно. Следовательно, установка экрана выше ствола горизонтальной скважины (вблизи ГНК) приводит к некоторому снижению КИН по сравнению со случаем отсутствия такового в I варианте. Зато нетрадиционное размещение экрана под забоем горизонтального ствола способствует росту критических безгазовых дебитов нефти, а значит и конечного КИН. Прирост КИН в III варианте по сравнению с I вариантом составляет 19.8%, что свидетельствует об эффективности предлагаемого способа увеличения критических безгазовых дебитов нефти и величины КИН.

Побочным положительным результатом предлагаемого способа, как отмечено, является снижение обводненности добываемой продукции и накопленных объемов попутно добываемой пластовой воды в III варианте по сравнению с I и II вариантами. Накопленные объемы добытой пластовой воды в I варианте равняются 117.4 тыс. м³, во II варианте - 117.4 тыс.м³ и в III варианте 42.2 тыс. м³. Отсюда видно, что в III варианте воды добывается в 2.8 раза меньше, чем в I и II вариантах. Известно, что с уменьшением объемов попутно добываемой пластовой воды сокращаются затраты на добычу нефти и утилизацию пластовой воды.

Несколько большие объемы накопленной добычи газа в III варианте по сравнению с I и II вариантами объясняются тем, что здесь речь идет о попутной добыче растворенного в нефти газа. Поэтому увеличение накопленных объемов добытой нефти сопровождается соответствующим ростом накопленных объемов добытого газа.

Таким образом, приведенные результаты математического моделирования подтверждают справедливость и эффективность предлагаемого подхода к разработке нефтегазовых месторождений, ибо он позволяет увеличить критические безгазовые дебиты нефти и соответственно конечные значения КИН (коэффициента извлечения нефти). Важным достоинством предлагаемого способа разработки является и то, что он одновременно сокращает суммарные объемы попутно извлекаемой пластовой воды.

Источники информации
1. Курбанов А.К. Об эксплуатации подгазовых нефтяных залежей. Изв. ВУЗов, серия "Нефть и газ", N 6, 1958 г., с. 43-50.

2. J. E. Hanssen, M. Dalland Foam barriers for thin oil rims: gas blockage at resrvoir conditions. Paper presented at the 6^th European IOR Symposium in Stavanger, Norway, May 21-23, 1991.

Формула изобретения

Способ разработки нефтегазовых месторождений, включающий бурение горизонтальных добывающих скважин, вскрытие нефтенасыщенного интервала, создание фильтрационного экрана, добычу нефти в режиме критических безгазовых дебитов, отличающийся тем, что фильтрационный экран создают под забоем горизонтальных добывающих скважин на уровне начального водонефтяного контакта.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5, Рисунок 6, Рисунок 7, Рисунок 8, Рисунок 9