Способ разработки газоконденсатно-нефтяного месторождения

 

Изобретение относится к разработке месторождений углеводородов, а именно к способам разработки месторождений углеводородов, осложненных наличием зон с различной проницаемостью горных пород, и может найти применение при разработке газоконденсатных и газоконденсатно-нефтяных месторождений. Обеспечивает повышение дебита скважин и коэффициента извлечения углеводородов из продуктивных пластов, а также снижение расходов на бурение скважин и обустройство промысла. Сущность изобретения: вскрывают продуктивный разрез скважинами с центральной вертикальной скважиной и периферийными наклонными скважинами. Они имеют участки, расположенные в пределах сплошного пласта по его простиранию. Скважины перфорируют. Продуктивный разрез вскрывают скважинами по правильной геометрической сетке и с одного бурового основания. Периферийные наклонные скважины проходят под заданным зенитным углом. Это обеспечивает попадание забоя скважин на проектной глубине в подошве сплошного продуктивного пласта в углы правильного шестиугольника. В трех скважинах, расположенных через 120^o, по простиранию сплошного пласта в направлении его наибольшей насыщенности углеводородами бурят пологонаклонные участки от кровли и до подошвы пласта и оборудуют их фильтрами. Перфорацию скважин производят поэтапно в две стадии. На первой стадии перфорируют интервалы во всех скважинах в зоне прерывистых пластов. На второй стадии перфорируют сплошной пласт в вертикальной скважине и наклонных скважинах, не имеющих пологонаклонных участков. 5 ил.

Изобретение относится к разработке месторождений углеводородов, а именно к способам разработки месторождений углеводородов, осложненных наличием зон с различной проницаемостью горных пород, и может найти применение при разработке газоконденсатных и газоконденсатно-нефтяных месторождений.

Известен метод кустового бурения скважин, применяемый при добыче углеводородного сырья [1]. Его сущность заключается в том, что с одного бурового основания проходят несколько наклонных скважин с определенными зенитными углами. Метод кустового бурения, несмотря на некоторые технологические усложнения, весьма эффективен, т.к. позволяет значительно снизить затраты времени на демонтаж, перевозку и монтаж бурового оборудования и соответственно уменьшить стоимость буровых работ.

Известен способ увеличения поверхности вскрытия продуктивного пласта и расширения зоны дренирования при разработке месторождений нефти и газа за счет проходки в продуктивном пласте горизонтальных участков скважин [2]. Несмотря на определенные технологические трудности бурения горизонтальных скважин, способ делает возможным повысить дебит скважин и коэффициент извлечения углеводородов из пласта без увеличения объема буровых работ, что снижает стоимость добываемых углеводородов.

Известно, что для повышения выхода полезных компонентов, в частности из газоконденсатно-нефтяных месторождений, обусловленное спецификой их геологического строения, существенное значение имеет порядок вскрытия продуктивных пластов и ввода скважин в эксплуатацию [3]. Задача состоит в том, чтобы на начальном этапе разработки месторождений добиться максимального выхода углеводородов из прерывистых пластов, обладающих низкой проницаемостью. Этим и объясняется тот факт, что применяемые в настоящее время способы разработки месторождений углеводородов, как правило, различаются между собой порядком перфорации участков продуктивной толщи и ввода скважин в эксплуатацию.

Общеизвестно, что месторождения углеводородного сырья могут значительно отличаться друг от друга по составу и свойствам углеводородов, геологическому строению, условиям залегания продуктивных пластов, их проницаемости и т. п. По этой причине до настоящего времени не созданы универсальные методики размещения эксплуатационных скважин на разрабатываемом месторождении. Скважины разбуривают по стандартной дихотомической, квадратной, прямоугольной или иной сетке, а также используют для этой цели 5-, 7-, 9-точечные ячейки [4]. Естественно, в каждом конкретном случае выбирают такую геометрическую сетку или ячейку для размещения скважин, которая с учетом вышеизложенных факторов обеспечивает максимальный выход углеводородов при минимальных финансовых и трудовых затратах на разработку месторождения.

Известен способ разработки нефтяного пласта [5]. Сущность его заключается в следующем. Бурят вертикальные скважины, располагая их по геометрической сетке, представляющей собой два правильных, развернутых относительно друг друга на 30^o шестиугольника с добывающими скважинами на сторонах, в углах и в центре шестиугольников. Проходят дополнительные скважины, вскрывая прерывистую часть пласта, и располагают их в пределах внутреннего шестиугольника, симметрично внешнему. Вскрытие пластов производят в два этапа: на первом - вскрывают прерывистую часть разреза в скважинах, расположенных на сторонах внешнего шестиугольника и в добывающих дополнительных скважинах, на втором - в скважинах на сторонах внешнего шестиугольника вскрывают весь продуктивный разрез.

Основные недостатки способа заключаются в сложности геометрической сетки разбуривания, большом объеме буровых работ и связанных с ними значительных затрат времени на монтажно-демонтажные работы и перевозку буровых вышек. Это увеличивает капитальные вложения на разработку месторождения.

Известен также способ разработки нефтяного пласта [6]. Согласно указанному способу нефтяной пласт разбуривают 5-точечными ячейками. Ячейка содержит добывающие вертикальные скважины, располагаемые в углах квадрата. Эта скважины имеют горизонтальные участки в продуктивном пласте. В центре квадрата бурят вертикальную нагнетательную скважину.

Недостаток способа состоит в том, что велика вероятность попадания нагнетательной скважины в зону пониженной проницаемости пласта, что снижает дебит скважин и нефтеотдачу пласта.

Наиболее близким техническим решением того же назначения, что и предлагаемое изобретение, является способ разработки нефтяных залежей по п. РФ N 2112868 [7]. Сущность способа состоит в следующем. Нефтегазовую залежь разбуривают добывающими и нагнетающими скважинными системами, состоящими из одного вертикального и по крайней мере двух псевдогоризонтальных стволов. Скважинные системы располагают по простиранию залежи. При этом вертикальными скважинами вскрывают газоконденсатную шапку, а псевдогоризонтальными - нефтяные оторочки.

Основными недостатками прототипа по п. РФ N 2112868 являются: - ограниченная область применения (преимущественно для вытянутых залежей, сложенными непрерывистыми пластами), - значительный объем буровых работ за счет большого числа нагнетательных скважин.

Поставлена задача - используя простую сетку вскрытия месторождения ограниченным количеством скважин, обеспечить при разработке газоконденсатно-нефтяного месторождения высокое значение дебита скважин и коэффициента извлечения углеводородов из продуктивных пластов, а также снижение расходов на бурение скважин и обустройство промысла.

Поставленная задача решена следующим образом. С одного бурового основания бурится куст скважин, состоящий из одной центральной вертикальной и шести периферийных наклонных скважин. Все скважины являются добывающими. Угол наклона периферийных скважин к горизонту задается таким, чтобы обеспечить попадание их забоя на проектной глубине в подошве сплошного пласта в углы правильного шестиугольника. В трех наклонных скважинах, расположенных под углом 120^o относительно друг друга, в сплошном пласте от его кровли и до подошвы по простиранию пласта в направлении наибольшей насыщенности углеводородами бурятся пологонаклонные участки, которые после проходки оборудуются фильтрами. Вскрытие продуктивных пластов производится в две стадии: на первой - во всех скважинах перфорируются интервалы, пересекающие прерывистые пласты, на второй - в вертикальной скважине и в скважинах, не имеющих пологонаклонных участков, перфорируется интервал, расположенный в сплошном пласте.

Далее сущность изобретения поясняется чертежами, на которых изображены: - на фиг. 1 - изометрическое изображения куста скважин по шестиугольной схеме с центральной скважиной; - на фиг. 2 - горизонтальная проекция куста скважин по шестиугольной схеме с центральной скважиной, - на фиг. 3 - схема пересечения сплошного и прерывистых продуктивных пластов вертикальной и наклонной скважинами и наклонной скважиной с пологонаклонным участком; - на фиг. 4 - план разработки Северо - Васюганского газоконденсатного месторождения, составленный ОАО "Томскгаз"; - на фиг. 5 - план разработки Северо - Васюганского газоконденсатного месторождения, составленный "ТюменНИИГипрогаз".

Реализация предложенного способа показана на примере разработки части Мыльджинского газоконденсатно-нефтяного месторождения в Томской области. С одного бурового основания 1 бурится куст скважин, состоящий из одной центральной вертикальной 2 и шести периферийных наклонных 3 скважин (фиг.1, 2). Все скважины являются добывающими. Зенитный угол наклонных скважин 3 находится в пределах 22 - 24^o, что обеспечивает попадание забоя скважин в подошве сплошного пласта на глубине 2200 - 2400 м в углы правильного шестиугольника на расстоянии около 1000 м от забоя вертикальной скважины, расположенной в центре шестиугольника. Таким образом сплошной пласт вскрывается вертикальной скважиной под углом 90^o, а тремя наклонными скважинами через 120^o - под заданным углом 66 - 68^o к горизонту. Остальные три наклонные скважины, также расположенные через 120^o, пересекают сплошной пласт по его простиранию пологонаклонными участками 4 (фиг. 3). Угол наклона этих участков скважин выбирается исходя из мощности сплошного пласта с таким расчетом, чтобы их траектория проходила в пределах сплошного пласта от его кровли и до подошвы на расстоянии 250 - 500 м от угла шестиугольника. При этом эти участки направляются в сторону наибольшей насыщенности пласта углеводородами. В процессе обсадки этих скважин участки 4 оборудуются фильтрами.

Перфорация скважин производится в две стадии: на первой стадии во всех скважинах перфорируются участки, расположенные в прерывистых пластах 5, на второй стадии - по мере снижения пластового давления - перфорируются участки вертикальной и трех наклонных скважин, не имеющих наклонных участков в сплошном пласте 6 (фиг. 3).

В настоящее время ОАО "Томскгаз" приступает к реализации проекта разработки Северо - Васюганского газоконденсатного месторождения, в основу которого также положен предлагаемый способ (фиг. 4). На месторождении планируется разбурить 3 куста скважин с общим количеством 21 скважина. Капитальные вложения на бурение составляют 40 млн. долл. США при общих капитальных затратах - 75 млн. долл. США. Этот проект обладает несомненными преимуществами перед проектом, разработанным Тюменским НИИГипрогаз, основой которого является использование 3 - и 5-точечных ячеек с квадратной и прямоугольной сеткой расположения вертикальных скважин (фиг. 5). Проектом "ТюменНИИГипрогаз" предусматривается разбуривание 10 ячеек с общим количеством 44 скважины. Капитальные вложения на бурение составляют 80 млн. долл. США при общих капитальных вложениях - 235 млн. долл. США.

Отсюда видны технические, технологические и экономические преимущества предложенного способа разработки газоконденсатных и газоконденсатно-нефтяных месторождений.

Таким образом, предлагаемый способ позволяет: - повысить дебит скважин и коэффициент извлечения углеводородов из продуктивных пластов; - сократить количество эксплуатационных скважин;
- сократить затраты времени на монтажно-демонтажные работы и перевозку буровой вышки;
- уменьшить расходы на обвязку скважин и обустройство промысла;
- улучшить экологическую обстановку в районе промысла.

Источники информации
1. Справочник инженера по бурению. Т. 2./ Под ред. В.И. Мицевича и Н.А. Сидорова.- М.: Недра, 1973.

2. А. М. Григорян. Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными скважинами.- М.: Недра, 1969.

3. Ю. В. Желтов и др. Разработка и эксплуатация нефтегазоконденсатных месторождений.- М.: Недра, 1979.

4. В.Д. Лысенко. Разработка нефтяных месторождений. Теория и практика.- М.: Недра, 1996.

5. Патент РФ N 2012792, E 21 В 43/30, 43/20. Способ разработки нефтяной залежи. Б.И. N 9,1994 г.

6. Патент США N 4727937, НКИ 166 - 245. Способ разработки нефтяного пласта, 1986 г.

7. Патент РФ N 2112868, E 21 В 43/16, 43/00. Способ разработки нефтегазовых залежей. Б.И. N 16, 1998 г.

Формула изобретения

Способ разработки газоконденсатно нефтяного месторождения, включающий вскрытие продуктивного разреза скважинами с центральной вертикальной скважиной и периферийными наклонными скважинами, имеющими участки, расположенные в пределах сплошного пласта по его простиранию, и перфорацию скважин, отличающийся тем, что продуктивный разрез вскрывают скважинами по правильной геометрической сетке и с одного бурового основания, а периферийные наклонные скважины проходят с заданным зенитным углом, обеспечивающим попадание их забоя на проектной глубине в подошве сплошного продуктивного пласта в углы правильного шестиугольника, причем в трех скважинах, расположенных через 120^o, по простиранию сплошного пласта в направлении его наибольшей насыщенности углеводородами бурят пологонаклонные участки от кровли и до подошвы пласта и оборудуют их фильтрами, а перфорацию скважин производят поэтапно в две стадии: на первой стадии перфорируют интервалы во всех скважинах в зоне прерывистых пластов, на второй стадии - сплошной пласт в вертикальной скважине и наклонных скважинах, не имеющих пологонаклонных участков.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5