Способ разработки газонефтяной залежи с высоковязкой нефтью

Использование: изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно к повышению эффективности разработки газонефтяной залежи высоковязкой нефти. Обеспечивает повышение эффективности разработки газонефтяной залежи высоковязкой нефти с массивным строением пласта, послойно неоднородного по коллекторским свойствам и с недостаточно устойчивым продуктивным коллектором. Сущность изобретения: по одному варианту способ включает добычу нефти на основе добывающих и нагнетательных скважин с площадной системой их размещения, использование в основе рабочего агента - воды, проведение глубинного гидропрослушивания для установления массивного характера рассматриваемого элемента разработки. Согласно изобретению добывающие и нагнетательные скважины принимают горизонтальными. В пределах площадного элемента разносят по вертикали добывающие и нагнетательные скважины. Добывающие скважины размещают по сторонам элемента разработки примерно посередине толщины нефтяной оторочки. Одну нагнетательную скважину размещают над водонефтяным контактом, а другую нагнетательную скважину - над газонефтяным контактом. В нагнетательные скважины закачивают загущенную полимером воду. При этом режим закачки задают из условия, чтобы текущее пластовое давление в элементе разработки было не ниже начального пластового давления. По другому варианту вместо двух горизонтальных нагнетательных скважин используют одну вертикальную нагнетательную скважину с частичным вскрытием пласта над газонефтяным контактом и нефтеводонасыщенного интервала вблизи водонефтяного контакта соответственно. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 2 табл., 3 ил.

 

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно к повышению эффективности разработки газонефтяной залежи с высоковязкой нефтью. В качестве таковой рассматривается залежь высоковязкой нефти в виде нефтяной оторочки подошвенного типа, т.е. подстилаемая водой и перекрываемая газовой шапкой, с массивным строением пласта, послойно неоднородным по коллекторским свойствам и с недостаточно устойчивым продуктивным коллектором.

Известен способ разработки нефтяной оторочки на основе бурения горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин и добычи нефти в режиме безгазовых дебитов (см. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Закиров И.С., Баганова М.Н., Спиридонов А.В. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. М., 2004, с.73-77). Недостатком способа является применимость его в случае однородного по коллекторским свойствам пласта и сравнительно небольшой толщины нефтяной оторочки с маловязкой нефтью. Другими словами, она недостаточно эффективна к рассматриваемому типу залежи высоковязкой нефти, что будет далее подтверждено на основе расчетов.

Известен также способ разработки газонефтяной залежи на основе бурения добывающих и нагнетательных скважин и реализации так называемого барьерного заводнения (см. Гавура В.Е., Исайчев В.В., Курбанов А.К., Лапидус В.З., Лещенко В.Е., Шовкринский Г.Ю. Современные методы и системы разработки газонефтяных залежей. М.: ВНИИОЭНГ, 1994, с.13-17). Недостатком данного способа является применимость его только к нефтяной оторочке краевого типа. Данный способ никогда не применялся к нефтяной оторочке подошвенного типа. Вследствие низкой эффективности или неэффективности способа.

Наиболее близким к предлагаемому является способ разработки газоконденсатной залежи в режиме сайклинг-процесса с разнесением по вертикали забоев добывающих и нагнетательных скважин (см. Закиров С.Н., Леонтьев И.А., Мусинов И.В., Шведов В.М. Поддержание давления в газоконденсатной залежи с неоднородными по свойствам коллекторами. Тр. ВНИИГАЗа. Разработка газоконденсатных месторождений с поддержанием давления. М., 1988). Предполагаемым недостатком рассматриваемого способа применительно к газонефтяной залежи с высоковязкой нефтью является недостаточный прирост коэффициента извлечения нефти (КИН), чтобы оправдать применение его при обычном заводнении. Кроме того, отсутствует ясность как использовать указанный способ к совершенно другому типу залежи природных углеводородов.

В основу поставленной задачи положена задача создания эффективного способа разработки газонефтяной залежи с высоковязкой нефтью за счет комплексного использования положительных свойств известных способов разработки. В частности, и за счет превращения некоторых негативных их свойств в позитивные.

В дальней вместо понятия «горизонтальная скважина» будем применять понятие «горизонтальный ствол», который может быть результатом бурения горизонтальной скважины, бокового горизонтального ствола или многозабойной скважины.

Выполнение поставленной задачи достигается тем, что предлагаемый первый способ разработки газонефтяной залежи с высоковязкой нефтью включает добычу нефти на основе вертикальных и/или горизонтальных добывающих и нагнетательных стволов с площадной системой их размещения, использование в основе рабочего агента воды; отличается тем, что по данным глубинного гидропрослушивания убеждаются в массивном характере рассматриваемого элемента разработки; в пределах площадного элемента разносят по вертикали горизонтальные добывающие и нагнетательные стволы; добывающие стволы размещают по сторонам элемента разработки, примерно посередине толщины нефтяной оторочки, в зависимости от коллекторских свойств по толщине пласта; один нагнетательный ствол размещают над водонефтяным контактом или со вскрытием первых метров водоносного пласта, другой нагнетательный ствол располагают над газонефтяным контактом; в нагнетательные стволы закачивают загущенную полимером воду постоянно или же в виде оторочки, эту оторочку затем смещают нагнетаемой обычной водой; режим закачки задают из условия, чтобы текущее пластовое давление в элементе было не ниже начального пластового давления, а также:

- в случае необходимости ремонтных работ в одном из стволов применяют либо утяжеленную задавочную жидкость, либо продолжают эксплуатировать добывающие стволы с остановкой нижнего нагнетательного ствола, либо одновременно переводят нижний нагнетательный ствол на отбор воды до момента снижения пластового давления до гидростатического;

- для интенсификации процесса извлечения высоковязкой нефти, сокращения срока разработки и увеличения экономического критерия NPV осуществляют мероприятия по борьбе с пескопроявлениями и увеличивают депрессию на пласт в добывающих стволах; и/или при увеличенной толщине нефтяной оторочки реализуют двухстадийное разбуривание элемента, располагая горизонтальные добывающие стволы первого этапа разбуривания над водонефтяным контактом примерно на одной трети толщины нефтяной оторочки, горизонтальные добывающие стволы второго этапа разбуривания, размещают под газонефтяным контактом на расстоянии примерно одной трети от текущей толщины нефтяной оторочки;

- в случае наличия в пределах рассматриваемого элемента разработки непроницаемого пропластка на уровне газонефтяного контакта добычу нефти осуществляют на основе способа разработки, представленного в заявке №2005117051.

Второй способ аналогичен первому со всеми его признаками, отличается тем, что вместо двух горизонтальных нагнетательных стволов бурят один вертикальный нагнетательный ствол с совместно-раздельной закачкой рабочего агента в два интервала; первый - над газонефтяным контактом, второй - по несколько метров под и над водонефтяным контактом, при этом верхняя отметка второго интервала закачки должна быть ниже уровня размещения горизонтальных добывающих стволов.

В обоих способах основным принципом размещения по вертикали горизонтального нагнетательного ствола или верхней отметки второго интервала перфорации в вертикальном нагнетательном стволе является осуществление процесса вытеснения нефти рабочим агентом в вертикальном направлении.

Способы осуществляют следующим образом.

Первый способ.

Ввод в эксплуатацию очередного элемента площадной системы разработки осуществляют следующим образом.

Бурят два первоочередных пилотных ствола для будущих добывающего и нагнетательного стволов соответственно. В пилотном стволе для добывающего ствола вскрывают интервал на расстоянии от газонефтяного контакта в размере примерно одной трети толщины нефтяной оторочки. В пилотном стволе для нагнетательного ствола вскрывают интервал вблизи ВНК или подошвы пласта, с размером около одной трети толщины нефтяной оторочки, в зависимости от коллекторских свойств по толщине пласта.

Осуществляют глубинное гидропрослушивание пласта. Для этого в течение 1-3 дней производят закачку воды с максимально возможным расходом. В добывающем пилотном стволе глубинным дистанционным манометром регистрируют изменения давления. После всплеска забойного давления закачку воды прекращают.

Факт наличия реакции на процесс закачки свидетельствует, с одной стороны, о массивном строении пласта в пределах рассматриваемого элемента разработки, что служит основанием для реализации предлагаемого способа. С другой стороны, интерпретация данных 3D гидропрослушивания позволяет получить дополнительную исходную информацию. Она дает возможность скорректировать утвержденные технологические решения применительно к рассматриваемому элементу разработки.

В случае подтверждения массивного строения пласта в пределах элемента разработки производят его разбуривание по одной из следующих альтернативных систем разработки.

- Площадной элемент разработки, например пятиточечный, разбуривают горизонтальными добывающими стволами вдоль сторон элемента разработки со стволами примерно посередине нефтяной оторочки. Ранее пробуренный пилотный ствол добывающей скважины цементируют выше кровли продуктивного пласта. Забуривание горизонтальных добывающих стволов возможно как из него, так и из дополнительных пилотных стволов. Аналогично над водонефтяным контактом сооружают горизонтальный нагнетательный ствол. Другой горизонтальный нагнетательный ствол размещают над газонефтяным контактом. Схема расположения стволов дается на фиг.2.

Такой способ размещения нагнетательного ствола над газонефтяным контактом при разработке нефтяной оторочки подошвенного типа оказывается целесообразным вследствие малого различия плотностей высоковязкой нефти и загущенной полимером воды, а также послойной неоднородности пласта по коллекторским свойствам. Закачиваемый же рабочий агент предохраняет добывающие стволы от загазования, а нефтяную оторочку от смещения в газовую шапку.

- Сформированный элемент разработки вводится в эксплуатацию. Забойные давления в стволах поддерживаются, исходя из условия недопущения разрушения скелета коллектора, или недопущения разгазирования нефти, или иного технологического ограничения. Нагнетание воды осуществляют, например, из условия поддержания неизменности пластового давления.

Режим перекомпенсации отбора жидкости закачкой рабочего агента приведет к повышению пластового давления выше начального. В результате появляется возможность повышения забойного давления в добывающих стволах. Такое решение позволяет предотвращать вынос песка при эксплуатации неустойчивых коллекторов.

В случае необходимости ремонтных работ в одном из стволов применяют либо утяжеленную задавочную жидкость, либо снижают пластовое давления в районе рассматриваемого элемента разработки за счет продолжения добычи нефти, а также перевода нижнего нагнетательного ствола в режим добычи воды или его остановки. Следовательно, негативно зарекомендовавший себя на практике режим перекомпенсации становится технологически приемлемым в предлагаемом способе. Он, кроме того, целесообразен по причине более интенсивного проталкивания высоковязкой нефти к добывающим стволам.

- Во всех возможных вариантах извлечения высоковязкой нефти предусматривают закачку в пласт загущенной полимером воды. Нетрудно видеть возникающее различие в применении полимерных растворов. При традиционном их использовании они служат целям выравнивания профиля приемистости в нагнетательном стволе. В предлагаемом способе их назначение состоит в недопущении преждевременных прорывов рабочего агента к добывающим стволам при организации процесса вытеснения нефти преимущественно в вертикальном направлении.

- При интенсификации процесса извлечения высоковязкой нефти, сокращении срока разработки и увеличения критерия NPV, за счет реализации известных способов борьбы с пескопроявлениями, увеличивают депрессию на пласт в добывающих стволах и/или осуществляют двухстадийное разбуривание элемента разработки, располагая горизонтальные добывающие стволы первого этапа разбуривания над водонефтяным контактом примерно на одной трети толщины нефтяной оторочки, горизонтальные добывающие стволы второго этапа разбуривания размещают под газонефтяным контактом на расстоянии примерно одной трети от текущей толщины нефтяной оторочки.

- Мониторинг за процессами добычи позволяет вносить те или иные уточнения и коррективы в реализуемую систему разработки, естественно, на основе использования 3D гидродинамической, адаптирующейся модели залежи высоковязкой нефти.

Второй способ.

Второй способ аналогичен первому со всеми его признаками, отличается тем, что вместо двух горизонтальных нагнетательных стволов бурят один вертикальный нагнетательный ствол с совместно-раздельной закачкой рабочего агента в два интервала; первый - над газонефтяным контактом, второй - по несколько метров над и под водонефтяным контактом соответственно.

Пример реализации предлагаемого способа разработки.

3D математические эксперименты проводились на пятиточечных площадных элементах разработки, представленных на фиг.1-3. Соответствующие расчеты выполнялись численно в 3D трехфазной (газ-нефть-вода) постановке. Во всех вариантах расчетный элемент разработки имеет площадные размеры 200×200 м и принят послойно неоднородным по коллекторским свойствам. Соответствующие исходные данные приводятся в табл.1.

Вязкость нефти в пластовых условиях составляет 180 сП, вязкость воды - 1 сП. Начальное пластовое давление - 85,85 ат, пластовая температура - 19,5°С.

Добывающие стволы во всех вариантах эксплуатируются при одинаковой депрессии на пласт - 15 ат. Поддержание пластового давления, где это не оговаривается, производится из условия равенства дебита жидкости из элемента разработки расходу воды в нагнетательном стволе. Прогнозные расчеты заканчиваются при достижении одного из следующих ограничений: обводненность добываемой продукции - 95%, или дебит ствола по нефти - 1 т/сут, или газовый фактор - 5 тыс. м³/сут.

Сеточные размеры исследуемого элемента разработки составляют 15×15×17 элементарных ячеек. Сетка вблизи добывающих стволов измельчается. Размеры ячеек поэтому по площади меняются от 1 до 20 м.

Результаты расчетов сведены в табл.2. Здесь приводятся наиболее характерные показатели добычи нефти из рассматриваемого элемента разработки. Соответствующие показатели в особых пояснениях не нуждаются. Ибо они, в конечном счете, предопределяют эффективность добычи высоковязкой нефти из выделенного элемента разработки. Следует пояснить лишь последний столбец. Его значимость имеет отношение к величине экономического критерия эффективности NPV. Ибо этот критерий, вследствие процедуры дисконтирования, наиболее чувствителен к доходной и затратной статьям бюджета недропользователя за первые 15-20 лет.

Вариант 1, базовый. Целью данного варианта является исследование степени эффективности аналогового способа разработки. Это означает, что горизонтальные добывающий и нагнетательный стволы размещаются в пятом нефтеносном прослое параллельно друг другу, как схематично показано на фиг.1. Результаты расчетов для данного и последующих вариантов приводятся в табл.2.

Согласно табл.2, этот вариант характеризуется низкой эффективностью. Прежде всего, это касается КИН, он мал, составляет лишь 0.1041.

Вариант 2. Назначение данного варианта заключается в оценке значимости способа согласно прототипу. Он предусматривает разнесение по вертикали горизонтальных добывающих и нагнетательного стволов. Расчетная схема аналогична фиг.2, за исключением горизонтального нагнетательного ствола над газонефтяным контактом. Горизонтальные добывающие стволы располагают в пятом нефтеносном прослое, а горизонтальный нагнетательный ствол - в 10-м нефтеносном прослое.

Из табл.2 видно, что данный вариант также не отличается высокой эффективностью. Хотя КИН к концу разработки составит 0.1314, что на 30% выше по сравнению с предыдущим вариантом.

Вариант 3. В данном варианте реализуется одна из составляющих предлагаемого способа разработки. Речь идет о том, что, в отличие от варианта 2, вводится в эксплуатацию горизонтальный нагнетательный ствол над газонефтяным контактом (см. фиг.2).

Согласно табл.2, это положительно сказалось на величине КИН. Он заметно возростает - с 0.1314 до 0.2343.

Вариант 4. В этом варианте, в отличие от варианта 3, в пласт закачивают загущенную полимером воду с вязкостью 20 сП. Кроме того, в рассматриваемом варианте реализуют идею о перекомпенсации отбора нефти и воды закачкой рабочего агента. Данные составляющие предлагаемого способа разработки приводят к дальнейшему увеличению КИН - с 0.2343 до 0.3721.

Вариант 5. Он учитывает результативность работ по борьбе с пескопроявлениями. Принимается, что они позволили депрессию в добывающих стволах увеличить с 15 ат до 30 ат.

По сравнению с вариантом 4, согласно табл.2, имеет место дополнительное увеличение КИН с 0.3721 (в предыдущем варианте) до 0.4635. Положительными составляющими варианта 5, по отношению к предыдущему, являются следующие:

- срок разработки сокращается со 172 лет до 120 лет,

- на двадцатый год КИН увеличивается с 0.0664 до 0.1547, что оказывает положительное влияние на критерий экономической эффективности NPV,

- по сравнению с традиционным заводнением водонефтяной фактор сокращается с 9.07 в первом варианте до 2,75 в пятом варианте.

Вариант 6. Целью данного варианта является исследование возможности удешевления извлечения высоковязкой нефти. Для этого здесь, в отличие от предыдущего варианта, рассматривается целесообразность замены двух горизонтальных нагнетательных стволов на один вертикальный нагнетательный ствол со вскрытием пласта над газонефтяным контактом и вскрытием нефтенасыщенного и водонасыщенного интервалов вблизи водонефтяного контакта соответственно.

Согласно табл.2, в данном варианте несколько снижается конечный КИН. Зато возрастает КИН на 20-й год с 0,1547 до 0,1833 в анализируемом варианте, что важно с точки зрения окупаемости капитальных вложений. При этом сокращается срок разработки на 27 лет.

Вариант 7. Данный вариант, по сравнению с предыдущим, исследует целесообразность двухстадийного разбуривания элемента разработки с целью дальнейшей интенсификации добычи нефти. На первом этапе горизонтальные добывающие стволы размещают в 7-м нефтеносном прослое. На 10-м году забуривают горизонтальные стволы второго этапа разбуривания в 3-м нефтеносном прослое (см. фиг.3).

Двухстадийное разбуривание, согласно табл.2, положительно сказывается на величине КИН на 20-й год. Он возрастает до 0,2350, что важно с точки зрения окупаемости капиталовложений.

Таким образом, предлагаемый способ разработки рассматриваемого типа залежи является весьма эффективным и вполне конкурентоспособным по сравнению с трудно реализуемыми, капиталоемкими и энергоемкими термическими способами извлечения нефти. Кроме того, например, на залежах высоковязкой нефти на севере Западной Сибири отпадает необходимость сооружения, в связи с наличием вечномерзлых пород, дорогих теплоизолированных скважин.

Выполненные 3D математические эксперименты подтверждают справедливость и эффективность всех предлагаемых технологических решений, лежащих в основе авторского нетрадиционного заводнения применительно к залежи высоковязкой нефти. Здесь указаны наиболее принципиальные моменты. Применительно к реальным геолого-физическим и промысловым условиям возможна дальнейшая, более предметная оптимизация отдельных составляющих в предлагаемом способе разработки.

Таблица 1 Фильтрационно-емкостные параметры элемента разработки
Слой	Общая толщина Н, м	Песчанистость, д.ед.	Пористость m, д. ед.	Проницаемость К, мдарси
Kx	Ky	Kz
1	10	1	0.3	500	500	50
2	10	1	0.3	500	500	50
3	10	1	0.3	500	500	50
4	10	1	0.3	500	500	50
5	8	0.85	0.32	1045	1063	244
6	8	0.83	0.3	308	343	54
7	15.4	0.59	0.28	90	103	15
8	12.4	0.3	0.2	50	50	10
9	6.2	0.85	0.29	186	192	65
10	6.2	0.95	0.29	288	306	82
11	6.2	0.9	0.31	408	432	85
12	6.2	0.71	0.31	576	648	60
13	6	0.63	0.3	372	429	50
14	6	0.76	0.29	141	156	34
15	6	0.81	0.31	546	582	102
16	6	0.84	0.32	1302	1323	250
17	40.2	0.76	0.3	1461	1539	100

Таблица 2 Сравнение результатов секторного моделирования
Номер варианта	Срок разработки, годы	Добытое количество нефти, тыс. т.	Добытое количество воды, тыс. т.	Водонефтяной фактор	КИН, доли ед.	Конечное ср. пластовое давление, атм.	КИН на 20 год, доли ед.
1	127	48.77	442.19	9.07	0.1041	85.65	0.0224
2	33	61.59	463.42	7.52	0.1314	85.75	0.0910
3	103	109.79	771.93	7.03	0.2343	84.38	0.0565
4	172	174.41	155.07	0.89	0.3721	86.87	0.0664
5	120	217.24	597.33	2.75	0.4635	91.13	0.1547
6	93	203.62	828.65	4.07	0.4345	92.16	0.1833
7	95	195.87	783.08	4.00	0.4179	84.50	0.2350

1. Способ разработки газонефтяной залежи с высоковязкой нефтью, включающий добычу нефти на основе добывающих и нагнетательных скважин с площадной системой их размещения, использование в основе рабочего агента воды, проведение глубинного гидропрослушивания для установления массивного характера рассматриваемого элемента разработки, отличающийся тем, что добывающие и нагнетательные скважины принимают горизонтальными, в пределах площадного элемента разносят по вертикали добывающие и нагнетательные скважины; добывающие скважины размещают по сторонам элемента разработки примерно посередине толщины нефтяной оторочки, одну нагнетательную скважину размещают над водонефтяным контактом, а другую нагнетательную скважину - над газонефтяным контактом, в нагнетательные скважины закачивают загущенную полимером воду, при этом режим закачки задают из условия, чтобы текущее пластовое давление в элементе разработки было не ниже начального пластового давления.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что загущенную полимером воду закачивают в виде оторочки, которую смещают водой.

3. Способ разработки газонефтяной залежи с высоковязкой нефтью, включающий добычу нефти на основе добывающих скважин и нагнетательной скважины с площадной системой их размещения, использование в основе рабочего агента воды, проведение глубинного гидропрослушивания для установления массивного характера рассматриваемого элемента разработки, отличающийся тем, что добывающие скважины принимают горизонтальными, а в качестве нагнетательной принимают вертикальную скважину с частичным вскрытием пласта над газонефтяным контактом и нефтеводонасыщенного интервала вблизи водонефтяного контакта соответственно, в пределах площадного элемента разносят по вертикали добывающие скважины и размещают их по сторонам элемента разработки примерно посередине толщины нефтяной оторочки, в нагнетательные скважины закачивают загущенную полимером воду, при этом режим закачки задают из условия, чтобы текущее пластовое давление в элементе разработки было не ниже начального пластового давления.