Способ разработки залежи высоковязкой нефти

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно к повышению эффективности разработки залежи высоковязкой нефти. Обеспечивает повышение эффективности разработки залежи высоковязкой нефти. Сущность изобретения: способ включает бурение первоочередных пилотных стволов для будущих добывающей и нагнетательной скважин со вскрытием продуктивного пласта. Осуществляют закачку воды, регистрацию изменения давления в стволе добывающей скважины, прекращение закачки воды после всплеска забойного давления, свидетельствующего о массивном строении продуктивного пласта в пределах рассматриваемого элемента разработки. Этот элемент разбуривают вертикальными и/или горизонтальными добывающими и нагнетательными скважинами с площадной системой их размещения. Забои или стволы скважин разносят таким образом, что добывающими скважинами вскрывают продуктивный пласт вблизи его кровли, а нагнетательными скважинами - выше или ниже водонефтяного контакта. Организуют вытеснение нефти в вертикальном направлении с режимом закачки рабочего агента, преимущественно воды, из условия, чтобы текущее пластовое давление в элементе разработки было не ниже начального пластового давления. При этом в нагнетательные скважины закачивают загущенную полимером воду из условия недопущения преждевременных прорывов рабочего агента к добывающим скважинам. По второму варианту забои или стволы скважин разносят таким образом, что на первом этапе добывающими скважинами вскрывают продуктивный пласт примерно в середине, а на втором этапе осуществляют забуривание боковых горизонтальных стволов вблизи кровли продуктивного пласта. 2 н.п. ф-лы, 2 табл., 4 ил.

 

Предлагаемое изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно к повышению эффективности разработки залежи высоковязкой нефти, с массивным строением пласта, послойно неоднородного по коллекторским свойствам и с недостаточно устойчивым продуктивным коллектором.

Известен способ разработки залежи со слоисто-неоднородным коллектором на основе бурения добывающих и нагнетательных скважин и закачки в пласт раствора, например, биополимера БП-92 с целью выравнивания профиля приемистости нагнетательной скважины (см. Власов С.А., Каган Я.М. О возможном механизме повышения нефтеотдачи пластов нефтяных месторождений, разрабатываемых в режиме заводнения. Нефтяное хозяйство, № 2, 2005, с.70-73 и Информация с заседания Центральной комиссии по разработке. Нефтяное хозяйство, № 2, 2005, с.74-75). Недостатком способа является сравнительно невысокий прирост в коэффициенте извлечения нефти (КИН). Так, по мнению авторов и ЦКР, прирост КИН на основе лабораторных исследований и промысловых работ оценивается в 10-15%. Такой прирост КИН не в состоянии сделать рентабельным процесс заводнения залежи высоковязкой нефти.

Известен также способ повышения темпов добычи нефти на основе бурения добывающих и нагнетательных скважин и заводнения продуктивного пласта при режиме перекомпенсации, когда объемы закачиваемой воды превышают объемы добываемых пластовых флюидов (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. Москва, 2004, с.13-14). Недостатком такого способа является превышение текущих пластовых давлений над начальным давлением. В результате на практике имело место формирование техногенной трещиноватости, соответственно - преждевременное обводнение добывающих скважин. Возникали также сложности с капитальным ремонтом в связи с фонтанированием скважин.

Наиболее близким к предлагаемому способу является способ разработки газо-конденсатной 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. Москва, 1988). Предполагаемым недостатком рассматриваемого способа применительно к залежи высоковязкой нефти является недостаточный прирост КИН, чтобы оправдать применение его при обычном заводнении пласта.

В основу настоящего изобретения положена задача создания эффективного способа разработки залежи высоковязкой нефти за счет комплексного использования положительных свойств известных способов. В частности, и за счет превращения некоторых негативных их свойств в позитивные.

Выполнение поставленной задачи достигается тем, что предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой нефти включает разбуривание элемента разработки вертикальными и/или горизонтальными добывающими и нагнетательными скважинами с площадной системой их размещения, забои или стволы скважин разносят таким образом, что добывающими скважинами вскрывают пласт вблизи кровли пласта, а нагнетательными скважинами - выше или ниже водонефтяного контакта и организуют вытеснение нефти в вертикальном направлении с режимом закачки рабочего агента, преимущественно воды, из условия, чтобы текущее пластовое давление в элементе разработки было не ниже начального пластового давления, при этом в нагнетательные скважины закачивают загущенную полимером воду из условия недопущения преждевременным прорывов рабочего агента к добывающим скважинам.

Выполнение поставленной задачи достигается также и тем, что предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой нефти включает разбуривание элемента разработки вертикальными и/или горизонтальными добывающими и нагнетательными скважинами с площадной системой их размещения, забои или стволы скважин разносят таким образом, что добывающими скважинами вскрывают пласт примерно посреди толщины продуктивного пласта, в дальнейшем из этих стволов забуривают боковые горизонтальные стволы вблизи кровли пласта, нагнетательными скважинами вскрывают пласт выше или ниже водонефтяного контакта и организуют вытеснение нефти в вертикальном направлении с режимом закачки рабочего агента, преимущественно воды, из условия, чтобы текущее пластовое давление в элементе разработки было не ниже начального пластового давления, при этом в нагнетательные скважины закачивают загущенную полимером воду из условия недопущения преждевременным прорывов рабочего агента к добывающим скважинам.

Способы осуществляют следующим образом.

Первый способ.

В пределах элемента разработки производят его разбуривание по одной из следующих альтернативных систем разработки.

- Площадной элемент разработки, например пятиточечный, разбуривают четырьмя вертикальными добывающими скважинами и одной нагнетательной. Добывающие скважины вскрывают от кровли продуктивного пласта, но не более половины толщины пласта, нагнетательную - от ВНК или подошвы пласта, но не более половины толщины пласта. Схема расположения скважин приводится на фиг.2.

- Площадной элемент разработки, например пятиточечный, разбуривается четырьмя добывающими горизонтальными скважинами со стволами вблизи кровли продуктивного пласта. В качестве нагнетательной оставляется ранее пробуренная вертикальная скважина. Либо из нее забуривается горизонтальный нагнетательный ствол вблизи и параллельно ВНК. Схема расположения скважин дается на фиг.3.

- Сформированный элемент разработки вводится в эксплуатацию. На забоях скважин поддерживается давление, 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. Это приведет к повышению пластового давления выше начального. В результате появляется возможность повышения забойного давления в добывающих скважинах. Такое решение позволяет предотвращать вынос песка при эксплуатации неустойчивых коллекторов.

В случае необходимости ремонтных работ в одной из скважин снижение пластового давления в районе рассматриваемого элемента разработки, например, производят за счет перевода нагнетательной скважины в режим добычи воды. Следовательно, негативно зарекомендовавший себя на практике режим перекомпенсации становится технологически необходимым в предлагаемом способе. Он, кроме того, необходим по причине более интенсивного проталкивания к забоям добывающих скважин высоковязкой нефти.

- В вариантах извлечения высоковязкой нефти предусматривается закачка в пласт загущенной полимерами воды. Нетрудно видеть возникающее, по отношению к традиционному подходу, различие в применении полимерных растворов. При традиционном их использовании они служат целям выравнивания профиля приемистости в нагнетательной скважине. В предлагаемом способе их назначение состоит в недопущении преждевременных прорывов рабочего агента к добывающим скважинам при организации процесса вытеснения преимущественно не в латеральном, а в вертикальном направлении.

- 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.

Излагаемые элементы технологии разработки основываются на многочисленных 3D математических экспериментах. Поэтому доказательная их основа рассматривается в следующем разделе.

Второй способ.

В пределах элемента разработки производят его разбуривание по одной из следующих альтернативных систем разработки.

- Площадной элемент разработки, например пятиточечный, разбуривают четырьмя вертикальными добывающими скважинами и одной нагнетательной. Добывающие скважины вскрывают от кровли продуктивного пласта, но не более половины толщины пласта, нагнетательную - от ВНК или подошвы пласта, но не более половины толщины пласта. Схема расположения скважин приводится на фиг.2.

- Площадной элемент разработки, например пятиточечный, разбуривается четырьмя добывающими горизонтальными скважинами. Стволы размещаются примерно посреди толщины продуктивного пласта. В дальнейшем из этих стволов забуривают боковые горизонтальные стволы и размещают их вблизи кровли пласта. В качестве нагнетательной оставляется ранее пробуренная вертикальная скважина. Либо из нее забуривается горизонтальный нагнетательный ствол вблизи и параллельно ВНК. Схема расположения скважин дается на фиг.4.

Двухстадийное разбуривание ранее было развито в работах акад. А.П.Крылова (см. Закиров С.Н. Анализ проблемы "Плотность сетки скважин - нефтеотдача". Изд. Грааль, 2002, с.108-110). Оно предполагало на первом этапе бурения добывающие и нагнетательные скважины размещать по редкой и равномерной сетке. Этими скважинами эксплуатационного фонда осуществлялась доразведка продуктивного пласта. Тогда скважины на втором этапе разбуривания размещались там, где они обеспечивали наибольший КИН, наибольший прирост в годовой добыче нефти или закачке воды. Поэтому такое двухстадийное разбуривание можно назвать площадным.

Предлагаемый принцип двухстадийного разбуривания может быть условно назван вертикальным - двухстадийное вертикальное разбуривание. Одно из главных его назначений - интенсификация темпов добычи высоковязкой нефти.

- Сформированный элемент разработки вводится в эксплуатацию. На забоях скважин поддерживается давление, 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. Это приведет к повышению пластового давления выше начального. В результате появляется возможность повышения забойного давления в добывающих скважинах. Такое решение позволяет предотвращать вынос песка при эксплуатации неустойчивых коллекторов.

В случае необходимости ремонтных работ в одной из скважин снижение пластового давления в районе рассматриваемого элемента разработки производят, например, за счет перевода нагнетательной скважины в режим добычи воды. Следовательно, негативно зарекомендовавший себя на практике режим перекомпенсации становится технологически необходимым в предлагаемом способе. Он, кроме того, необходим по причине более интенсивного проталкивания к забоям добывающих скважин высоковязкой нефти.

- В вариантах извлечения высоковязкой нефти предусматривается закачка в пласт загущенной полимерами воды. Нетрудно видеть возникающее, по отношению к традиционному подходу, различие в применении полимерных растворов. При традиционном их использовании они служат целям выравнивания профиля приемистости в нагнетательной скважине. В предлагаемом способе их назначение состоит в недопущении преждевременных прорывов рабочего агента к добывающим скважинам при организации процесса вытеснения преимущественно не в латеральном, а в вертикальном направлении.

- 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.

Излагаемые элементы технологии разработки основываются на многочисленных 3D математических экспериментах. Поэтому доказательная их основа рассматривается в следующем разделе.

Пример реализации предлагаемых способов разработки.

С целью большей наглядности 3D математические эксперименты проводились на элементах разработки, представленных на фиг.1-4. Соответствующие расчеты выполнялись численно в 3D двухфахной (нефть-вода) постановке.

Во всех вариантах расчетный элемент разработки принят послойно неоднородным по коллекторским свойствам. Соответствующие исходные данные приводятся в табл.1.

Вязкость нефти в пластовых условиях составляет 180 сПз, вязкость воды - 1 сПз. Начальное пластовое давление - 87,5 ат, пластовая температура - 19,5°С.

Добывающие скважины 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 расходу воды в нагнетательной скважине. Прогнозные расчеты заканчиваются при достижении одного из следующих ограничений: обводненность добываемой продукции - 95% или дебит скважины по нефти - 1 т/сут.

Сеточные размеры исследуемого элемента разработки составляют 13×13×13 элементарных ячеек для модели с вертикальными добывающими скважинами и 15×15×13 элементарных ячеек для модели с горизонтальными добывающими скважинами. Сетка вблизи добывающих скважин измельчается. Размеры ячеек поэтому по площади меняются от 1 м до 25 м для модели с вертикальными добывающими скважинами и от 1 до 20 м для модели с горизонтальными добывающими скважинами.

Результаты расчетов будут 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.

Вариант 1. Базовый. Рассматривается традиционный способ заводнения пласта. В вертикальных добывающих скважинах пласт вскрывается от кровли до 6 м не доходя до отметки ВНК. В нагнетательной вертикальной скважине пласт вскрывается от кровли до 6 м ниже ВНК (см. фиг.1).

Согласно табл.2, этот вариант характеризуется низкой эффективностью. Прежде всего мал КИН - лишь 0.1351.

Вариант 2. Здесь исследуется результативность разнесения по вертикали интервалов отбора нефти (жидкости) и закачки воды (см. фиг.2).

Из табл.2 следует высокая результативность данного способа повышения эффективности разработки залежи высоковязкой нефти. Так, КИИ, по сравнению с базовым вариантом, возрастает с 0.1351 до 0.2602. При этом происходит заметное уменьшение водонефтяного фактора - с 10.31 до 6.67.

Вариант 3. По всем исходным позициям он соответствует варианту 2. Отличие состоит в том, что в пласт закачивается вода загущенная полимером с вязкостью 20 сПз.

Данный способ повышения результативности разработки также характеризуется хорошей эффективностью. Согласно табл.2, в третьем варианте имеет место прирост КИН до 0.3519 по сравнению с 0.2602.во втором варианте. Закачка загущенной полимером воды приводит к дальнейшему уменьшению ВНФ с 6.67 до 0.34. Это сильный результат, учитывая, что сегодня в стране даже залежи маловязкой нефти разрабатываются в условиях высокой обводненности добываемой продукции.

Повышенная эффективность применения полимеров связана с тем, что нефть к скважинам загущенной полимерами водой вытесняется не в латеральном, а в вертикальном направлении. И тогда послойная неоднородность не мешает, а помогает эффективному извлечению нефти.

Вариант 4. Здесь исследуется целесообразность способа разработки на основе перекомпенсации отбора закачиваемой загущенной полимером водой. Во всем остальном данный вариант повторяет предыдущий.

Перекомпенсация имеет целью интенсифицировать процесс добычи нефти, что действительно приводит к сокращению срока разработки рассматриваемого элемента на 37 лет по сравнению с предыдущим. При этом, вопреки ожиданиям, происходит некоторое увеличение КИН - с 0.3519 до 0.3693.

Последующие варианты исследуют целесообразность применения горизонтальных скважин при разработке залежи высоковязкой нефти.

Вариант 5. В данном варианте горизонтальные добывающие стволы располагаются вблизи кровли пласта (см. фиг.3). А нагнетательный горизонтальный ствол - над ВНК. В связи с разнесением по вертикали добывающих и нагнетательных скважин в варианте 5, его следует сопоставлять с вариантом 2. Согласно табл.2, вариант 5 по отношению к варианту 2 имеет следующие достоинства

- происходит кратное сокращение срока разработки элемента (со 175 лет до 74 лет),

- несколько увеличивается КИН - с 0.2602 до 0.2693,

- возрастает КИН на 20-й год - с 0.0374 до 0.09, что, как отмечалось, важно с точки зрения критерия NPV.

Вариант 6. Отличие данного варианта от предыдущего заключается в том, что в пласт закачивается загущенная полимером вода с вязкостью 20 сПз.

Такой способ воздействия на процесс разработки вполне оправдывает себя. Так, согласно табл.2, КИН возрастает с 0.2693 до 0.3532. ВНФ уменьшается кратно - с 6.09 до 0.25. Такие показатели даются ценой увеличения срока разработки с 74 до 112 лет.

Вариант 7. Целью этого варианта является рассмотрение возможности сокращения срока разработки за счет некоторой перекомпенсации отбора закачкой. Как и в случае вертикальных скважин, данный способ также проявляет себя с положительной стороны.

Так, согласно табл.2, срок разработки уменьшается на 9 лет. Происходит некоторый прирост КИН - с 0.3532 до 0.3678.

Вариант 8. В данном варианте исследуется целесообразность замены горизонтальной нагнетательной скважины (как в варианте 7) на вертикальную. Со вскрытием пласта, как во 2-м варианте.

Согласно табл.2, переход на вертикальную нагнетательную скважину не ухудшает показатели разработки. Так, несколько увеличивается КИН (с 0.3678 до 0.3713). На два года сокращается срок разработки. Несколько увеличивается ВНФ (с 0.40 до 0.49).

Вариант 9. Данный вариант, как и предыдущий, основывается на вертикальной нагнетательной скважине, как менее дорогой.

Добывающие горизонтальные стволы первого этапа разбуривания размещаются в 6 прослое. На 10-м году в этих скважинах предусматривается забуривание БГС с размещением их вблизи кровли пласта (см. фиг.4). По многим важным параметрам данный вариант превосходит все предыдущие.

Так, согласно табл.2, здесь имеем наибольший КИН - 0.4802. Важным достоинством варианта является КИН на 20-й год - 0.1818. Здесь срок разработки равен 101 году, как и в 8 варианте, когда КИН составляет 0.3713. Правда, имеет место некоторый рост ВНФ - до 3.41. Однако не каждая разрабатываемая в стране залежь маловязкой нефти характеризуется КИН в 0.4802 при ВНФ, равном 3.41.

Таким образом, предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой нефти характеризуется высокой эффективностью при реализации довольно простого способа разработки - заводнения. Известно, что заводнение ни в какое сравнение не идет с термическими методами воздействия на фильтрационные процессы при добыче высоковязкой нефти как с точки зрения огромных капиталовложений, так и эксплуатационных затрат.

Выполненные 3D математические эксперименты подтверждают справедливость и эффективность всех предлагаемых технологических решений реабилитации способов 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, мПа*с
Кх	Ky	Kz
1	8	0.85	0.32	1045	1063	244
2	8	0.83	0.3	308	343	54
3	15.4	0.59	0.28	90	103	15
4	12.4	0.3	0.2	50	50	10
5	6.2	0.85	0.29	186	192	65
6	6.2	0.95	0.29	288	306	82
7	6.2	0.9	0.31	408	432	85
8	6.2	0.71	0.31	576	648	60
9	6	0.63	0.3	372	429	50
10	6	0.76	0.29	141	156	34
11	6	0.81	0.31	546	582	102
12	6	0.84	0.32	1302	1323	250
13	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.	Водо-нефтяной фактор	КИН, доли ед.	Конечное ср. пластовое давление, атм.	Квыт, доли ед.	Кохв, доли ед.	КИН на 20 год, доли ед.
Вертикальные скважины
1	45	63.32	652.75	10.31	0.1351	87.05	0.58	0.23	0.0697
2	175	121.95	813.08	6.67	0.2602	86.79	0.58	0.45	0.0374
3	246	164.91	55.48	0.34	0.3519	86.75	0.58	0.61	0.0359
4	219	173.08	86.64	0.50	0.3693	95.88	0.58	0.64	0.0367
Горизонтальные скважины
5	74	126.23	844.55	6.69	0.2693	84.8	0.58	0.46	0.0900
6	112	165.56	40.87	0.25	0.3532	84.5	0.58	0.61	0.0716
7	103	172.36	68.48	0.40	0.3678	90.42	0.58	0.63	0.0741
8	101	174.01	84.79	0.49	0.3713	91.49	0.58	0.64	0.0785
9	101	225.07	767.41	3.41	0.4802	108.83	0.58	0.83	0.1818

1. Способ разработки залежи высоковязкой нефти, включающий бурение первоочередных пилотных стволов для будущих добывающей и нагнетательной скважин со вскрытием продуктивного пласта, закачку воды, регистрацию изменения давления в стволе добывающей скважины, прекращение закачки воды после всплеска забойного давления, свидетельствующего о массивном строении продуктивного пласта в пределах рассматриваемого элемента разработки, который разбуривают вертикальными и/или горизонтальными добывающими и нагнетательными скважинами с площадной системой их размещения, забои или стволы скважин разносят таким образом, что добывающими скважинами вскрывают продуктивный пласт вблизи его кровли, а нагнетательными скважинами - выше или ниже водонефтяного контакта, и организуют вытеснение нефти в вертикальном направлении с режимом закачки рабочего агента, преимущественно воды, из условия, чтобы текущее пластовое давление в элементе разработки было не ниже начального пластового давления, при этом в нагнетательные скважины закачивают загущенную полимером воду из условия недопущения преждевременных прорывов рабочего агента к добывающим скважинам.

2. Способ разработки залежи высоковязкой нефти, включающий бурение первоочередных пилотных стволов для будущих добывающей и нагнетательной скважин со вскрытием продуктивного пласта, закачку воды, регистрацию изменения давления в стволе добывающей скважины, прекращение закачки воды после всплеска забойного давления, свидетельствующего о массивном строении продуктивного пласта в пределах рассматриваемого элемента разработки, который разбуривают вертикальными и/или горизонтальными добывающими и нагнетательными скважинами с площадной системой их размещения, забои или стволы скважин разносят таким образом, что на первом этапе добывающими скважинами вскрывают продуктивный пласт примерно в середине, а на втором этапе осуществляют забуривание боковых горизонтальных стволов вблизи кровли продуктивного пласта, нагнетательными скважинами вскрывают продуктивный пласт выше или ниже водонефтяного контакта и организуют вытеснение нефти в вертикальном направлении с режимом закачки рабочего агента, преимущественно воды, из условия, чтобы текущее пластовое давление в элементе разработки было не ниже начального пластового давления, при этом в нагнетательные скважины закачивают загущенную полимером воду из условия недопущения преждевременных прорывов рабочего агента к добывающим скважинам.