Способ разработки нефтяной залежи при наличии в продуктивном разрезе суперколлекторов
Владельцы патента RU 2386020:
Учреждение Российской академии наук Институт проблем нефти и газа РАН (RU)
Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли. Обеспечивает повышение эффективности разработки нефтяной залежи при наличии в продуктивном разрезе суперколлектора. Сущность изобретения: способ осуществляют на основе заводнения с применением горизонтальных добывающих скважин и вертикальных нагнетательных скважин. Согласно изобретению вертикальные нагнетательные скважины размещают в углах пятиточечного элемента. В них вскрывают перфорацией одну треть нижней части продуктивного пласта. Горизонтальную добывающую скважину размещают вблизи кровли продуктивного пласта, параллельно двум сторонам квадрата в центре пятиточечного элемента с длиной ствола, равной одной трети от расстояния между забоями нагнетательных скважин. 2 ил., 2 табл.
Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли, а именно к повышению эффективности разработки нефтяной залежи при наличии в продуктивном разрезе суперколлектора.
Большинство залежей нефти представлено слоисто неоднородными пластами. При этом проницаемости отдельных прослоев различаются в разы и на порядок. К суперколлектору относят такой пропласток, проницаемость которого в сотни и тысячи раз превышает проницаемость выше и ниже залегающих пропластков. Благодаря таким пропласткам имеет место снижение эффективности заводнения пласта, о чем свидетельствует опыт разработки, например, Талинского месторождения.
Известен способ разработки нефтяной залежи, продуктивные отложения которой характеризуются значительной послойной неоднородностью проницаемости и вертикальной анизотропией. Данный способ предполагает применение технологий выравнивания профилей приемистости (ВПП) в нагнетательных скважинах и фронта вытеснения путем закачки растворов физико-химических агентов, а также зарезку боковых стволов в слабодренируемые зоны пласта (см. Мосунов А.Ю., Лазарев И.С., Потапов Г.А., и др. О выработке запасов нефти из пластов с резко выраженной проницаемостной неоднородностью коллекторов. Нефтяное хозяйство, №5, 2008, с.34-36).
Недостатки указанного способа связаны со следующими обстоятельствами.
- Известно, что операции по выравниванию профилей приемистости позволяют изолировать высокопроницаемые промытые интервалы разреза пласта только вблизи нагнетательных скважин. На определенном удалении от них закачиваемая вода поступает обратно в такие пропластки и прорывается в добывающие скважины. Поэтому применение технологий ВПП не позволяет существенно улучшить показатели разработки залежи.
- Рассматриваемый способ не предполагает конкретных решений по обеспечению поддержания пластового давления (ППД) в зонах бурения вновь пробуренных боковых стволов. В отсутствие эффективной системы ППД дебиты таких боковых стволов быстро снижаются и их потенциал не реализуется.
В качестве прототипа может рассматриваться способ разработки нефтяной залежи при наличии в продуктивном разрезе суперколлекторов на основе заводнения с применением горизонтальных добывающих скважин и вертикальных нагнетательных скважин и использованием суперколлекторов в качестве продолжения нагнетательных скважин (см., например, патент РФ №2170344, кл. Е21В 43/20, опублик. 10.07.2001).
Недостатком такого способа разработки является ориентация на использование суперколлекторов в качестве продолжения забоев нагнетательных скважин, так как расположение в продуктивном разрезе суперколлекторов может быть крайне неблагоприятным с точки зрения коэффициента охвата, а значит и конечного коэффициента извлечения нефти (КИН).
Целью предлагаемого изобретения является обоснование способа разработки на основе площадной системы вертикально-латерального заводнения с использованием в качестве нагнетательных и добывающих скважин разного типа.
Поставленная цель достигается тем, что способ разработки нефтяной залежи при наличии в продуктивном разрезе суперколлекторов на основе заводнения с применением горизонтальных добывающих скважин и вертикальных нагнетательных скважин отличается тем, что вертикальные нагнетательные скважины размещают в углах пятиточечного элемента, в них вскрывают перфорацией одну треть нижней части продуктивного разреза, горизонтальную добывающую скважину размещают вблизи кровли пласта, параллельно двум сторонам квадрата в центре пятиточечного элемента с длиной ствола, равной одной трети от расстояния между забоями нагнетательных скважин.
Способ реализуют следующим образом.
На рассматриваемой нефтяной залежи выполняют комплекс исследований методами 3D сейсмики, лабораторного изучения параметров керна, методами промысловой геофизики и гидродинамических исследований скважин. На основе этих исследований создают 3D геологическую, а затем 3D гидродинамическую модели продуктивного пласта с выделением суперколлектора и его параметров.
С использованием 3D гидродинамической модели осуществляют прогнозные расчеты применительно к площадной системе заводнения. Вариантные гидродинамические и технико-экономические расчеты для разных геометрических размеров пятиточечных элементов с указанными рекомендуемыми типами нагнетательных и добывающих скважин позволяют обосновать наиболее оптимальный вариант по числу добывающих и нагнетательных скважин, а значит и по геометрическим характеристикам отдельного пятиточечного элемента.
Начинают разбуривать нефтяную залежь согласно утвержденному проектному документу.
Каждый пятиточечный элемент разбуривают исходя из следующих принципов.
- Вертикальные нагнетательные скважины размещают по углам пятиточечного элемента.
- В нагнетательной скважине вскрывают одну треть нижней части продуктивного разреза.
- Горизонтальную добывающую скважину сооружают с длиной ствола, равной одной трети от расстояния между нагнетательными скважинами.
- Горизонтальную скважину размещают вблизи кровли пласта, в середине пятиточечного элемента, а сам горизонтальный ствол ориентируют параллельно двум сторонам пятиточечного элемента.
После формирования очередного пятиточечного элемента с соблюдением рекомендуемых принципов добывающую и нагнетательные скважины запускают в эксплуатацию. Тем самым реализуют рекомендуемый способ разработки.
Пример реализации предлагаемого способа.
Особенностью реализации предлагаемого способа разработки нефтяной залежи при наличии в продуктивном разрезе суперколлектора является использование следующих технологических решений.
- Реализация способа вертикально-латерального заводнения, предусматривающего разнесение забоев добывающей и нагнетательных скважин по вертикали и латерали.
- Использование в пределах каждого пятиточечного элемента двух типов скважин: вертикальных - в качестве нагнетательных и горизонтальной - в качестве добывающей.
- Формирование каждого пятиточечного элемента на основе только что изложенных принципов.
Покажем справедливость технологических решений в рамках предлагаемого способа разработки.
| Таблица 1 | |
| Исходные данные для расчетов | |
| Глубина кровли, м | 2495 |
| Пористость основного коллектора, д.ед. | 0,132 |
| Пористость суперколлетора, д.ед. | 0,198 |
| Проницаемость основного коллектора, мД (Х-У) | 2,5 |
| Проницаемость основного коллектора, мД (Z) | 2,5 |
| Проницаемость суперколлектора, мД (Х-У) | 2500 |
| Проницаемость суперколлектора, мД (Z) | 2500 |
| Начальное пластовое давление, кгс/см2 | 250 |
| Давление насыщения, кгс/см2 | 200 |
| Начальная нефтенасыщенность, д.ед. | 1.0 |
| Остаточная нефтенасыщенность, д.ед. | 0,545 |
| Коэффициент вытеснения, д.ед. | 0,545 |
| Вязкость нефти в пластовых условиях, сП | 0,28 |
| Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3 | 818 |
| Вязкость воды в пластовых условиях, сП | 0,3 |
| Плотность воды в поверхностных условиях, кг/м3 | 1020 |
| Запасы элемента, тыс.м3 | 509 |
| Размерность сеточной области в 3D модели пласта | |
| ΔХ, м | 20 |
| ΔУ, м | 20 |
| ΔZ, м | 1 |
| Размерность сетки | 31×31×15 |
На фиг.1 приводятся профильный разрез и вид в плане исследуемого пятиточечного элемента. Исходные данные для расчетов приняты близкими к имеющим место на Талинском месторождении (см. табл.1). Фазовые проницаемости для нефти, воды и газа, при используемой концепции эффективного перового пространства, приняты из условия, что граничные значения нефте-, водо- и газонасыщенности равняются соответственно 0.545, 0.0, 0.15.
Как и на Талинском месторождении, принимается, что заводнение пласта начинается тогда, когда среднее пластовое давление снизится до 200 кгс/см2. Нагнетательные скважины эксплуатируются при забойном давлении 350 кгс/см2, а добывающие - при забойном давлении 150 кгс/см2. Окончание прогнозных расчетов наступает при достижении обводненности добываемой продукции в 98% или конечного срока в 50 лет.
Исследованию подвергнуты следующие варианты, различающиеся по способу разработки.
Вариант 1, базовый. В формировании пятиточечного элемента принимают участие вертикальные добывающие и нагнетательная скважины. Они вскрывают всю толщину продуктивного пласта. Практически такой способ разработки реализован на Талинском месторождении (фиг.1).
Вариант 2. Он предполагает реализацию вертикально-латерального заводнения на основе горизонтальных добывающей и нагнетательной скважин, размещаемых вблизи кровли и подошвы пласта соответственно (фиг.2).
Второй вариант исследует степень применимости способа разработки согласно прототипу к противоположному случаю. А именно, когда в продуктивном разрезе присутствует высоко проницаемый пропласток - суперколлектор. Длины стволов - 200 м.
Последующие варианты являются альтернативными. Отличительная их особенность в том, что здесь исследуются различные сочетания типов скважин, их размещение в объеме пятиточечного элемента и относительно друг друга.
Вариант 3. Нагнетательная скважина вскрывает 5 м (10-15 сеточные слои от кровли). Добывающие скважины горизонтальные, длина ствола - 200 м, стволы располагаются на глубине 1,5 м от кровли пласта. На элемент разработки приходятся 1 вертикальная и 1 горизонтальная скважины (0,5 скважины ×2 единицы) (фиг.3а).
Вариант 4. Нагнетательные скважины вскрывают 5 м (10-15 слои). Добывающая скважина горизонтальная, длина ствола - 200 м, ствол скважины размещается на глубине 1,5 м от кровли пласта. На элемент приходятся 1 вертикальная (0,25 скважины х4 единицы) и 1 горизонтальная скважины (фиг.3б).
Вариант 5. Добывающие скважины вскрывают 10 м (1-10 слои). Нагнетательная скважина горизонтальная, длина ствола - 200 м, скважина проходит на глубине 1,5 м от подошвы пласта. На элемент приходятся 1 вертикальная и 1 горизонтальная скважины (фиг.3в).
Вариант 6. Добывающая скважина вскрывает 10 м (1-10 слои). Нагнетательная скважина многозабойная, длина стволов - 100 м, стволы скважины приурочены к глубине 1,5 м от подошвы пласта. На элемент приходятся 0,25 вертикальной и 1 горизонтальная скважины (фиг.3г).
Вариант 7. Нагнетательная скважина вскрывает 8 м (8-15 слои). Добывающая скважина многозабойная, длины стволов - 100 м, сооружают на глубине 1,5 м от кровли пласта. На элемент приходятся 0,25 вертикальной и 1 горизонтальная скважины (фиг.3д).
Вариант 8. Добывающие скважины вскрывают 10 м (1-10 слои). Нагнетательная скважина горизонтальная, длина ствола - 200 м, ствол размещают на глубине 1,5 м от подошвы пласта. На элемент приходятся 0,5 вертикальной и 0,5 горизонтальной скважин (фиг.3е).
Вариант 9. Нагнетательные скважины вскрывают 5 м (10-15 слои). Добывающая скважина горизонтальная, длина ствола - 200 м, ствол размещают на глубине 1,5 м от кровли пласта. На элемент приходятся 0,5 вертикальной и 0,5 горизонтальной скважин (фиг.3и).
Вариант 10. Добывающие скважины вскрывают 10 м (1-10 слои). Нагнетательная скважина горизонтальная, длина ствола - 200 м, ствол скважины проходит на глубине 1,5 м от подошвы пласта. На элемент приходятся 0,5 вертикальной и 1 горизонтальная скважины (фиг.3к).
Вариант 11. Нагнетательные скважины вскрывают 5 м (10-15 слои). Добывающая скважина горизонтальная, длина ствола - 200 м, ствол приурочен к глубине 1,5 м от кровли пласта. На элемент приходятся 0,5 вертикальной и 1 горизонтальная скважины (фиг.3л).
Результаты расчетов приводятся в табл.2.
Анализ полученных результатов показывает следующее.
По важнейшим интегральным показателям разработки (величине коэффициента извлечения нефти (КИН) и значению водонефтяного фактора (ВНФ)) лучшим является вариант 4. Обращает на себя уникально низкое значение ВНФ (0,06) к концу прогнозного периода. При этом в данном варианте имеется дополнительный резерв в приросте КИН за пределами прогнозного срока. Так как обводненность добываемой продукции в 50 году составляет лишь 70% (0,7). Именно данный вариант иллюстрирует обоснованность рекомендуемого способа разработки.
В дополнительных исследованиях рассматривались различные рисковые ситуации, которые могли бы повлиять на вывод по поводу предпочтительности рекомендуемого способа разработки. Они включали различные технологические режимы эксплуатации добывающей скважины, варианты по срокам начала заводнения пласта, по величинам скин-фактора и др.
Они подтвердили справедливость вывода о предпочтительности предлагаемого способа разработки.
Исходные данные, использованные в расчетах, отличаются определенной степенью условности, случайности. Хотя авторы и пытались учесть особенности Талинского месторождения, однако указанный факт случайности, а не преднамеренности в задании исходной информации, повышает степень достоверности основного вывода авторов.
Таким образом, предлагаемый способ разработки нефтяной залежи при наличии в продуктивном разрезе суперколлектора отличается наибольшей эффективностью и надежностью с точки зрения рисковых ситуаций, что позволяет рекомендовать его к практическому использованию на проблемных месторождениях типа Талинского.
Способ разработки нефтяной залежи при наличии в продуктивном разрезе суперколлекторов на основе заводнения с применением горизонтальных добывающих скважин и вертикальных нагнетательных скважин, отличающийся тем, что вертикальные нагнетательные скважины размещают в углах пятиточечного элемента, в них вскрывают перфорацией одну треть нижней части продуктивного пласта, горизонтальную добывающую скважину размещают вблизи кровли продуктивного пласта параллельно двум сторонам квадрата в центре пятиточечного элемента с длиной ствола, равной одной трети расстояния между забоями нагнетательных скважин.
