Способ разработки краевой нефтяной оторочки нефтегазоконденсатной залежи
Владельцы патента RU 2433253:
Учреждение Российской Академии наук Институт проблем нефти и газа РАН (RU)
Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности разработки краевых нефтяных оторочек нефтегазоконденсатных залежей при одновременной и/или предшествующей добыче газа из газовой - газоконденсатной шапки. Сущность изобретения: способ включает использование горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин и эксплуатацию добывающих скважин при газовых факторах не более заданных значений. Согласно изобретению стволы нагнетательных скважин размещают внутри внешнего контура водонефтяного контакта, вблизи его и параллельно ему. Стволы добывающих скважин размещают в текущей нефтенасыщенной части нефтяной оторочки вблизи текущего внутреннего контура газонефтяного контакта и параллельно ему. Устанавливают глубинные положения добывающих и нагнетательных стволов от текущих поверхностей газонефтяного и водонефтяного контактов, количество скважин, расстояния между скважинами и технологические режимы работы нагнетательных скважин. При этом минимизируют негативное влияние прорывов газа из газовой или газоконденсатной шапки на продуктивные характеристики добывающих скважин. Для этого контролируют соблюдение общего убывающего тренда пластового давления вдоль линии, перпендикулярной контурам газонефтяного и водонефтяного контактов в направлении от внешней водонасыщенной зоны пласта в сторону газодобывающих скважин. 1 з.п. ф-лы, 2 табл., 5 ил.
Предлагаемое изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно к проблеме повышения эффективности разработки краевых нефтяных оторочек нефтегазоконденсатных залежей, с предшествовавшим периодом добычи газа из газовой (газоконденсатной) шапки или без такового. В том числе, в связи с задачей эффективного ввода в промышленную разработку имеющихся в России нефтяных оторочек краевого типа в частично истощенных нефтегазоконденсатных залежах, которые в настоящее время практически не разрабатываются вследствие кажущегося расформирования запасов нефти в соответствующих нефтяных оторочках.
Известен способ разработки нефтяной оторочки, осуществляемый на основе горизонтальных скважин без поддержания пластового давления при истощении пластовой энергии газовой шапки с реализацией технологического режима эксплуатации скважин при безгазовых дебитах [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.63-65]. Недостатками данного способа разработки являются следующие.
Известно, что разработка нефтяных оторочек при истощении пластовой энергии газовой шапки характеризуется низкой эффективностью по причине непродолжительности рентабельной эксплуатации скважин при критических безгазовых дебитах и вследствие обводнения скважин подошвенной водой.
Рассматриваемый способ предназначен для реализации в подгазовых зонах.
Коэффициент извлечения нефти из нефтяной оторочки при таком способе разработки может значительно снижаться при одновременной и/или предшествующей промышленной добыче газа из газовой (газоконденсатной) шапки.
Наиболее близким к предлагаемому является способ разработки нефтяной оторочки на основе горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин при поддержании на добывающих скважинах технологического режима эксплуатации при газовом факторе не более заданного значения [Закиров С.Н., Закиров Э.С., Закиров И.С., Ваганова М.Н., Спиридонов А.В. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. Москва, 2004, с.105-107].
Недостатками данного способа являются следующие.
Рассматриваемый способ предназначен для реализации в подгазовых зонах.
Система размещения горизонтальных стволов добывающих и нагнетательных скважин соответствует площадной схеме, без акцентирования внимания на трассировке стволов относительно внешних и внутренних контуров газонефтяного и водонефтяного контактов, что важно применительно к нефтяным оторочкам краевого типа.
Коэффициент извлечения нефти из нефтяной оторочки при таком способе разработки может достигать низких значений при одновременной и/или предшествующей промышленной добыче газа из газовой (газоконденсатной) шапки.
Предлагаемый способ направлен на повышение эффективности разработки краевых нефтяных оторочек нефтегазоконденсатных залежей при одновременной и/или предшествующей добыче газа из газовой (газоконденсатной) шапки.
Выполнение поставленной задачи достигается тем, что предлагаемый способ разработки краевой нефтяной оторочки нефтегазоконденсатной залежи, включающий использование горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин и эксплуатацию добывающих скважин при газовых факторах не более заданных значений, отличается тем, что стволы нагнетательных скважин размещают внутри внешнего контура водонефтяного контакта, вблизи его и параллельно ему; стволы добывающих скважин размещают в текущей нефтенасыщенной части нефтяной оторочки вблизи текущего внутреннего контура газонефтяного контакта и параллельно ему; глубинные положения добывающих и нагнетательных стволов от текущих поверхностей газонефтяного и водонефтяного контактов, количество скважин, расстояния между скважинами и технологические режимы работы нагнетательных скважин устанавливают на основе итерационных расчетов так, чтобы минимизировать негативное влияние прорывов газа из газовой или газоконденсатной шапки; при этом контролируют соблюдение общего убывающего тренда пластового давления вдоль линии, перпендикулярной контурам газонефтяного и водонефтяного контактов, в направлении от ряда нагнетательных стволов в сторону газодобывающих скважин; а также тем, что в случае значительности площадных размеров нефтяной оторочки краевого типа дополнительно к ряду добывающих стволов вблизи контура газонефтяного контакта и ряду нагнетательных стволов вблизи водонефтяного контакта размещают между ними по рядной системе параллельно газонефтяному и водонефтяному контактам дополнительные нагнетательные и добывающие горизонтальные стволы.
Способ осуществляют следующим образом.
Для рассматриваемой нефтегазоконденсатной залежи, на которой параллельно осуществляется и/или осуществлялась ранее разработка газоконденсатной шапки в режиме истощения пластовой энергии, строят 3D геологическую и затем 3D газогидродинамическую модель продуктивного пласта. Выполняют адаптацию 3D газогидродинамической модели пласта к фактическим данным эксплуатации скважин и данным контроля за процессом разработки залежи.
С помощью созданной и садаптированной 3D газогидродинамической модели пласта устанавливают текущую объемную конфигурацию нефтяной оторочки. То есть определяют конфигурации поверхностей флюидальных контактов (газонефтяного контакта (ГНК) и водонефтяного контакта (ВНК)) на рассматриваемую дату разработки залежи.
С учетом текущих размеров нефтяной оторочки и конфигурации флюидальных контактов осуществляют проектное размещение горизонтальных добывающих и нагнетательных стволов по одной из схем, приводимых на фиг.1-3.
Выполняют несколько вариантов прогнозных расчетов для выбранной системы разработки, варьируя количество стволов в рядах, а также смещая местоположение добывающих и нагнетательных стволов в профильном разрезе и по площади (положение стволов в рядах и положение рядов по площади). Наилучший вариант разработки выбирают из заданного критерия оптимальности, например чистого дисконтированного дохода (ЧДД, или NPV).
В процессе прогнозных расчетов целесообразно контролировать результаты путем построения на разные даты профилей распределения пластового давления, приведенного к единой глубинной отметке. Профили строятся вдоль выбранной линии, перпендикулярной контурам флюидальных контактов. Общий тренд изменения пластового давления вдоль такой линии должен характеризоваться снижением пластового давления в направлении от ряда нагнетательных стволов в сторону газодобывающих скважин. В этом случае минимизируется негативное влияние прорывов газа из газовой (газоконденсатной) шапки на продуктивные характеристики добывающих стволов. На фиг.4 представлен пример предпочтительного профиля распределения пластового давления (с учетом локальной воронки депрессии у ряда добывающих стволов).
Пример реализации предлагаемого способа.
Рассмотрим пример реализации предлагаемого способа и оценим его эффективность на основе 3D газогидродинамических расчетов.
Рассматривается участок гипотетической нефтегазоконденсатной залежи с краевой нефтяной оторочкой. Для проведения сопоставительных расчетов создана 3D секторная модель с геометрией, соответствующей участку залежи, приуроченной к куполовидному поднятию. Модель включает газовую (газоконденсатную) часть, нефтяную оторочку и часть контактирующего с залежью водонапорного бассейна.
На фиг.1 приводится профильный разрез и вид в плане исследуемой секторной модели. Для моделирования соответствующего типичным геологическим условиям обширного простирания водонапорного бассейна осуществляется увеличение перового объем крайних водонасыщенных ячеек модели.
Исходные данные для расчетов приняты близкими к имеющим место на одном из нефтегазоконденсатных месторождений Западной Сибири (табл.1). Кривые относительных фазовых проницаемостей для нефти, воды и газа в соответствии с используемой для построения модели концепцией эффективного перового пространства (Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С., Закиров И.С. и др. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. Часть II, М. - Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2009, с.12-19) приняты из условия, что значения остаточных нефте-, водо- и газонасыщенности равняются соответственно 49%, 0% и 6%.
Предшествующее вводу в разработку нефтяной оторочки истощение газоконденсатной шапки моделируется следующим образом. Первоначально осуществляется моделирование только добычи газа (газоконденсатной смеси) с использованием семи вертикальных скважин, расположенных в газоконденсатной шапке на удалении 5 км от контура ГНК. Скважины эксплуатируются при забойном давлении не ниже 50 кгс/см2 (атм) и ограничении на дебит газа - не более 190 тыс.м3/сут.
Разработка нефтяной оторочки, параллельно с продолжающейся добычей газа (газоконденсатной смеси), начинается при снижении среднего пластового давления в газоконденсатной шапке до 117 кгс/см2. Нагнетательные скважины в нефтяной оторочке эксплуатируются при забойном давлении не выше 300 кгс/см2 и при не превышении коэффициента компенсации отбора флюидов закачкой воды, равного 1. Добывающие скважины, если не оговорено иное, эксплуатируются при забойном давлении 90 кгс/см2.
Отключение добывающих скважин из-за нерентабельной эксплуатации производится при достижении ограничения на максимальную обводненность, равную 0,98, или максимальный газовый фактор, равный 5000 м3/м3. Окончание прогнозных расчетов наступает при отключении всех добывающих скважин по указанным ограничениям или при достижении конечного срока разработки - 43 года.
Эффективность предлагаемого способа разработки оценена в сопоставлении с несколькими альтернативными способами.
Исследованию подвергнуты следующие варианты, различающиеся по способу разработки нефтяной оторочки.
Вариант 1. Рассматриваемый участок нефтяной оторочки разрабатывается в режиме истощения пластовой энергии. Вертикальные добывающие скважины размещаются на расстоянии 500 м друг от друга в рядах и между рядами (см. фиг.5а). Скважины в водонефтяной зоне (у внешнего контура ВНК) вскрывают только нефтенасыщенную часть разреза. Скважины эксплуатируются при забойном давлении 50 кгс/см2. Количество добывающих скважин - 22 ед.
Вариант 2. Аналогичен варианту 1 с той разницей, что скважины в последнем ряду, расположенном вблизи внешнего контура ВНК, являются нагнетательными (см. фиг.5б). Количество добывающих скважин 13 ед., нагнетательных 9 ед. Добывающие скважины эксплуатируются при забойном давлении 50 кгс/см2.
Вариант 3. Добывающие скважины сооружаются в варианте многозабойных (с двумя горизонтальными стволами), нагнетательные - в варианте горизонтальных (см. фиг.5в). Стволы добывающих скважин размещаются в 4 м от кровли, нагнетательных - в 2 м от подошвы пласта. Длины горизонтальных стволов по 500 м. Расстояние между добывающими и нагнетательными скважинами 500 м. Количество добывающих скважин равняется 3 ед. (6 стволов), нагнетательных - 4 ед.
Вариант 4. Соответствует предлагаемому способу разработки (схема фиг.1). По числу и конструкции скважин аналогичен варианту 3, но расположение скважин осуществляется по схеме фиг.5г. Стволы добывающих скважин размещаются в текущей нефтенасыщенной части залежи вблизи текущего внутреннего контура ГНК и параллельно ему, стволы нагнетательных скважин - внутри внешнего контура ВНК и параллельно ему. Забои добывающих и нагнетательных скважин разносятся по вертикали. Стволы добывающих скважин располагаются в 13 м от кровли пласта, нагнетательных - в 1 м от подошвы пласта. Расстояние между добывающими скважинами 300 м, между нагнетательными - 500 м.
Результаты сопоставительных расчетов приведены в табл.2. Анализ полученных результатов показывает следующее.
По важнейшим интегральным показателям разработки (величине коэффициента извлечения нефти (КИН), значению водонефтяного фактора (ВНФ)) вариант 4 значительно опережает другие варианты.
Осуществление предлагаемого способа с размещением скважин с учетом текущих поверхностей ГНК и ВНК позволяет повысить эффективность разработки нефтяных оторочек краевого типа при продолжающейся добыче газа (и конденсата), в том числе для частично истощенных нефтегазоконденсатных залежей.
Таким образом, результаты газогидродинамических расчетов подтверждают, что предлагаемый способ позволяет обеспечить эффективный ввод в промышленную разработку нефтяных оторочек краевого типа в частично истощенных нефтегазоконденсатных залежах, а также повысить эффективность разработки нефтяных оторочек краевого типа при одновременном вводе в промышленную разработку соответствующей нефтяной оторочки и газовой (газоконденсатной) шапки.
| Таблица 1 | |
| Исходные данные для расчетов | |
| Эффективная пористость коллектора, д.ед. | 0, 112 |
| Эффективная проницаемость коллектора по латерали, мДарси | 25 |
| Эффективная проницаемость коллектора по вертикали, мДарси | 2,5 |
| Начальное пластовое давление на ГНК, кгс/см2 | 268 |
| Давление насыщения на ГНК, кгс/см2 | 268 |
| Коэффициент вытеснения нефти водой, д.ед. | 0,51 |
| Коэффициент вытеснения нефти газом, д.ед. | 0,51 |
| Начальное газосодержание нефти, м3/м3 | 181 |
| Начальное содержание конденсата в пластовом газе, см3/м3 | 13 |
| Вязкость нефти в пластовых условиях, сП | 0,48 |
| Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3 | 851 |
| Вязкость воды в пластовых условиях, сП | 0,3 |
| Плотность воды в поверхностных условиях, кг/м | 1009 |
| Этаж газоносности, м | 70 |
| Этаж нефтеносности (толщина оторочки), м | 25 |
| Запасы нефти, тыс.м3 | 15115,9 |
| Запасы газа, млрд.м3 | 2,027 |
| Размер сеточных ячеек в 3D модели пласта | |
| ΔХ, м | 50 |
| ΔУ, м | 50 |
| ΔZ, м | 1 |
| Размерность сеточной области по осям Nx × Ny × Nz | 200×120×20 |
| Таблица 2 | |||||||
| Сопоставление результатов расчетов | |||||||
| Показатели разработки Варианты |
Дебит нефти через месяц, м3/сут |
Накопленная добыча воды, тыс.м3 | Накопленная добыча нефти, тыс.м3 | ВНФ конечный, м3/м3 | КИН конечный, д.ед | Срок разработки, год | Обводненность конечная, доли ед. |
| 1 | 38,7 | 1209.18 | 660.91 | 1.83 | 0.043 | 27 | 0.85 |
| 2 | 56.5 | 2315.37 | 729.06 | 3.18 | 0.05 | 11 | 0.99 |
| 3 | 305.0 | 16720.34 | 1289.16 | 12.97 | 0.085 | 16 | 0.99 |
| 4 | 299.7 | 3441.12 | 2014.68 | 1.71 | 0.133 | 19 | 0.99 |
1. Способ разработки краевой нефтяной оторочки нефтегазоконденсатной залежи, включающий использование горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин и эксплуатацию добывающих скважин при газовых факторах не более заданных значений, отличающийся тем, что стволы нагнетательных скважин размещают внутри внешнего контура водонефтяного контакта, вблизи его и параллельно ему, стволы добывающих скважин размещают в текущей нефтенасыщенной части нефтяной оторочки вблизи текущего внутреннего контура газонефтяного контакта и параллельно ему, устанавливают глубинные положения добывающих и нагнетательных стволов от текущих поверхностей газонефтяного и водонефтяного контактов, количество скважин, расстояния между скважинами и технологические режимы работы нагнетательных скважин, при этом минимизируют негативное влияние прорывов газа из газовой или газоконденсатной шапки на продуктивные характеристики добывающих скважин, для чего контролируют соблюдение общего убывающего тренда пластового давления вдоль линии, перпендикулярной контурам газонефтяного и водонефтяного контактов в направлении от внешней водонасыщенной зоны пласта в сторону газодобывающих скважин.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в случае значительности площадных размеров нефтяной оторочки краевого типа дополнительно к ряду добывающих стволов вблизи контура газонефтяного контакта и ряду нагнетательных стволов вблизи водонефтяного контакта размещают между ними по рядной системе параллельно газонефтяному и водонефтяному контактам дополнительные нагнетательные и добывающие горизонтальные стволы.
