СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Российский патент 1998 года по МПК E21B43/18 E21B43/20 

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно к области нефтегазовых (газонефтяных залежей.

Под нефтегазовой залежью понимается залежь углеводородов, где имеет место газовая (газоконденсатная) шапка и нефтяная оторочка. Запасы нефти сосредоточены в нефтяной оторочке, нефтяная оторочка (НО) подстилается контурной или подошвенной водой. Эффективность извлечения нефти из НО обычно крайне низка и конечный коэффициент нефтеизвлечения (КИН) составляет в среднем около 15%. Основная причина низкой эффективности извлечения нефти заключается в том, что при эксплуатации добывающих скважин формируются конуса газа и воды. В результате газ и вода прорываются к забоям добывающих скважин, замещая нефть и снижая содержания нефти и продукции до нуля. Следовательно, рано достигается нерентабельный уровень добычи нефти из месторождения, что и предопределяет низкие значения КИН.

Известен способ разработки нефтегазовых залежей на основе барьерного заводнения [1]. Согласно этому способу бурится как система добывающих, так и нагнетательных скважин. При этом вода закачивается в область над газонефтяным контактом (ГНК) с целью разобщения газовой шапки от нефтяной оторочки. Однако в случаях низкой анизотропии пласта по коллекторским свойствам закачиваемая вода "проваливается" в нефтяную оторочку, вызывает обводнение скважин и не рост, а снижение КИН.

Известен также способ нефтягазовой залежи, включающий бурение добывающих горизонтальных скважин в нефтенасыщенной области и эксплуатацию их в режиме критических безгазовых дебитов [2]. В известном способе по мере отбора нефти и продвижения газового конуса к забою добывающей скважины ее дебит по жидкости (а значит, и по нефти) снижается так, чтобы газовый конус не прорывался в скважину, т.е. эксплуатация скважины в каждый момент времени осуществляется при критическом безгазовом дебите, который определяется и поддерживается при реализации режима истощения пластовой энергии, носителем который является шапка. Однако при использовании указанного способа дебит скважин по нефти снижается во времени достаточно быстрыми темпами, в результате этого рано достигается уровень нерентабельного дебита нефти а следовательно, сокращается срок разработки НО. КИН оказывается низким, хотя добыча нефти осуществляется все время без прорыва газа.

В основу настоящего изобретения положена задача способа разработки нефтегазовых месторождений, обеспечивающего повышения КИН за счет формирования и реализации нового критерия регулирования режима критического безгазового дебита нефти, минимизирующего возможность прорыва газового конуса в добывающие скважины.

Поставленная задача достигается тем, что в способе разработки нефтегазовых залежей, включающем бурение скважин и вскрытие нефтенасыщенных интервалов с последующим отбором жидкости из эксплуатационных скважин при критических безгазовых дебитах нефти, согласно изобретению, в процессе отбора флюидов осуществляют контроль за текущим безгазовым дебитом нефти по каждой скважине и при достижении его величины 10 - 40% от величины начального критического безгазового дебита нефти производят последовательный перевод соответствующих указанному условию скважин в режиме нагнетательных, в которые осуществляют закачку рабочего агента с темпом не больше суммарного темпа отбора жидкости и из эксплуатационных скважин, причем количество эксплуатационных скважин, переводимых в режиме нагнетательных, соответствует условию поддерживания пластового давления на уровне начального.

В основу изобретения положена задача перехода в оптимальный момент времени на регулируемое воздействие на критические безгазовые дебиты нефти путем использования достоинства начального периода разработки нефтегазовой залежи в режиме истощения пластовой энергии и эксплуатации всех скважин при критических безгазовых дебитах нефти и перехода затем к заводнению НО с целью создания в ней напряженного состояния, что приводит к достижению более высоких значений текущих критических безгазовых дебитов.

Для осуществления указанного воздействия в оптимальный момент времени создается и поддерживается напряженное состояние НО путем закачки в последнюю через нагнетательные скважины жидкого рабочего агента, например воды. В результате в НО постоянно имеет место весьма незначительное превышение давления по сравнению с перекрывающей газовой шапкой. Напряженное состояние НО уменьшает (затрудняет) возможные прорывы газового конуса в добывающие скважины. Это позволяет в каждый текущий момент времени иметь более высокий критический безгазовый дебит жидкости (и нефти). Темпы снижения дебитов нефти замедляются. Поэтому время рентабельной добычи нефти увеличивается, суммарный отбор нефти их эксплуатационных скважин при заводнении превышает отбор по сравнению с большим числом добывающих скважин, эксплуатируемых при режиме истощения пластовой энергии на протяжении всего периода разработки нефтегазовой залежи. Поддержание пластового давления осуществляется на уровне начального пластового давления, что исключает смещение нефтяной оторочки за пределы начальных границ ее залегания и, следовательно, предотвращает нежелательное расформирование запасов нефти. Как следствие сказанного возрастает конечный КИН.

На чертеже дается график сопоставления зависимостей от времени накопленной добычи нефти для исследованных вариантов. В табл. 1 представлены исходные данные для рассматриваемой газонефтяной залежи; в табл. 2 приводятся прогнозные показатели разработки для наилучшего - варианта 3.

Способ осуществляют следующим образом.

Производят разбуривание нефтегазовой залежи горизонтальными и вертикальными скважинами. Все они вскрывают нефтяную оторочку так, что ствол горизонтальной скважины или интервал дренирования в вертикальной скважине находятся выше ВНК, но ниже ГНК.

Понимает, что каждая пара скважин в рассматриваемом изобретении образуют элемент разработки.

Нефтегазовая залежь и, в частности, рассматриваемая пара скважин пускаются в эксплуатацию при критических безгазовых дебитах нефти и при естественном истощении пластовой энергии. Обе скважины добывают нефть без прорыва газа газовой шапки к забою добывающих скважин. По мере отбора нефти происходит, с одной стороны, подъем водяного конуса с последующим обводнением скважин, с другой стороны, нефтяная оторочка утончается. Все это приводит к необходимости снижения во времени критических безгазовых дебитов. Наблюдение за текущим газовым фактором позволяет контролировать процесс приближения газового конуса к интервалу дренирования. Так рост газового фактора по отношению к начальному говорит о поступлении газа газовой шапки в ее продукцию. Поэтому при увеличении газового фактора, например, на 5% дебит скважины по жидкости уменьшится на 5% и т.д. Это дает возможность контролировать, задавать и поддерживать процесс добычи нефти в условиях безгазовых дебитов (текущих критических безгазовых дебитов жидкости).

Однако, если продолжать такую эксплуатацию скважин, то они быстро достигнут уровня нерентабельной добычи нефти а следовательно, и низкий КИН. Поэтому в процессе отбора флюидов осуществляют контроль за текущим безгазовым дебитом нефти по каждой скважине и сопоставление его с начальным критическим безгазовым дебитом. По результату сравнения определяют оптимальное время перевода одной их эксплуатационных скважин в фонд нагнетательных. Для этого с использованием фактических данных добычи нефти для рассматриваемой пары скважин решается обратная задача по уточнению коллекторских свойств пласта в трехмерной, трехфазной постановке. С уточненными коллекторскими свойствами исследуются варианты, различающиеся временем перевода одной из скважин в разряд нагнетательных. В результате находится искомое оптимальное время переключения элемента разработки на поддержание пластового давления, которое обеспечивает наибольший КИН и наилучшую динамику текущего отбора нефти.

В ходе расчетов и проведения экспериментальных исследований доказано, что рассматриваемый момент времени перевода соответствует достижению величины текущего безгазового дебита, 10 - 40% от величины начального критического безгазового дебита нефти.

По наступлению оптимального момента времени выбранную скважину переводят в фонд нагнетательных. В нее осуществляют закачку жидкого агента с заданной вязкостью с целью создания напряженного состояния нефти в НО. Напряженное состояние НО создает затруднительные условия для прорыва газового конуса, что позволяет иметь более высокие текущие безгазовые дебиты нефти. Наилучшая вязкость закачиваемого жидкого агента подбирается на основе математического моделирования.

В случае повышенной вязкости нефти закачивают оторочку определенного объема из жидкого агента с заданной вязкостью, проталкиваемую затем закачиваемой водой. Закачка воды осуществляется до конца разработки соответствующего элемента пласта.

При этом темпы закачки и отбора, выбираемые на основе математического моделирования применительно к соответствующим параметрам пласта и пластовым флюидам, должны обеспечивать предотвращение прорыва газа в эксплуатационную скважину и смещение НО в газонасыщенную часть пласта в области выделенного элемента разработки.

Выполненные исследования показывают, что если темпы закачки превышают темпы отбора жидкости, то нагнетаемый агент смещает НО в газовую шапку, что приводит к расформированию запасов нефти. В случае низких темпов закачки не происходит требуемого воздействия на динамику критических безгазовых дебитов жидкости. Поэтому оптимальные темпы закачки приблизительно равняются темпами отбора нефти и попутно добываемой воды в эксплуатационной скважине, что соответствует условию поддержания пластового давления на уровне начального его значения.

Пример реализации предлагаемого способа.

Рассматривается нефтегазовая залежь T, исходные данные для которой представлены в табл. 1. Расстояние между рядами горизонтальных скважин L равняется 1200 м, L = 1200 м, длина горизонтального - 500 м. Для простоты расстояние между скважинами в ряду D принимается равным, D = 0. Во всех вариантах горизонтальные стволы эксплуатационных и нагнетательных скважин располагаются на 3 м выше начального ВНК.

Исследуются следующие варианты разработки рассматриваемого элемента пласта.

Вариант 1. Обе горизонтальные скважины являются эксплуатационными. Они начинают и продолжают добычу нефти при поддерживании критических безгазовых дебитов и реализации режима истощения пластовой энергии. В силу симметрии в расчетах участвуют по 0,5 эксплуатационной скважины.

В данном и последующих вариантах 0,5 добывающей скважины начинают эксплуатировать с дебитом 500 м³/сут. Условиями прекращения добычи нефти является один из следующих ограничивающих факторов.

- достижение уровня нерентабельного дебита в 25 м³/сут;
- продолжительность разработки 30 лет;
- предельная обводненность продукции 90%.

Вариант 2. Одна (левая) горизонтальная скважина начинает эксплуатироваться в качестве добывающей. В другую (правую) горизонтальную скважину начинается закачка воды с дебитом 500 м³/сут, который остается неизменным во времени (в данном и последующих вариантах).

Вариант 3. Обе горизонтальные скважины вступают в эксплуатацию в качестве добывающих. Через год правая скважина переводиться в разряд нагнетательных с параметрами закачки предыдущего варианта.

Вариант 4. Обе горизонтальные скважины вступают в эксплуатацию в качестве добывающих. Через три года правая скважина становится нагнетательной.

Результаты расчетов для рассмотренных вариантов представлены на чертеже и в табл. 2 для наилучшего варианта 3.

Анализ приведенных результатов показывает следующее.

Прежде всего, заводнение пласта во всех вариантах по накопленной добыче нефти значительно превосходит вариант разработки в режиме истощения пластовой энергии. Это связано с тем, что создаваемое в нефтяной оторочке напряженное состояние способствует увеличению текущих безгазовых дебитов нефти. Поэтому даже одна эксплуатационная скважина обеспечивает большую нефтеотдачу, чем две скважины при режиме истощения пластовой энергии. Время перехода к заводнению пласта оказывает значительное влияние на конечную величину КИН; динамику накопленной добычи нефти.

Из исследованных вариантах предпочтение следует отдать варианту 3. Данный вариант по величине КИН тождественен варианту 2. Однако варианту 3 характеризуется более предпочтительной динамикой накопленной добычи нефти, что, как известно, положительно сказывается на экономических показателях добычи нефти.

Использование: изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно к области разработки нефтегазовых (газонефтяных) месторождений. Сущность: способ разработки нефтегазовой (газонефтяной) залежи, включающий бурение горизонтальных скважин, вскрытие продуктивных коллекторов и добычу нефти из нефтяной оторочки, отличающийся тем, что, с целью увеличения текущих отборов нефти и конечной нефтеотдачи эксплуатация всех скважин вначале производится в режиме истощения пластовой энергии и добыче нефти при критических безгазовых дебитах, осуществляют контроль за текущим безгазовым дебитом нефти по каждой скважине и при достижении его величины 10 - 40% от его начального значения осуществляют перевод половины скважин в фонд нагнетательных и закачка воды в нефтяную оторочку производится при дебитах, не превосходящих отборов жидкости из добывающих скважин, которые обеспечивают создание требуемого напряженного состояния нефтяной оторочки и соответствующее увеличение текущих безгазовых дебитов, причем количество эксплуатационных скважин, переводимых в режим нагнетательных, соответствует условию поддержания пластового давления на уровне начального. Предлагаемый способ разработки позволяет увеличить текущие дебиты нефти по скважинам, а также конечный коэффициент нефтеотдачи при условии сохранения энергии газовой шапки. 2 табл., 1 ил.

Способ разработки нефтегазовых месторождений, включающий бурение скважин и вскрытие продуктивных интервалов с последующим отбором флюида из эксплуатационных скважин при режимах текущих критических базгазовых дебитов, отличающийся тем, что в процессе отбора флюидов осуществляют контроль за текущим безгазовым дебитом нефти по каждой скважине и при достижении его величины 10 - 40% от величины начального критического безгазового дебита нефти производят последовательный перевод соответствующих указанному условию скважин в режим нагнетательных, в которые осуществляют закачку рабочего агента с темпом не более суммарного темпа отбора жидкости из эксплуатационных скважин, причем количество эксплуатационных скважин, переводимых в режим нагнетательных, соответствует условию поддержания пластового давления на уровне начального.