СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С НЕФТЯМИ ПОВЫШЕННОЙ ВЯЗКОСТИ Российский патент 1999 года по МПК E21B43/16 

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно к области разработки месторождений с нефтями повышенной вязкости. Под нефтями повышенной вязкости понимают нефти с вязкостью более 10 мПа•с, а именно в несколько десятков мПа•с.

Известен способ разработки нефтегазоконденсатного месторождения, включающий бурение добывающих скважин на газоконденсатную шапку, с целью организации процесса вытеснения нефти газоконденсатной смесью в режиме, близком к смешавающемуся вытеснению, а также закачку воды в водоносный пласт для вытеснения нефти подошвенной (или краевой) водой (см. Гуревич Г.Р. Глава 4 в сборнике: Итоги науки и техники. Разработка нефтяных и газовых месторождений. Изд. ВИНИТИ, М., 1985, т. 16, с. 168). Недостатком известного технического решения является то, что так называемые методы газового воздействия на продуктивные пласты применены, как правило, к залежам с летучими или маловязкими нефтями. Кроме того, при отсутствии естественной газовой шапки при реализации методов газового воздействия формируется искусственная газовая шапка, что затем осложняет добычу нефти вследствие прорывов газовых конусов и загазования продукции добывающих скважин.

Известен способ разработки месторождений с нефтями повышенной вязкости, основанный на бурении эксплуатационных и нагнетательных скважин и на поддержании пластового давления путем закачки воды при реализации вариантов законтурного или внутриконтурного заводнения (см. Саттаров М.М., Андреев Е.А., Ключарев В. С., Панова Р.К., Тимашев Э.М. Проектирование разработки крупных нефтяных месторождений. Изд. Недра, 1969, с. 58). Недостатками рассматриваемого способа разработки являются низкие дебиты добывающих скважин по нефти вследствие их повешенной вязкости, что приводит к низким темпам разработки, повышенным срокам разработки, к повышенному числу добывающих скважин, а следовательно, к высокой себестоимости добычи нефти, низкой эффективности капиталовложений, к длительным срокам окупаемости капиталовложений.

Наиболее близким аналогам изобретения является способ разработки месторождений с нефтями повышенной вязкости, включающий бурение скважин, вскрытие продуктивных интервалов, отбор нефти, заводнение пласта с использованием нагнетательных скважин и закачку газа в пласт (см. Богорад Ю.Д. Вторичные способы добычи нефти и поддержания пластового давления при разработке нефтяных и газовых месторождений. Обзор иностранных изобретений. М., ВНИИ информации и технико-экономических исследований Госкомизобретений и открытий СССР, с. 21 - 30).

Недостатками известного способа являются также низкие дебиты добывающих скважин.

Техническим результатом изобретения является создание способа разработки месторождений с вязкими нефтями, обеспечивающего рост текущих дебитов скважин по нефти и накопленных объемов добытой нефти за рассматриваемый период времени.

Необходимый технический результат достигается тем, что по способу разработки месторождений с нефтями при повышенной вязкости, включающему бурению скважин, вскрытие продуктивных интервалов, отбор нефти, заводнение пласта с использованием нагнетательных скважин и закачку газа в пласт, согласно изобретению закачку газа производят в добывающую скважину или во все близлежащие добывающие скважины, приуроченные к данному кусту или элементу разработки, или последовательно во все скважины нефтяного месторождения в количестве, пока первые порции закачиваемого газа не достигают кровли пласта, после чего приступают к отбору нефти, при этом закачку газа и отбор нефти производят периодически с продолжительностями периодов закачки газа и отбора нефти, обеспечивающими наибольшую накопленную добычу нефти за заданный период времени.

Кроме того, при последовательной закачке газа во все скважины нефтяного месторождения периоды закачки газа и отбора нефти соблюдают, исходя из ресурсов, например, попутно добываемого газа.

Способ осуществляют следующим образом.

На основе исходных геолого-геофизических данных, свойств пластовой нефти и свойств располагаемых ресурсов газа с использованием математической модели 3Д многокомпонентной фильтрации выполняют газогидродинамические расчеты с целью выбора режимов закачки газа и отбора нефти и продолжительности периодов закачки и отбора, обеспечивающие наибольшую накопленную добычу нефти за рассматриваемый период времени для анализируемой сетки скважин. Аналогичные расчеты выполняют для других типо-размеров сеток размещения добывающих и нагнетательных скважин (вертикальные, горизонтальные, многозабойные), что позволяет в результате технико-экономических расчетов обосновать наилучшую систему разработки месторождения в целом.

Производят разбуривание месторождения нефти с повышенной вязкостью, обоснованной системой добывающих и нагнетательных скважин.

В соответствии с найденными интенсивностью и продолжительностью периодов закачки осуществляют последовательное нагнетание газа в добывающие скважины.

По завершении периода закачки скважины последовательно переключаются на отбор нефти.

Одновременно с отбором нефти начинают закачку воды в близлежащие нагнетательные скважины. В случае, например, 9-точечной сетки добывающих и нагнетательных скважин, закачка воды может производиться непрерывно в связи с тем, что добывающие скважины соответствующего элемента разработки последовательно (периодически) находятся под закачкой газа (простаивают с точки зрения добычи нефти).

В наблюдательных скважинах производят контроль за процессом разработки с целью недопущения формирования искусственной газовой шапки. Мониторинг за процессом разработки позволяет корректировать режимы закачки и отбора, а также продолжительности соответствующих этапов.

При освоении нефтяных месторождений значительными оказываются начальные капиталовложения в связи с необходимостью сооружения промысловых объектов и трубопроводов для утилизации попутного добываемого газа. Применение предлагаемой технологии во многом снижает остроту соответствующей проблемы по причине использования попутно добываемого газа для решения технологических задач добычи нефти.

Физические предпосылки предлагаемой технологии разработки заключаются в следующем.

Как правило, высоковязкие нефти являются таковыми вследствие малого содержания в них растворенного, так называемого попутного газа. Поэтому закачка газа в добывающую скважину приводит к тому, что он начинает растворяться в нефти. Растворение газа в нефти сопровождается снижением ее вязкости.

Известно, что дебит скважины по нефти обратно пропорционален вязкости нефти. Поэтому снижение вязкости нефти в окрестности добывающей скважины приводит к росту ее дебита.

Если интенсивность или/и период закачки будут значительными, то появляются основания для утечек закачиваемого газа из района рассматриваемой скважины и формирования вторичной газовой шапки, что нецелесообразно технологически (при традиционных методах газового воздействия создание искусственной газовой шапки является неизбежным и характеризует отличительную сущность соответствующей технологии). Поэтому указанные параметры устанавливаются на основе газогидродинамических расчетов с учетом фазовых превращений, и впоследствии желаемые результаты достигаются на основе контроля за протекающими в пласте процессами.

В дальнейшем изобретение поясняется описанием варианта его выполнения, иллюстрирующего эффективность закачки газа не в нагнетательную, а в добывающую скважину с целью изменения вязкости извлекаемой нефти и соответственно увеличения продуктивности эксплуатационной скважины по нефти.

Пример. В качестве объекта разработки рассматривается элемент пласта месторождения с нефтью повышенной вязкости, на которую пробурена одна добывающая и одна нагнетательная горизонтальные скважины. Схема этого элемента пласта и его сеточная аппроксимация приводятся на фиг. 1. Геометрические размеры его составляют 800х500х30 м, т.е. расстояние между скважинами - 500 м, толщина пласта - 30 м. Скважины размещают на расстоянии 15 м от кровли пласта, длины горизонтальных стволов добывающей ГС2 и нагнетательной ГС1 скважин одинаковы и равняются 500 м. Рассматриваемый элемент пласта аппроксимирован разностной сеткой, размерами 10х16х7 соответственно вдоль осей O_x, O_y и O_z.

Продуктивный пласт является однородным по коллекторским свойствам. Коэффициент пористости равняется 0,2; коэффициенты проницаемости вдоль и поперек напластования составляют 1 мкм². Начальные пластовые давление и температура равны соответственно 16.212 МПа и 50^oC.

В табл. 1 (см. табл. 1 - 3 в конце описания) приводятся зависимости свойств пластовой нефти от давления. Здесь C12

- содержание в нефти "газовых" компонент до C₄ включительно, C22 - содержание жидких углеводородов. В табл. 2 дается компонентный состав закачиваемого в добывающую скважину газа. В табл. 3 помещены зависимости от давления свойств закачиваемого в пласт газа. Закачиваемая в пласт вода считается слабосжимаемой и инертной с точки зрения растворения в ней газа и присутствия ее в виде паровой фазы в газе.

Исследуются два варианта разработки рассматриваемого элемента пласта.

Вариант 1. Здесь реализуют традиционный подход, основанный на заводнении продуктивного пласта. В этом варианте добычу нефти осуществляют при постоянном забойном давлении, равном 15,7 МПа. В пласт закачивают столько воды, чтобы среднее пластовое давление оставалось неизменным во времени. Прогнозные расчеты осуществляют на период времени в 180 сут, что продиктовано необходимостью сопоставлений с предлагаемой технологией разработки.

Вариант II. В этом варианте исследуются последствия предварительной закачки газа в пласт с целью снижения вязкости нефти.

Нетрудно видеть, что эффективность предлагаемого способа разработки зависит от ряда технологических факторов. К ним в первую очередь относятся расход закачиваемого газа и количество закачиваемого в пласт газа до начала отбора нефти.

Поэтому во второй серии вариантов рассматриваются варианты с разными темпами закачки газа - 25; 50; 100; 150 и 200 тыс.м³/ сут. В дальнейшем эти варианты выступают под условными номерами 025; 050; 100; 150; 200. По аналогии I вариант, в котором не предусматривается закачка газа, именуется вариантом 000. Очевидно, что необходимо ограничить время закачки газа в пласт, чтобы не произошло формирование вторичной газовой шапки. Вследствие этого за критерий окончания процесса закачки газа принимается момент достижения закачиваемым газом (свободной газовой фазой) кровли продуктивного пласта.

В этот момент времени закачку газа прекращают. Скважину переключают на добычу нефти. Одновременно через нагнетательную скважину начинают процесс заводнения пласта.

Прогнозные расчеты проводятся на период времени в 180 сут. Это связано с тем, что закачка газа не является одноразовым мероприятием, так как рано или поздно в добывающую скважину начнет поступать нефть с первоначальной вязкостью. Очевидно, что оптимальные продолжительности циклов закачки газа и отбора нефти устанавливаются в результате газогидродинамических и технико-экономических расчетов.

На фиг. 2 - 4 приводятся результаты прогнозных расчетов для первой и второй серий вариантов. Эти расчеты наполнены с использованием трехмерной трехфазной математической модели, что позволяет учесть явления растворения газа и дегазации пластовой нефти.

На фиг. 2 даются зависимости от времени дебитов нефти в I и II сериях расчетных вариантов. Из рассмотрения приводимых результатов вытекает следующее.

В варианте - 000 дебит по нефти достаточно быстро снижается и стабилизируется на уровне 220 м³/сут. Нетрудно видеть, что варианты с предварительной закачкой газа характеризуется дебитами по нефти в 2 - 3 и более раз превышающими дебиты в варианте - 000.

Варианты с закачкой газа отличаются временами переключения на добычу нефти. При этом чем меньше расход заканчиваемого газа, тем дольше цикл нагнетания газа и тем меньше дебит скважины по нефти при переключении скважины на режим отбора. При высоких темпах закачки газа время прорыва газа к кровле пласта, естественно, снижается вследствие проявления гравитационного фактора. И наоборот.

Варианты с закачкой газа отличаются тем, что в течение определенного времени, когда газ нагнетают в пласт, добычу нефти не производят. Поэтому дебиты скважины по нефти не могут быть критерием эффективности предлагаемой технологии разработки. Мерилом эффективности могут и должны выступать динамики и величины накопленных объемов добытой нефти. С этой точки зрения интерес представляет фиг. 3, на которой приводятся искомые зависимости.

Фиг. 3 подтверждает справедливость сказанного. Так, до момента 95 сут вариант-000 (без закачки газа) превосходит варианты-025 и 050. Вследствие наличия довольно продолжительных периодов консервации запасов нефти, варианты 025 и 050 оказались в программе перед вариантом-000 с точки зрения текущей накопленной добычи нефти. Однако за пределами 95 сут все варианты с предварительной закачкой газа значимо превосходят базовый вариант. Так вариаант-200 к концу прогнозного периода обеспечивает трехкратный рост накопленной добычи нефти по сравнению с варинтом-000.

Причина высокой эффективности предлагаемой технологии разработки объясняется значительным снижением вязкости пластовой нефти при растворении в ней закачиваемого газа. Обратный рост во времени вязкости добываемой нефти является довольно медленным процессом, что и объясняет динамики дебитов скважин по нефти. О соответствующих закономерностях можно проследить по фиг. 4, где даются зависимости от времени значения вязкости нефти при забойном давлении добывающей скважины.

Совместное рассмотрение фиг. 2 и фиг. 4 показывает следующее. Во-первых, очевидной становится необходимость периодичности (цикличности) в закачках газа и отборах нефти из добывающей скважины. Это связано с тем, что вязкость нефти на забое скважины с течением стремится к первоначальной вязкости. Нетрудно видеть, что момент перехода от отбора нефти к новой закачки газа должен устанавливаться на основе технико-экономических расчетов. Во-вторых, только изменением вязкости нефти не могут быть объяснены динамики дебитов скважины по нефти. В предлагаемой технологии процесс закачки газа в добывающую скважину сопровождается ростом пластового давления в районе этой скважины. Поэтому при начале добычи нефти из скважины при том же забойном давлении, что и в базовом варианте, эксплуатацию скважины производят при более высокой депрессии на пласт по сравнению с вариантом-000. Разделить эффекты снижения вязкости и "вынужденного" роста депрессии на пласт затруднительно. Однако оба этих эффекта являются следствием реализации предлагаемой технологии и поэтому они и не нуждаются в указанном разделении.

Другим побочным эффектом с положительным знаком является повышенная добыча попутного, растворенного в нефти газа. Повышенные (по сравнению с начальным) газовые факторы при пониженных вязкостях нефти облегчают проблему извлечения ее на поверхность в результате реализации, например, естественного газ-лифта.

Таким образом, приведенные результаты исследований подтверждают справедливость предлагаемого подхода к разработке залежей с нефтями повышенной вязкости. Важным достоинством предлагаемого способа разработки является также устранение вынужденного сжигания попутного добываемого газа в факелах, что позволяет отодвинуть сроки затрат на систему утилизации газа и повысить эффективность разработки месторождения в целом.

Использование: в области нефтегазодобывающей промышленности. Обеспечивает рост текущих дебитов скважин. Сущность изобретения: по способу бурят скважины, вскрывают продуктивные интервалы, отбирают нефть, заводняют пласт с использованием нагнетательных скважин и закачивают газ в пласт. Газ закачивают в добывающую скважину или во все близлежащие добывающие скважины, или последовательно во все скважины нефтяной залежи. Закачивают в количестве, пока первые порции газа не достигают кровли пласта. Затем приступают к отбору нефти. Закачку газа и отбор нефти производят периодически. Продолжительность периодов закачки газа и отбора нефти обеспечивают наибольшую накопленную добычу нефти за заданный период времени. 1 з.п.ф-лы, 4 ил. 3 табл.

1. Способ разработки месторождений с нефтями повышенной вязкости, включающий бурение скважин, вскрытие продуктивных интервалов, отбор нефти, заводнение пласта с использованием нагнетательных скважин и закачку газа в пласт, отличающийся тем, что закачку газа производят в добывающую скважину или во все близлежащие добывающие скважины, приуроченные к данному кусту или элементу разработки, или последовательно во все скважины нефтяного месторождения в количестве, пока первые порции закачиваемого газа не достигают кровли пласта, после чего приступают к отбору нефти, при этом закачку газа и отбор нефти производят периодически с продолжительностями периодов закачки газа и отбора нефти, обеспечивающими наибольшую накопленную добычу нефти за заданный период времени. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при последовательной закачке газа во все скважины нефтяного месторождения периоды закачки газа и отбора нефти соблюдают, исходя из ресурсов, например, попутно добываемого газа.