Способ разработки нефтегазовых залежей Российский патент 2017 года по МПК E21B43/16 E21B43/12 E21B43/30 

Настоящее изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и может найти применение при разработке газонефтяных залежей, где добыча нефти сопряжена с высоким риском прорыва газа из газовой шапки. В первую очередь изобретение может найти применение при разработке маломощных подгазовых оторочек высоковязкой нефти в случаях, когда между нефтяным и газонасыщенным интервалами пласта отсутствует надежная непроницаемая перемычка.

Известен способ разработки газонефтяных залежей, в которых газовые, нефтяные и водоносные пласты разделены пластами непроницаемых пород, включающий бурение горизонтального ствола скважин в нефтяной части пласта и обсаженные ответвления с герметизацией затрубного пространства, направленные на пересечение непроницаемой перемычки, и вскрытие, в зависимости от типа скважины, газовой шапки или высоконапорного водоносного горизонта (патент РФ №2260681, МПК Е21В 43/12, опубл. 20.09.2005).

Способ позволяет сократить затраты на подъем пластовых флюидов на поверхность и продлить период фонтанной эксплуатации с помощью ответвления в газонасыщенную часть и создания естественного газлифта, тогда как ответвление в водоносный горизонт используется для вытеснения нефти из нефтеносного пласта и для повышения давления в нем. Недостатком способа является то, что он может применяться только в пластах с наличием непроницаемых перемычек, разделяющих газонасыщенную, нефтяную и водоносную части. При этом объемы добычи газа устанавливаются в зависимости от оптимального режима газлифтной эксплуатации. Данный способ не решает задачу по контролю за перемещением газонефтяного контакта (ГНК) и ограничению конусообразования газа из газовой шапки при разработке подгазовых залежей нефти, в которых газонасыщенная и нефтяная части гидродинамически связаны.

Известен способ разработки газонефтяных месторождений, включающий бурение горизонтального ствола добывающей скважины в нефтяной части пласта и горизонтально-восходящего ствола, пересекающего ГНК, перфорацию эксплуатационной колонны с вскрытием нефтяной части и газовой шапки, подъем пластовых флюидов на поверхность, при этом перфорацию эксплуатационной колонны в газовой шапке осуществляют в двух противоположных частях скважины, а управление перетоками газообразных и жидких флюидов в скважине между различными интервалами перфораций выполняют с помощью регулируемых с поверхности перепускных устройств (патент РФ №2547530, опубл. 10.04.2015). Добычу газа осуществляют для создания газлифтного режима подъема жидкости на поверхность, при этом решают задачу контроля перемещения газонефтяного контакта, когда добыча газа создает в газовой шапке воронку депрессии над районом добычи жидких флюидов в нефтяной части, тем самым поддерживая стабильность ГНК с отсрочкой времени формирования конуса газа.

Недостатком способа является то, что интервалы перфораций в скважине в интервале газовой шапки находятся в начале и конце горизонтального ствола, т.е. на существенном расстоянии от основной нефтедобывающей части скважины, зависящем от длины горизонтального участка. Поэтому для минимизации рисков прорыва газа из газовой шапки по данному способу длина скважины должна быть небольшой, что значительно снижает ее рентабельность. Кроме того, существуют технологические сложности обеспечения качественной изоляции друг от друга интервалов газовой шапки и нефтяной оторочки и добычи нефти и газа отдельными потоками в предлагаемой конструкции скважины.

Задачей предлагаемого изобретения является интенсификация добычи нефти и возможность контроля за перемещением ГНК для уменьшения интенсивности конусообразования газа из газовой шапки при разработке подгазовых оторочек нефти путем минимизации вертикальной составляющей вектора градиента давления в районе нефтедобывающих скважин за счет осуществления добычи газа из газовой шапки в заданных и контролируемых объемах отдельной скважиной, осуществления закачки в нагнетательные скважины системы ППД до начала работы нефтедобывающих скважин, применения небольших расстояний между добывающими и нагнетательными скважинами, использования секционного заканчивания и автономных или регулируемых устройств контроля притока в конструкции нефтедобывающих скважин, а также применения ограниченной депрессии на пласт и гибкого режима управления скважинами всех типов (нагнетательными, нефте- и газодобывающими).

Решение поставленной задачи позволяет продлить срок стабильной работы нефтедобывающих скважин и существенно увеличить нефтеотдачу. Задача особенно актуальна для маломощных оторочек высоковязкой нефти под газовой шапкой, когда относительная подвижность газа существенно выше, чем у нефти, что создает условия для быстрых прорывов газа в нефтедобывающие скважины. Кроме того, способ предполагает добычу газа одновременно с нефтью, что позволяет осуществлять его монетизацию или использовать для нужд разработки месторождения.

Поставленная техническая задача решается тем, что в заявленном способе разработки газонефтяных залежей, включающем бурение горизонтальных добывающих скважин, добычу газа из газовой шапки в заданных и контролируемых объемах одновременно с добычей нефти из нефтяной оторочки, согласно изобретению в горизонтальном участке нефтедобывающих скважин устанавливают заколонные пакеры и автономные или регулируемые устройства контроля притока с созданием в нефтенасыщенном интервале не менее 3-х изолированных друг от друга секций, дополнительно в нефтяной оторочке бурят нагнетательные горизонтальные скважины, через которые до начала работы нефтедобывающих скважин осуществляют закачку нагнетательного агента для создания в области добычи нефти давления выше начального пластового, что формирует основной приток флюидов в нефтедобывающие скважины по латеральному направлению, добычу газа производят через одну или несколько горизонтальных газовых скважин в газовой шапке, расположенных под углом или перпендикулярно нефтедобывающим скважинам в объемах, которые позволяют создать в газовой шапке воронку депрессии над районом добычи жидких флюидов в нефтяной части в районе нефтедобывающих скважин, тем самым поддерживая стабильность газонефтяного контакта с отсрочкой времени формирования конуса газа, при этом в конструкции газовых скважин предусматривают глухие вставки, расположенные над нагнетательными скважинами, длиной не менее одного расстояния между нефтедобывающей и нагнетательной скважинами, предотвращающие добычу флюидов в этих интервалах. Причем нагнетательные горизонтальные скважины бурят на расстоянии не более 200 м от нефтедобывающих скважин, а в одном элементе разработки бурят не менее двух горизонтальных газовых скважин на расстоянии не более 20 м от ГНК и не ближе 100 м друг от друга.

Одновременной добычей нефти и газа решают задачу интенсификации добычи нефти, а также контроля за перемещением газонефтяного контакта для уменьшения интенсивности конусообразования газа из газовой шапки путем уменьшения вертикальной составляющей вектора градиента давления в районе нефтедобывающих скважин за счет осуществления добычи газа из газовой шапки в заданных и контролируемых объемах отдельной скважиной, когда добыча газа создает в газовой шапке воронку депрессии над районом добычи жидких флюидов в нефтяной части, тем самым поддерживая стабильность ГНК с отсрочкой времени формирования конуса газа.

Необходимое для элемента разработки количество газодобывающих горизонтальных скважин определяется из ожидаемых технико-экономических показателей эффективности индивидуально для каждого объекта разработки с учетом геологических характеристик пласта. Чем больше газодобывающих скважин приходится на один элемент разработки, тем с большей эффективностью осуществляется профилактика конусообразования газа из газовой шапки, однако тем больше требуется капитальных вложений (на строительство газодобывающих скважин).

Длительность и объем предварительной закачки в нагнетательные скважины, а также длительность и объем добычи газа из газодобывающих скважин являются инструментами для управления эффективностью разработки элемента и определяются в процессе эксплуатации скважин, исходя из показателей текущего дебита нефти, газового фактора и обводненности продукции, забойного давления в скважинах всех типов, результатов гидродинамических исследований.

На фиг. 1 изображена схема реализации способа. По способу осуществляется бурение горизонтальных нефтедобывающих скважин 2 и нагнетательных скважин 1, расположенных в нефтяной оторочке на расстоянии не более 200 м друг от друга, горизонтальных газовых скважин 3, расположенных в газовой шапке на расстоянии не более 20 м от ГНК и проходящих под углом или перпендикулярно к нефтедобывающим скважинам. В горизонтальном участке нефтедобывающих скважин 2 осуществляется установка заколонных пакеров 4 и автономных или регулируемых устройств контроля притока 5 из расчета создания в нефтенасыщенном интервале не менее 3-х изолированных друг от друга секций. В конструкции газовых скважин 3 предусматривают глухие вставки 6, расположенные над нагнетательными скважинами 1, исключающие добычу флюидов в этих интервалах.

Заявленный способ разработки подгазовых оторочек высоковязкой нефти заключается в осуществлении предварительной закачки в нагнетательные скважины 1 для создания давления выше начального пластового в нефтяной оторочке между скважинами 1 и 2, одновременно с последующей добычей нефти из скважин 2 осуществляют добычу газа из скважин 3. При необходимости с помощью устройств контроля притока 5 осуществляют ограничение добычи в определенной секции, если происходит прорыв нежелательного флюида (газа или, на поздних этапах разработки, воды). Добычу газа из газовых скважин 3 осуществляют в объемах, которые позволяют создать в газовой шапке воронку депрессии над районом добычи жидких флюидов в нефтяной части в районе нефтедобывающих скважин 2, тем самым поддерживая стабильность ГНК с отсрочкой времени формирования конуса газа, а предварительная закачка в нагнетательные скважины 1 формирует основной приток флюидов в нефтедобывающие скважины 2 по латеральному направлению.

Необходимый технический результат заявленного способа заключается в том, что одновременная добыча нефти из нефтяной части пласта и газа из газовой шапки в том же районе уменьшает развитие градиента давления в вертикальном направлении. При этом подбирается такой режим добычи газа, зависящий от геолого-физических характеристик пласта и флюидов, чтобы в газовой шапке непосредственно над скважиной создавалась область пониженного давления, сопоставимая с величиной депрессии в нефтяной части. Кроме того, предварительная закачка в нагнетательные скважины позволяет создать к моменту ввода в работу нефтедобывающих скважин область повышенного давления между нагнетательными и нефтедобывающими скважинами, что способствует формированию основного притока флюидов в нефтедобывающие скважины по латеральному направлению.

Объемы добычи газа из газовых скважин, объемы закачки в нагнетательные скважины и депрессия на пласт в нефтедобывающих скважинах являются инструментами гибкого контроля над эффективностью вытеснения и позволяют быстро реагировать и оптимизировать работу скважин при изменении основных параметров работы, таких как дебит нефти, обводненность, газовый фактор, забойное и пластовое давление. В идеальном случае в районе ГНК наблюдается граница с близким к нулевому вертикальным градиентом давления, в результате чего перемещения ГНК и, как результат, формирования конуса газа не происходит. В реальной ситуации ввиду неоднородности свойств пласта, неравномерности сетки скважин или нестабильности режима их работы прорыв газа может происходить, но с задержкой в сравнении с вариантом без предварительной закачки и добычи газа из газовой шапки. Если конус газа прорвался, то автономные или регулируемые устройства контроля притока по способу позволяют ограничить добычу флюидов из соответствующей секции и продлить время работы нефтедобывающих скважин.

Для каждого набора характеристик пласта, количества, длины и расположения скважин режим работы скважин всех типов подбирается индивидуально с использованием гидродинамического моделирования. Развитие конуса газа можно контролировать по параметру газожидкостного фактора добываемой продукции, забойных давлений скважин всех типов, а также результатов гидродинамических исследований. Основные параметры, влияющие на эффективность способа:

• геологические - фазовая проницаемость по газу, величина критической газонасыщенности, анизотропия проницаемости, наличие глинистых перемычек перед ГНК, геологическая связанность коллектора;

• технологические - количество секций и отступ от ГНК горизонтального ствола нефтедобывающей скважины, депрессия в нефтедобывающих скважинах, длительность и объем предварительной закачки в рамках системы ППД, длительность и объем добычи газа из газодобывающей скважины.

Результаты вычислительных экспериментов

Количественному анализу проблемы прорыва газа из газовой шапки в нефтяную добывающую скважину, а также применению горизонтальных скважин в подгазовых оторочках посвящен ряд работ (Chaperon, I. Theoretical Study of Coning Toward Horizontal and Vertical Wells in Anisotropic Formations: Subcritical and Critical Rates. // SPE 15377. - 1986; Dikken, B.J. Pressure Drop in Horizontal Wells and its Effect on Production Performance. // Journal of Petroleum Technology, pp. 1426-1433. - 1990; Butler, R.M. Gravity Drainage to Horizontal Wells. // Journal of Canadian Petroleum Technology, 31. - 1992). Точное математическое решение не было получено, однако в настоящее время существует понимание основных принципов процесса фильтрации флюида в пластах с газовой шапкой. Наиболее полноценным способом оценить эффективность заявленного способа разработки до опытно-промышленных работ на месторождении является его гидродинамическое моделирование.

Вычислительные эксперименты по обоснованию заявленного способа разработки подгазовых оторочек высоковязкой нефти выполнены на примере Ван-Еганского месторождения. В композиционном неизотермическом симуляторе CMG STARS подготовлены секторные модели предварительно выделенных характерных зон пластов ПК_1-2 Ван-Еганского месторождения. Учтены основные требования к моделям в соответствии с ожидаемыми эффектами, которые необходимо воспроизвести (Иванцов Н.Н., Стрекалов А.В. Особенности численного моделирования разработки месторождений высоковязкой нефти. // Нефтяное хозяйство. - 2013. - №5. - С. 69-73). Для оценки эффекта от внедрения способа при полномасштабной разработке выполнена экстраполяция результатов на все месторождение, экономические расчеты, анализ рисков.

Тонкослоистый коллектор пластов ПК_1-2 Ван-Еганского месторождения представлен слабосцементированным песчаником с высокой латеральной и вертикальной неоднородностью. При выделении зон учитывались следующие основные параметры: нефтенасыщенная толщина, расчлененность пласта, угол напластования, соотношения нефтяных и газовых толщин. Данные параметры являются критичными для корректного отражения в расчетах рисков прорыва газа из газовой шапки и воды с водоносного горизонта (в том числе по напластованию), а также продуктивности скважин и энергетики пласта в процессе разработки. Для каждой из характерных зон построены секторные модели. В базовом варианте закладываются нефтяные горизонтальные скважины длиной 500 м, расстояние до границ секторной модели составляет 200 м в каждую сторону. Таким образом, имитируется вариант с работой скважин на истощении с расстоянием между рядами 400 м. В рамках расчетов с ППД на границах модели также используются нагнетательные скважины, что имитирует рядную лобовую сетку горизонтальных скважин. Далее по тексту приводятся результаты на примере расчетов для 1-й характерной зоны.

Во всех расчетах ствол скважины располагается в середине нефтенасыщенного интервала, т.е. расстояние до ГНК вдвое меньше мощности нефтяной оторочки. Это является справедливым допущением, поскольку в реальности попытка провести ствол скважины не в середине пласта (например, ближе к ВНК) может привести к выходу за пределы целевого интервала, поскольку в процессе бурения скважина практически всегда несколько отклоняется от своей траектории. Чем длиннее скважина, тем сильнее выражается эта «синусоидальность» траектории. Например, в условиях оторочки мощностью около 10 м отклонение всего в 2-3 метра приводит к уменьшению расстояния до контакта в 2 раза с кратным ростом рисков прорыва.

На фиг. 2 представлены показатели работы нефтедобывающей скважины на истощении при забойном давлении Рзаб=55 атм. Динамика добычи нефти, время прорыва газа соответствуют ожиданиям для данных геологических условий и схожи с фактическими результатами эксплуатации скважин ОПР.

Обоснование величины депрессии на пласт

При работе нефтедобывающих скважин на истощении можно наблюдать особенности формирования конуса газа из газовой шапки. В расчетных вариантах с малой депрессией на пласт (Рзаб=77 атм.) длительное время наблюдается сохранение стабильной поверхности ГНК, которая несущественно двигается вниз в процессе снижения пластового давления и расширения газовой шапки. Однако при больших депрессиях контакт становится нестабильным в самом начале эксплуатации, происходит быстрое формирование языка газа. Отмечается склонность к образованию одного основного языка вместо нескольких мелких, двигающихся параллельно.

Кроме того, работа скважин на большой депрессии в условиях пластов ПК характеризуется повышенными геолого-технологическими рисками:

• возрастает вероятность разрушения коллектора по геомеханическим причинам (коллектор пластов ПК является слабосцементированным), поскольку минимально допустимое забойное давление не является четко зафиксированным значением, но обладает вариативностью;

• поскольку работа ведется в условиях ниже давления насыщения, происходит выделение газа из нефти, постепенное накопление газа до уровня газонасыщенности выше критической (Sgcr), что приводит к образованию подвижной газовой фазы в нефтяной оторочке и увеличению фазовой проницаемости по газу. Распространение области с повышенной ОФП по газу до уровня ГНК значительно повышает риск развития конуса газа;

• чем больше депрессия, тем быстрее происходит прорыв газа, что ограничивает возможности (с точки зрения времени) для применения тех или иных способов профилактики конусообразования.

В свою очередь, при эксплуатации скважин с забойным давлением Рзаб=62 атм (депрессия 20 атм) образование конусов происходит заметно медленнее в сравнении с Рзаб=55 атм, что позволяет применить компоненты предлагаемого способа. Преимущества и недостатки эксплуатации скважин с разными забойными давлениями сведены в таблице 1.

Таким образом, оптимальное Рзаб по совокупности факторов (таблица 1) вне зависимости от длины скважин для пластов ПК_1-2 Ван-Еганского месторождения составляет 62 атм. В случае малопродуктивной скважины из-за низких ФЕС риск прорыва снижен, поэтому допустимо увеличение депрессии до Рзаб=55 атм.

Обоснование целесообразности устройств контроля притока

Наиболее существенным недостатком горизонтальных скважин является риск ее утраты (и соответствующих запасов пласта) в результате прорыва газа или воды с контактов, или кинжального прорыва агента закачки. Однако эта проблема может успешно решаться с помощью устройств контроля притока (УКП). Для этого горизонтальный ствол разделяется на несколько секций с использованием заколонных пакеров, в каждой из которых устанавливаются УКП. «Пассивные» УКП могут быть использованы для выравнивания фронта и задержки прорыва воды и газа. Однако эффективность их применения сильно зависит от правильности представления о параметрах пласта, которые могут обладать высокой степенью неопределенности, особенно на первых стадиях разработки. В настоящее время появились автономные устройства, которые могут не только выровнять фронт, но и ограничить приток нежелательной фазы уже после прорыва. Испытания на ряде месторождений показали их преимущества перед «пассивными» УКП, особенно на месторождениях с высокой вязкостью нефти (Brandon Least, et al., Inflow Control Devices Improve Production in Heavy Oil Wells, SPE-167414-MS. 2013, Society of Petroleum Engineers; Matei Negrescu and Ivan Landim Frota Leitao Junior, ICD/AICD for Heavy Oil - Technology Qualification at the Peregrino Field, OTC-24503-MS. 2013, Offshore Technology Conference).

На фиг. 3 А представлен прогноз динамики добычи нефти на истощении с секционным заканчиванием из 3-х секций и автономными УКП. Необходимо отметить ключевые особенности работы скважины с УКП:

• Прорыв газа происходит, как правило, в наиболее продуктивной секции. Поэтому после закрытия данной секции в результате срабатывания УКП дебит нефти по скважине может уменьшиться существенно. Чем более выражена латеральная неоднородность пласта по проницаемости и связности коллектора, тем существенней будет потеря добычи;

• Закрытие УКП отсекает от остальной скважины всю секцию ствола с местом прорыва. Соответственно, чем больше количество секций, тем меньше потери нефти от закрытия отдельных секций;

• УКП позволяет ликвидировать прорыв газа, но лишь в малой степени является инструментом профилактики прорыва;

• В зависимости от количества секций и степени латеральной неоднородности пласта вдоль ствола горизонтальной скважины срок работы скважины продлевается до нескольких раз.

Стоит отметить, что при комплексном применении всех компонентов заявленного способа разработки роль секционного заканчивания и УКП существенно возрастает.

Одновременная работа нефтедобывающих и газовых скважин

Одновременная добыча нефти из нефтяной оторочки и газа из газовой шапки по способу дает следующие положительные эффекты:

1. Замедление процесса конусообразования. Добыча газа из газовой шапки в районе добычи нефти уменьшает развитие градиента давления в вертикальном направлении.

В результате выполненных расчетов выявлено, что эффективность газовой скважины снижается при удалении от ГНК более 20 м;

2. Синергия с системой ППД. Управление режимом работы скважин всех типов (нефтедобывающие, нагнетательные, газовые) может существенно влиять на распределение градиентов давления в призабойной зоне пласта, что дает возможность контролировать развитие конуса газа;

3. Добыча газа в необходимых объемах. Покрытие собственных нужд в газе, в том числе для энергоемких методов воздействия на пласты;

4. Интенсивная добыча газа из газовой шапки в течение длительного времени может существенно снизить давление в газовой шапке, тем самым уменьшив склонность нефтяных скважин к конусообразованию газа;

5. Монетизация добываемого газа. Возможность одновременной реализации нефтяного и газового проектов при сравнительно незначительном увеличении капитальных затрат на строительство скважин.

Применение нагнетательных скважин по способу позволит компенсировать снижение давления, возникающее из-за добычи газа в газовой шапке, и, таким образом, повысить дебиты нефти. Кроме того, предварительная закачка в нефтяную оторочку позволит переориентировать вектор депрессии в пласте с вертикальной составляющей на латеральную.

На фиг. 3 показаны результаты расчетов с добычей газа при одновременном применении ППД (фиг. 3 В) и без ППД (фиг. 3 Б), расстояние между нефтедобывающей и нагнетательной скважинами составляет 200 м, применяются устройства контроля притока. Сравнивая результаты на фиг. 2 и 3, можно отметить следующее:

• Применение ППД существенно повышает добычу нефти в сравнении с вариантом на истощении;

• Основное падение добычи происходит при закрытии первой секции, поскольку прорыв газа происходит, как правило, в самом продуктивном интервале;

• Применение предлагаемого способа разработки позволяет отсрочить прорыв газа;

• После прорыва воды от нагнетательной скважины рост газового фактора в результате подтягивания конуса газа может быть не критичным, поскольку при высокой обводненности соблюдаются требования по доле свободного газа на приеме насоса. Такой же эффект можно предположить при прорыве конуса воды с ВНК, однако расчеты на моделях показывают, что ввиду кардинального различия в подвижностях газа и воды в первую очередь развивается газовый конус.

Из вышесказанного можно заключить, что потенциал для оптимизации способа заключается в подборе таких режимов работы газовой и нагнетательной скважин, при которых прорывы газа в нефтедобывающих скважинах не происходят, но при этом сохраняется энергетика залежи.

Уплотнение сетки скважин и предварительная закачка

На основе полученного понимания роли ППД в предлагаемом способе внесены следующие оптимизирующие элементы.

Во-первых, выполним предварительную закачку с постоянным объемом. Это позволит еще до ввода в работу нефтедобывающих скважин добиться частичной переориентации вектора депрессии в нефтенасыщенной части в латеральное направление. Кроме того, отсутствие элемента стока во время предварительной закачки (т.е. отсутствие работающей добывающей скважины) позволяет избежать возникновения выраженных геомеханически обусловленных высокопроводящих разностей в направлении (будущей) добывающей скважины. Таким образом, заметно снижается вероятность развития кинжальных прорывов в будущем. Отметим, что в процессе предварительной закачки осуществляется контроль забойного давления - давление не должно превышать давления гидроразрыва пласта. В численных экспериментах проанализированы различные объемы предварительной закачки - выявлено, что для каждой из зон объемы должны подбираться индивидуально, с учетом продуктивности зоны, а также ориентируясь на показатели пьезопроводности.

Во-вторых, уменьшим расстояние между нагнетательной и нефтедобывающей скважинами до 100-130 м, что позволит интенсифицировать позитивное влияние нагнетательных скважин на профилактику конусообразования. Необходимо отметить, что, в отличие от месторождений с обычной вязкостью нефти, уплотнение сетки не приводит к снижению дебитов, т.к. в условиях высоковязкой нефти и действия пенного режима фильтрации высоковязкой нефти (Maini В. Foamy oil flow in primary production of heavy oil under solution gas drive // SPE 56541, 1999) формируется крутая воронка депрессии без существенной интерференции между добывающими скважинами.

В-третьих, ограничим время работы газовой скважины. С учетом наличия предварительной закачки добыча газа постепенно теряет свое значение с точки зрения профилактики конусообразования, при этом продолжает снижать пластовое давление в районе добычи нефти. Показателем переориентации потоков и вектора депрессии является прорыв нагнетаемой воды в добывающей скважине. Примерно в это время можно снижать и постепенно прекращать добычу газа из газовой скважины. В расчетных вариантах проанализирована различная длительность работы газовой скважины. На практике решение принимается с учетом динамики газового фактора и обводненности на нефтедобывающей скважине и забойных давлений на нефтедобывающей, газовой и нагнетательной скважинах.

Кроме того, для улучшения приемистости, накопленной добычи нефти и экономических показателей, допускается краткосрочная (до 6 месяцев) отработка нагнетательных скважин на добычу нефти перед началом закачки.

На фиг. 4 приведена динамика работы нефтедобывающей скважины по предлагаемому способу разработки. Накопленная добыча нефти за 10 лет превышает вариант с ППД и секционным заканчиванием скважин, катастрофических прорывов газа не происходит.

В данном варианте, который в вычислительных экспериментах признан оптимальным, осуществляется предварительная закачка воды пластовой температуры с приемистостью 100 м³/сут в течение 1 года. Забойное давление при этом не превышает максимально допустимое и, поскольку нагнетательная скважина также является горизонтальной, даже имеется значительный запас, что позволяет быть уверенным, что в пласте не происходит интенсивных геомеханических процессов. Несмотря на то что целью предварительной закачки является повышение пластового давления и перенаправление вектора депрессии, необходимый объем нельзя закачать за короткий период времени на максимально допустимых репрессиях - это может вызвать разрушение коллектора.

Одновременно с добычей нефти начинается добыча газа в объеме 50 тыс. м³/сут. Потенциал газовой скважины при этом на порядок выше. Объем газа подобран для данных геологических условий, однако на промысле рекомендуется гибкое управление скважинами по показателям текущего газового фактора и обводненности, в том числе объемами добычи газа на газовой скважине. Длительность добычи газа подобрана на оптимальном уровне 2 года, после чего добывать газ нецелесообразно, так как риски образования конуса газа уже нивелированы, в то время как ограничение добычи газа позволяет поддержать пластовое давление.

Добыча нефти осуществляется скважиной длиной 500 м, состоящей из 3 секций и оборудованной автономными УКП. В данном варианте не пришлось полностью перекрывать какую-либо секцию, однако УКП являются важным компонентом технологии, обеспечивающим ее надежность.

Добыча нефти осуществляется с забойным давлением 62 атм. Предпочтительней применять более высокое забойное давление, поскольку это обеспечивает геомеханическую стабильность слабосцементированного коллектора, а также на первых порах сдерживает развитие конуса газа. В малопродуктивных зонах можно применять геомеханически обусловленное минимально допустимое забойное давление 55 атм, чтобы обеспечить приемлемый дебит по нефти.

Отличительными признаками заявленного изобретения являются:

1. Взаимное расположение скважин и плотность сетки. Нагнетательные и нефтедобывающие скважины бурятся горизонтально в середине нефтенасыщенного интервала, расстояние между скважинами - не более 200 м. Газовая скважина бурится в газовой шапке не далее 20 м от ГНК, в плане пересекает все нефтедобывающие скважины под углом или перпендикулярно. В конструкции газовой скважины предусмотрены глухие вставки над нагнетательными скважинами длиной не менее одного расстояния между нефтедобывающей и нагнетательной скважинами, предотвращающие добычу флюидов в этих интервалах, - таким образом, добыча газа ведется только над нефтедобывающими скважинами. Для повышения надежности способа для одного элемента разработки могут быть построены несколько газовых скважин.

2. Ограниченная депрессия в нефтедобывающих скважинах с целью контроля за развитием конуса, которая может составлять 2/3 от геомеханически обусловленной максимальной депрессии. Оптимальная депрессия зависит от свойств пласта и флюидов. Данное решение обеспечивает приемлемый дебит нефти и оставляет возможность для его наращивания, при этом образование конуса происходит медленнее в сравнении с максимально допустимой депрессией, что позволяет эффективно применять остальные компоненты заявленного способа.

3. Секционное заканчивание нефтедобывающих скважин с устройствами контроля притока, что позволяет нейтрализовать секцию в случае катастрофического прорыва газа или воды. Количество секций определяется техническими возможностями по установке в соответствии с фактическим разрезом по скважине, но не менее 3-х секций, при этом обеспечивается заколонная изоляция секций друг от друга. В каждую секцию устанавливаются автономные или регулируемые устройства контроля притока.

4. Система ППД с предварительной закачкой способствует переориентации вектора депрессии в латеральное направление и расформированию конуса, снижает негативные последствия при возникновении технологических рисков, таких как неточность проводки скважин по пласту или негерметичность пакера в секционном заканчивании, повышает устойчивость способа к геологическим неопределенностям. Уплотнение сетки скважин до расстояния между скважинами менее 200 м ведет к дальнейшему повышению эффективности ППД в части профилактики конусообразования, поскольку повышение давление от закачки начинает раньше воздействовать на околоскважинное пространство нефтедобывающей скважины. Объем и длительность предварительной закачки рассчитывается в зависимости от свойств пласта и флюидов, а также текущих показателей работы скважин с помощью гидродинамического моделирования.

5. Одновременная добыча нефти из нефтяной оторочки и газа из газовой шапки в районе добычи нефти уменьшает развитие градиента давления в вертикальном направлении и таким образом контролирует развитие конуса газа, эффективность повышается в комбинации с системой ППД по способу.

6. Гибкое управление режимом работы скважин (Рзаб, объемы добычи и закачки) в зависимости от показателей ГФ, обводненности и темпов падения дебита нефти, что обеспечивает оперативный контроль за вытеснением и надежность способа в условиях геологической неопределенности. Несколько точек контроля за вытеснением (нефтедобывающая, нагнетательная и газовая скважины, а также отдельные секции) позволяют значительно улучшить динамику добычи нефти без дополнительных капитальных затрат.

Способ предполагает одновременное применение всех компонентов. Результаты вычислительных экспериментов показывают, что применение технологии значительно повышает перспективы коммерчески успешной эксплуатации маломощных подгазовых оторочек высоковязкой нефти в условиях высокой геологической неоднородности. Выполнена приблизительная оценка накопленного эффекта от применения способа (таблица 2).

Использованная в способе совокупность существенных признаков позволяет решить поставленную задачу повышения нефтеотдачи и контроля перемещения ГНК для уменьшения интенсивности конусообразования газа из газовой шапки.

Заявленный способ позволяет осуществлять рентабельную разработку маломощных подгазовых оторочек высоковязкой нефти, в которых расстояние от ствола нефтедобывающей скважины до газовой шапки составляет 5-15 метров, в том числе при наличии частичных перемычек вблизи ГНК. Также он может применяться и в других характерных случаях: эксплуатация приконтактных запасов нефти в случае наличия двух и более нефтенасыщенных пропластков в разрезе; для нивелирования несовершенства проводки горизонтального ствола скважины, в результате чего одна его часть может быть существенно ближе к ГНК, чем остальная часть.

Способ позволяет осуществлять добычу газа в существенных объемах, которые могут использоваться для собственных нужд, например генерации электроэнергии, либо продаваться. Кроме того, добываемые объемы газа могут использоваться для внедрения энергоемких методов увеличения нефтеотдачи, например тепловых методов воздействия на пласт на месторождениях высоковязкой нефти, где газ используется для нагрева воды.

Таким образом, в том или ином масштабе способ может быть применен как на этапе проектирования, так и на этапе оптимизации разработки большого числа подгазовых оторочек высоковязкой нефти.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может найти применение при разработке газонефтяных залежей, где добыча нефти сопряжена с высоким риском прорыва газа из газовой шапки. Технический результат - интенсификация добычи нефти и возможность контроля за перемещением газонефтяного контакта для уменьшения интенсивности конусообразования газа из газовой шапки при разработке подгазовых оторочек нефти. По способу осуществляют бурение горизонтальных добывающих скважин. В горизонтальном участке нефтедобывающих скважин устанавливают заколонные пакеры и автономные или регулируемые устройства контроля притока с созданием в нефтенасыщенном интервале не менее 3-х изолированных друг от друга секций. Дополнительно в нефтяной оторочке бурят нагнетательные горизонтальные скважины. Через них до начала работы нефтедобывающих скважин осуществляют закачку нагнетательного агента для создания в области добычи нефти давления выше начального пластового. Этим формируют основной приток флюида в нефтедобывающие скважины по латеральному направлению. Добычу газа производят через одну или несколько горизонтальных скважин в газовой шапке, расположенных под углом или перпендикулярно нефтедобывающим скважинам. Добычу осуществляют в объемах, которые позволяют создать в газовой шапке воронку депрессии над районом добычи жидких флюидов в нефтяной части в районе нефтедобывающих скважин. Этим поддерживают стабильность газонефтяного контакта с отсрочкой времени формирования конуса газа. В конструкции газовых скважин предусматривают глухие вставки, расположенные над нагнетательными скважинами, длиной не менее одного расстояния между нефтедобывающей и нагнетательной скважинами, предотвращающие добычу флюидов в этих интервалах. 2 з.п. ф-лы, 4 ил., 2 табл.

1. Способ разработки газонефтяных залежей, включающий бурение горизонтальных добывающих скважин, добычу газа из газовой шапки в заданных и контролируемых объемах одновременно с добычей нефти из нефтяной оторочки, отличающийся тем, что в горизонтальном участке нефтедобывающих скважин устанавливают заколонные пакеры и автономные или регулируемые устройства контроля притока с созданием в нефтенасыщенном интервале не менее 3-х изолированных друг от друга секций, дополнительно в нефтяной оторочке бурят нагнетательные горизонтальные скважины, через которые до начала работы нефтедобывающих скважин осуществляют закачку нагнетательного агента для создания в области добычи нефти давления выше начального пластового, чем формируют основной приток флюида в нефтедобывающие скважины по латеральному направлению, добычу газа производят через одну или несколько горизонтальных скважин в газовой шапке, расположенных под углом или перпендикулярно нефтедобывающим скважинам в объемах, которые позволяют создать в газовой шапке воронку депрессии над районом добычи жидких флюидов в нефтяной части в районе нефтедобывающих скважин, тем самым поддерживая стабильность газонефтяного контакта с отсрочкой времени формирования конуса газа, при этом в конструкции газовых скважин предусматривают глухие вставки, расположенные над нагнетательными скважинами, длиной не менее одного расстояния между нефтедобывающей и нагнетательной скважинами, предотвращающие добычу флюидов в этих интервалах.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что нагнетательные горизонтальные скважины бурят на расстоянии не более 200 м от нефтедобывающих скважин.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в одном элементе разработки бурят не менее двух горизонтальных газовых скважин на расстоянии не более 20 м от газонефтяного контакта и не ближе 100 м друг от друга.