СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ГАЗОНЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ, ПОДСТИЛАЕМОЙ ВОДОЙ, С НАПОРНЫМ РЕЖИМОМ ДОБЫЧИ УГЛЕВОДОРОДОВ Российский патент 2021 года по МПК E21B43/18 E21B43/12 E21B43/20 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для повышения эффективности разработки газонефтяной залежи, подстилаемой подошвенной водой, с напорным режимом добычи углеводородов.

Анализ существующего уровня техники показал следующее - в практике разработки газонефтяных залежей известны способы вскрытия продуктивного пласта в газовой и нефтяной частях вертикальными и горизонтальными скважинами.

Известен способ вскрытия газонефтяной залежи добывающей скважиной в газонасыщенной части продуктивного пласта выше газонефтяного контакта (ГНК) с последующим отбором газа и нефти до полного обводнения продукции (фиг. 2а). (Патент №2018638, Е21В 43/18).

Эксплуатация скважины характеризуется изменением состава добываемой продукции по мере подъема газонефтяного контакта (ГНК) и водонефтяного контакта (ВНК) в газонасыщенной части залежи. Вначале эксплуатации добывается в основном газ, а затем нефть. Когда водонефтяной контакт (ВНК) достигает нижних отверстий интервала перфорации скважины, то безводный период переходит в водный. Подъем водонефтяного контакта (ВНК) в интервале перфорации сопровождается ростом количества воды в добываемой продукции до полного ее обводнения.

Недостаток способа заключается в потере нефти в газонасыщенной части пласта, т.е. в снижении нефтеотдачи и в том, что для утилизации газа, получаемого с жидкими углеводородами, необходимы материальные затраты. Сжигание газа или выпуск его в атмосферу наносит вред окружающей среде. Вместе с углеводородами добывают большие объемы пластовой воды, что значительно удлиняет срок разработки и ухудшает условия эксплуатации скважин, а также требует значительных затрат на строительство сооружений по подготовке и закачке добываемой воды в поглощающие или разрабатываемые пласты.

В качестве прототипа взят способ вскрытия газонефтяной залежи добывающей скважиной в нефтенасыщенной части продуктивного пласта ниже газонефтяного контакта (ГНК), с последующим отбором нефти до полного обводнения продукции (фиг. 2б). (Патент №2070961, Е21В 43/18).

В начальный период эксплуатации скважины в составе добываемой продукции только нефть. Когда водонефтяной контакт (ВНК) достигает нижних отверстий интервала перфорации скважины, то безводный период переходит в водный.

Дальнейшее продвижение водонефтяного контакта (ВНК) в нефтенасыщенной части залежи сопровождается ростом количества воды в добываемой продукции до полного ее обводнения.

Недостаток способа заключается в неполной выработке нефтенасыщенной части по разрезу пласта выше интервала перфорации, т.е. в снижении нефтеотдачи и в том, что в водный период эксплуатации скважины на одну тонну нефти добывают несколько десятков тонн воды, что увеличивает эксплуатационные затраты и удлиняет срок разработки залежи.

Кроме того, для предотвращения нанесения ущерба окружающей среде необходимы материальные затраты на строительство сооружений по подготовке добываемой воды и ее закачке в поглощающие или разрабатываемые пласты.

Наличие воды в добываемой продукции ухудшает условия эксплуатации скважин и приводит к ряду отрицательных последствий.

Например, на Воробьевском месторождении (Ставропольский край) совместная фильтрация в пористой среде воды и нефти приводит к образованию в призабойной зоне стойкой водонефтяной эмульсии с аномально высокой вязкостью, которая перекрывает приток продукции из пласта в скважины и приводит к их остановке. Возобновление добычи нефти возможно только после разрушения эмульсии в призабойной зоне при капитальном ремонте скважин.

Рост содержания воды в добываемой продукции сопровождается увеличением ее плотности в стволе скважины и сближением по величине пластового и забойного давлений. Уменьшение перепада между пластовым и забойным давлениями ведет к снижению дебита нефти, скорости подъема и температуры продукции в стволе скважины, что создает условия для выпадения солей, парафина, смол на стенки внутрискважинного, а также наземного оборудования. В этих условиях, учитывая наличие воды в добываемой продукции, интенсивность коррозии оборудования возрастает и возможны осложнения при эксплуатации скважин.

Вследствие роста плотности продукции в связи с увеличением содержания в ней воды, пластовой энергии становится недостаточно для обеспечения фонтанного способа добычи. Поэтому скважины переводят на более дорогой механизированный способ эксплуатации.

Авторами предложен оптимальный вариант вскрытия продуктивного пласта газонефтяной залежи, подстилаемой водой, с напорным режимом добычи углеводородов, что ранее по известным источникам патентной и научно-технической литературы не было известно.

В известных источниках предлагается вскрывать продуктивный пласт в газо- или нефтенасыщенной частях добывающими скважинами, в т.ч. горизонтальными.

Бурение горизонтальных скважин связано с повышенными затратами на их строительство и эксплуатацию. Кроме того, в условиях продуктивных пластов газонефтяных месторождений часто работает только небольшая часть горизонтального участка ствола скважины.

Например, на газонефтяной залежи Авиловского месторождения (Волгоградская область) эксплуатировались горизонтальные скважины с длиной горизонтального участка в продуктивном пласте от 116 до 386 м. На основании проведенных гидродинамических исследований было установлено, что работает около 10-20% длины горизонтального ствола скважины. На газонефтяной залежи Авиловского месторождения, после четырех лет эксплуатации горизонтальных скважин, горизонтальные участки стволов были ликвидированы вследствие их неэффективной работы.

Технический результат заявляемого изобретения заключается в повышении нефтеотдачи и эффективности разработки газонефтяной залежи за счет полного охвата толщины однородного нефтенасыщенного продуктивного пласта вытесняющей водой, а также исключения потерь нефти в газовой части залежи и длительного водного периода эксплуатации скважин.

Технический результат заявленного изобретения достигается тем, что в способе разработки газонефтяной залежи, подстилаемой водой с напорным режимом добычи углеводородов, включающим разбуривание залежи добывающими скважинами, вскрытие продуктивного пласта с последующим отбором углеводородов, согласно изобретению, залежь, содержащую нефть вязкостью в пластовых условиях до 10 мПа⋅с, разбуривают добывающими скважинами, производят радиальное вскрытие однородного продуктивного пласта на абсолютной отметке газонефтяного контакта (ГНК) механическим высверливанием каналов параллельно линии водонефтяного контакта (ВНК), обеспечивая прорыв воды в скважины одновременно по всей длине пробуренных каналов с полным охватом толщины однородного нефтенасыщенного продуктивного пласта.

По заявляемому техническому решению производят радиальное вскрытие однородного продуктивного пласта в скважине механическим высверливанием каналов.

Бурение каналов осуществляют винтовым забойным двигателем с долотом, которым бурят отверстие диаметром до 60 мм. Встроенный датчик положения позволяет осуществлять управляемое бурение. Скорость бурения до 7 м/час.

Пробуренные каналы длиной до 50 м располагают под углом наклона, равным 0°, параллельно линии водонефтяного контакта (ВНК).

Схема радиального вскрытия однородного продуктивного пласта в скважине приведена на Фиг. 1.

Радиальное вскрытие однородного продуктивного пласта на абсолютной отметке газонефтяного контакта (ГНК) осуществляют механическим высверливанием каналов параллельно линии водонефтяного контакта (ВНК), обеспечивая прорыв воды в скважины одновременно по всей длине пробуренных каналов с полным охватом толщины однородного нефтенасыщенного продуктивного пласта.

В момент прорыва воды в скважину вся подвижная нефть, содержащаяся в охваченной вытеснением зоне под горизонтально расположенными на абсолютной отметке газонефтяного контакта (ГНК) пробуренными каналами, будет извлечена.

Следовательно, при разработке залежи практически исключается период водной добычи нефти, а значит улучшаются условия эксплуатации скважин.

Таким образом, по имеющимся источникам известности не выявлены способы вскрытия однородного продуктивного пласта газонефтяной залежи, подстилаемой водой, с напорным режимом добычи углеводородов, совпадающие с отличительными признаками предлагаемого изобретения.

Заявляемое техническое решение обладает изобретательским уровнем.

Поскольку, как показала практика, эксплуатация горизонтальных скважин на газонефтяных залежах часто не эффективна, в примерах рассмотрено использование вертикальных скважин с перфорацией выше и ниже газонефтяного контакта (ГНК).

Обоснование оптимального положения интервала перфорации обычно производится расчетным или опытным путем.

Для пластов, насыщенных в верхней части газом, а в нижней части нефтью, перфорации подлежит нижняя нефтяная часть, в отдельных случаях верхнее отверстие интервала перфорации удалено от газонефтяного контакта (ГНК) на 6-10 м, т.к. газ более подвижен, чем вода и скорее может прорваться в интервал перфорации.

В гипотетической залежи водонефтяной контакт (ВНК) расположен на абсолютной отметке - 1935 м, газонефтяной контакт (ГНК) расположен на абсолютной отметке - 1915 м. (Фиг. 2а)

Радиальное вскрытие однородного продуктивного пласта в скважине произведено на абсолютной отметке - 1915 м (Фиг. 2в).

В газонефтяной залежи нефтяная часть пласта подстилается подошвенной водой водоносной зоны, а сверху, над нефтяной зоной, расположена газовая шапка. Запасы углеводородов газонефтяной залежи приведены в таблицах 1 и 2.

Способ осуществляют при условии однородного продуктивного пласта и вязкости нефти до 10 мПа⋅с

Геолого-физическая характеристика пласта позволяет перфорировать скважины в верхней части нефтенасыщенной толщины при этом нефть из нижней части эффективно вытесняется пластовой водой в верхнюю часть к интервалам перфорации.

В условиях не смешиваемости фаз (нефти и газа) вода обладает лучшей отмывающей способностью по сравнению с газом. В лабораторных экспериментах при проницаемости терригенной пористой среды 80×10^-3 мкм² и вязкости нефти в пластовых условиях, равной 0,551 мПа⋅с, коэффициент вытеснения нефти водой равен 0,707 д. ед., а газом - 0,449 д. ед.

Поэтому предпочтительно чтобы нефть из нефтенасыщенной части залежи была вытеснена водой, а не газом.

В процессе разработки по принятым условиям при подъеме водонефтяного контакта (ВНК) процесс конусообразования отсутствует или ослаблен. В момент начала обводнения добывающей скважины водонефтяной контакт (ВНК) находится на абсолютной отметке нижнего отверстия интервала перфорации.

Обводненная толщина однородного нефтенасыщенного продуктивного пласта при подъеме водонефтяного контакта (ВНК) определялась в соответствии с Методическими указаниями по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений (РД 153-39.0-110-01).

Более подробно сущность заявляемого изобретения описывается следующими примерами. В примерах рассмотрена разработка нефтенасыщенной части залежи.

Пример №1

На гипотетической газонефтяной залежи эксплуатируется укрупненная скважина с радиальным вскрытием однородного продуктивного пласта на абсолютной отметке газонефтяного контакта (ГНК), равной - 1915 м (заявляемое решение, Фиг. 2в).

Расчет показал, что залежь будет разрабатываться в период 2020-2076 г.г., т.е. в течение 57 лет. За этот период водонефтяной контакт (ВНК) поднимется с абсолютной отметки - 1935 м до - 1915 м. При этом будет добыто 1271 тыс.т нефти и 25,7 тыс.т воды (таблица 3).

Пример №2

На гипотетической газонефтяной залежи эксплуатируется укрупненная скважина, перфорированная ниже газонефтяного контакта (ГНК). Скважина перфорирована в интервале с абсолютными отметками от - 1915 м до - 1918 м (прототип, Фиг. 2б).

Расчет показал, что залежь будет разрабатываться в период 2020-2101 г.г., т.е. в течение 82 лет. За этот период водонефтяной контакт (ВНК) поднимется с абсолютной отметки - 1935 м до - 1915 м. При этом будет добыто 1271 тыс.т нефти и 829,7 тыс.т воды (таблица 4).

Сравнение с заявляемым решением

Радиальное вскрытие однородного продуктивного пласта в скважине на абсолютной отметке расположения газонефтяного контакта (ГНК) позволит уменьшить время разработки залежи при вытеснении нефти водой на 25 лет и исключить добычу воды в количестве 804,0 тыс.т, что улучшит условия эксплуатации скважины и технико-экономические показатели.

Пример №3

На гипотетической газонефтяной залежи эксплуатируется укрупненная скважина, перфорированная выше газонефтяного контакта (ГНК). Скважина перфорирована в интервале с абсолютными отметками от - 1915 м до - 1912 м (Фиг. 2а).

Добыча газа газовой шапки будет сопровождаться подъемом газонефтяного контакта (ГНК) в газовой шапке и соответствующим подъемом водонефтяного контакта (ВНК) в нефтенасыщенной части залежи с последующим переходом в газовую шапку. При достижении газонефтяным контактом (ГНК) верхних отверстий интервала перфорации скважины на абсолютной отметке - 1912 м добыча газа газовой шапки прекратится. За этот период будет добыто 79,5% запасов газа и этот освободившийся от газа объем пористой среды заполнится нефтью.

Остаточные запасы газа газовой шапки в зоне, заполненной нефтью, составят 37,4 млн. м³. Начальные запасы газа в этой зоне составляли 226,8 млн. м³ (таблица 5).

Следовательно, из зоны газовой шапки, заполненной нефтью, будет добыто 189,4 млн. м³ газа.

Отбор газа вызывает подъем водонефтяного контакта (ВНК) и переток нефти в газовую шапку. Переток нефти составит 602 тыс.т. Эффективность вытеснения нефти водой из газовой шапки принята такой же, как и из нефтяной части. Средняя остаточная нефтенасыщенность коллектора залежи на конец разработки будет равна 0,408 д. ед.

Расчет показал, что извлекаемые запасы нефти из газовой шапки составят 274,6 тыс.т, а извлекаемые запасы нефти в нефтенасыщенной части, после ее оттока в газовую шапку, составят 669 тыс.т. В целом из газонефтяной залежи будет извлечено 943,6 тыс.т.нефти. Конечный КИН составит 0,297 д. ед. (таблица 6).

Расчет показал, что залежь будет разрабатываться в период 2020-2077 г.г., т.е. в течение 58 лет. За этот период газонефтяной контакт (ГНК) поднимется с абсолютной отметки - 1915 м до - 1912 м, водонефтяной контакт (ВНК) поднимется с абсолютной отметки - 1935 м до - 1912 м. При этом будет добыто 189,3 млн. м³ газа газовой шапки (ГШ), 943,6 тыс.т нефти и 349,8 тыс.т воды (таблица 7).

Сравнение с заявляемым решением

Радиальное вскрытие однородного продуктивного пласта на абсолютной отметке расположения газонефтяного контакта (ГНК) позволит дополнительно добыть 327,4 тыс.т.нефти, увеличить коэффициент извлечения нефти с 0,297 до 0,400 д. ед., т.е. на 0,103 д. ед., исключить добычу газа из газовой шапки в объеме 189,3 млн.м³ и добычу воды в количестве 324,1 тыс.т, что улучшит условия эксплуатации скважины и технико-экономические показатели.

На основании приведенных примеров следует вывод, что применение предлагаемого способа позволяет более эффективно, по сравнению с известными способами, разрабатывать нефтяную часть газонефтяной залежи, подстилаемой водой, с напорным режимом добычи углеводородов.

Использованная в способе совокупность существенных признаков позволяет решить поставленную задачу повышения нефтеотдачи и эффективности разработки за счет полного охвата толщины однородного нефтенасыщенного продуктивного пласта вытесняющей водой, а также исключения потерь нефти в газовой части залежи и длительного водного периода эксплуатации скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для разработки газонефтяной залежи, подстилаемой подошвенной водой. Технический результат - повышение нефтеотдачи и эффективности разработки газонефтяной залежи за счет полного охвата нефтенасыщенного продуктивного пласта вытесняющей водой, а также исключения потерь нефти в газовой части залежи. Способ включает разбуривание залежи добывающими скважинами, ее вскрытие и последующий отбор углеводородов. Согласно изобретению при однородной нефтяной части залежи с низкой вязкостью нефти - до 10 мПа⋅с залежь вскрывают на абсолютной отметке газонефтяного контакта радиальным механическим высверливанием каналов длиной до 50 м параллельно линии водонефтяного контакта - ВНК. Рассчитывают величину дебита углеводородов и депрессию, которые обеспечивают прорыв воды в скважины одновременно по всей длине пробуренных каналов с полным охватом толщины нефтяной части залежи. Обеспечивают равномерный подъем ВНК за счет ослабления или исключения образования конусов воды к забоям добывающих скважин. Прекращают добычу углеводородов, когда в продукции добывающих скважин содержание воды достигает 98%. 2 ил., 7 табл.

Способ разработки газонефтяной залежи, подстилаемой водой, с напорным режимом добычи углеводородов, включающий разбуривание залежи добывающими скважинами, ее вскрытие и последующий отбор углеводородов, отличающийся тем, что при однородной нефтяной части залежи с низкой вязкостью нефти - до 10 мПа⋅с залежь вскрывают на абсолютной отметке газонефтяного контакта радиальным механическим высверливанием каналов длиной до 50 м параллельно линии водонефтяного контакта - ВНК, рассчитывают величину дебита углеводородов и депрессию, которые обеспечивают прорыв воды в скважины одновременно по всей длине пробуренных каналов с полным охватом толщины нефтяной части залежи, обеспечивая равномерный подъем ВНК за счет ослабления или исключения образования конусов воды к забоям добывающих скважин, прекращают добычу углеводородов, когда в продукции добывающих скважин содержание воды достигает 98%.