СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ТРЕЩИННО-КАВЕРНОЗНОЙ ЗАЛЕЖИ С ГАЗОВОЙ ШАПКОЙ И ПОДСТИЛАЮЩЕЙ ВОДОЙ Российский патент 2023 года по МПК E21B43/32 

Изобретение относится к скважинной разработке газонефтяной залежи с осложненными условиями и может быть использовано при добыче нефти из залежи с газовой шапкой, в том числе газовой залежи с нефтяной оторочкой, приуроченной к трещиновато-кавернозным коллекторам с нижней - постилающей водой.

Известен способ разработки газонефтяной залежи, включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин, нагнетание воды и создание барьерного заводнения, т.е. изоляции частей пласта, содержащих газ и нефть, после чего осуществляют раздельную эксплуатацию части пласта, содержащей газ, и части пласта, содержащей нефть, с использованием пробуренных скважин (Амелин И.Д. Особенности разработки нефтегазовых залежей, Москва, Недра, 1978, 136 с.).

Недостатком данного способа является низкий дебит скважин и возможность образования водяных «языков» с последующим прорывом воды в нефтяные скважины.

Известен также способ разработки газонефтяной залежи с использованием горизонтальных скважин, причем одна из них расположена выше газонефтяного контакта (ГНК), а другая - ниже ГНК, и нагнетанием воды для образования барьера над газонефтяным контактом (RU 2439308, 10.01.2012).

Недостатками данного способа являются:

- ограниченность применения - в основном для месторождений с высоковязкой нефтью;

- возможность разрушения водяного барьера, разделяющего пласт на две области, содержащие газ и нефть;

- трудность своевременного определения текущего положения флюидального контакта для создания барьера.

Известен способ разработки газонефтяной залежи с использованием добывающих и нагнетательных скважин, предусматривающий использование моделирования для прогнозирования положения флюидальных контактов (RU 2606740 С1, 10.01.2017).

В соответствии с последним известным решением предусматривают использование 3-х мерной геологической и многокомпонентной фильтрационной модели продуктивного пласта, с помощью которой устанавливают положение текущих размеров нефтяной оторочки и поверхностей флюидальных контактов, а именно газонефтяного и водонефтяного (ВНК), на рассматриваемую дату разработки залежи. С учетом этих данных и существующих ограничений по упомянутым выше флюидальным контактам осуществляют размещение скважин.

Недостатками известного способа являются:

- его крайне низкая эффективность в условиях трещиноватого пласта из-за неизбежных и быстрых прорывов закачиваемого газа и/или воды в добывающие скважины;

- недоучет фактора, связанного с гидродинамическим взаимодействием скважин по системе наземной коммуникации скважин - системе сбора нефти;

- отсутствие методов оперативного управления добычей нефти из скважин для предотвращения прорывов газа и/или воды в эти скважины;

- отсутствие упомянутых выше методов при факте прорыва газа и/или воды в добывающие скважины.

Техническим результатом данного изобретения является увеличение добычи нефти за счет ограничения прорывов конусов газа и/или воды в эксплуатационные скважины.

Необходимый технический результат достигается тем, что способ разработки трещинно-кавернозной залежи с газовой шапкой и подстилающей водой включает: бурение куста эксплуатационных скважин, по меньшей мере одного, с горизонтальными стволами в нефтяной зоне - под газонефтяным контактом; определение в поверхностных и в пластовых условиях физико-химических свойств флюидов, определение фильтрационно-емкостных свойств пласта околоскважинной и межскважинной зон; обустройство наземной инфраструктуры с системой сбора нефти куста скважин и линиями коммуникации; эксплуатацию скважин, при которой определяют забойное давление, суточный дебит нефти, воды, газа, буферное давление; совместное моделирование многофазного притока к эксплуатационным скважинам в пласте, учитывающее конусообразование газа и воды, многофазного потока в межскважинном пространстве, учитывающее интерференцию эксплуатационных скважин, многофазного потока в стволов эксплуатационных скважин и потока продукции в наземной системе ее сбора с образованием системы совместного моделирования, в которой обеспечивают необходимое давление для каждого куста эксплуатационных скважин с учетом режимов работы скважинного оборудования, забойных давлений и дебитов упомянутых скважин; при этом с помощью упомянутой системы совместного моделирования прогнозируют состояние пластовой системы с дебитами и забойными давлениями в эксплуатационных скважинах на заданный период времени, которые периодически корректируют по фактически замеренным данным в этих скважинах, а также определяют максимально возможную добычу нефти при заданных ограничениях на отборы газа и/или воды и необходимых линейных давлениях в системе обустройства для каждого куста скважин, для которых определяют тип эксплуатационного оборудования скважин, режимы его работы, период его использования, после чего для последующих периодов времени эксплуатации скважин, характеризующихся значениями величин забойного давления и суточного дебита нефти, воды и газа, отличными от величин в предыдущем периоде времени, оценивают возможность перехода на режим работы скважин, отличный от режима в предыдущем периоде времени, с эксплуатационным оборудованием, отличным от оборудования, используемого в предыдущем периоде времени, исключают неконтролируемое загазовывание и/или обводнение нефтяной зоны залежи на каждом периоде времени эксплуатации с помощью упомянутого выше моделирования, на основе которого определяют также периоды времени остановки работы эксплуатационных скважин, предотвращающие критическое конусообразование газа и/или воды, необходимость и своевременность последующей изоляции каналов газо- и/или водопроявления, а также задают дополнительные особенности разработки залежи при исчерпании предшествующих мер, обеспечивающие допустимые загазованность и/или обводнение разрабатываемой залежи.

Кроме того:

- периоды времени остановки работы эксплуатационных скважин, предотвращающие критическое конусообразование газа и/или воды, выбирают такими, при которых добыча нефти за период эксплуатации, следующий за периодом простоя, превышает добычу нефти по сравнению со случаем непрерывной эксплуатации скважины за аналогичный период времени (период простоя в совокупности с периодом эксплуатации по предыдущему варианту);

- при полном исчерпании эффекта от периодических остановок эксплуатационных скважин принимают решение об изоляции каналов притока газа и/или воды;

- дополнительно прогнозируют состояние пластовой системы с дебитами и забойными давлениями в эксплуатационных скважинах на заданный период времени, при которых предотвращают образование магистральных каналов нежелательных прорывов воды и/или газа и, при фактически полученном состоянии пластовой системы, совпадающем с прогнозным, преимущественно осуществляют заблаговременную изоляцию каналов притока газа и/или воды - до факта их прорыва в скважину.

Сущность изобретения заключается в том, что на нефтегазовой залежи, характеризующейся вышеотмеченными сложными геологическими условиями, опасными по неконтролируемым прорывам газа и/или воды, в том числе по трещинам, предусматривают использование особой системы моделирования. Главным отличием предложенного способа является создание и использование системы совместного моделирования, с помощью которой осуществляют расчет интерференции скважин в залежи и образования конусов воды и/или газа (с учетом прорывов по трещинам) вблизи скважин на основе сопряженных полуаналитических моделей (иерархической модели), параметры которых (в частности, свойства пласта и жидкостей в межскважинной и околоскважинных зонах - пустотности, проницаемости, сжимаемости, вязкости) адаптируют по промысловым данным (динамике дебитов нефти, воды и/или газа, замерам забойного и пластового давления), а также расчет потоков и давлений в скважинах и наземной системе сбора их продукции. По этим данным с помощью модели оптимизации прогнозируют оптимальную добычу для каждой из скважин (дебит и давление), соответствующую максимально возможной добыче нефти из группы скважин при заданных ограничениях (минимизации отборов воды и/или газа). При этом, определяют давления в наземной системе обустройства, при которых эта система может пропустить оптимальные отборы, и определяют режимы работы скважинного оборудования (в частности, характеристики насоса или штуцера на устье скважины), обеспечивающие оптимальную добычу с учетом интерференции скважин не только по залежи, но и по поверхностной инфраструктуре.

Для определения оптимального дебита одновременно используют модель многофазного притока к группе скважин в пласте (иерархическую модель), модель оптимизации добычи нефти при ограничениях сверху на отборы воды и/или газа по группе скважин, модель многофазного течения в системе сбора месторождения и модель многофазного течения в стволе скважины с учетом скважинного оборудования. В данном подходе учитывают сохранение потоков в каждой точке системы, непрерывность давления во всей системе, а также течение флюида через насосы и штуцеры. Уникальность разработанного способа состоит в том, что он позволяет определять режим работы пласта при изменении настроек скважинного оборудования и, наоборот, определять необходимый режим работы скважинного оборудования для обеспечения максимально возможной с учетом потенциала пласта добычи нефти. Более того, использование системы совместного моделирования позволяет заблаговременно оценить и обеспечить увеличение добычи нефти на различных стадиях добычи (на естественном режиме истощения пластовой энергии и на последующих стадиях разработки с применением насосного оборудования) и своевременно предпринять мероприятия по модификации применяемой технологии с целью ограничения обводнения, загазовывания извлекаемой продукции, образования в призабойной зоне водо- и/или газонефтяной эмульсий, а также каналов прорыва газа и/или воды.

При этом, на начальном этапе эксплуатацию скважин осуществляют при щадящем давлении (депрессии). Величину упомянутого давления в зависимости от времени (ΔP(t)) определяют по формуле

где ΔH_o(t) - мощность нефтенасыщенной части пласта в зависимости от времени, м; α - параметр, определяющий изменение положения контактов при изменении давления при активной газовой шапке и подошвенной воде, м/МПа (α=α_w+α_g, где , при этом γ_w, γ₀ и γ_g - характеризует удельный вес воды, нефти и газа, соответственно).

После прорыва газа и воды в скважину и достижения определенных заранее и допустимых значений газового фактора или обводненности в качестве основного мероприятия по увеличению добычи нефти предусматривают периодическую остановку работы эксплуатационных скважин, предотвращающую критическое конусообразование газа и/или воды. Превышение этих определенных заранее значений и дальнейший рост обводненности и/или газового фактора приводит к значительному снижению добычи нефти. Период остановки и последующий режим работы скважины подбирают таким образом, чтобы изменить тенденцию обводнения и/или загазовывания продукции - тенденцию повышения проявления этих негативных факторов на тенденцию стабилизации или снижения проявления этих факторов, причем таким образом, чтобы повысить добычу нефти за последующий после остановки период, с избытком компенсирующий остановку скважины. При полном исчерпании эффекта от периодических остановок скважины - отсутствии прироста добываемой нефти - предусматривают изоляцию каналов флюидопроявления, порядок и схему осуществления которой отрабатывают на предлагаемой иерархической модели. Эти мероприятия именно в предлагаемой последовательности определены как наиболее эффективные для увеличения добычи нефти из скважины, ограничения отборов воды и газа и образования эмульсий в призабойной зоне. При достижении критических значений газового фактора создают непроницаемый газовый экран за счет применения изоляционных средств. Моделирование данного мероприятия осуществляют на основе иерархической модели путем задания соответствующего условия в месте создания экрана. Именно эти мероприятия, упомянутые выше, в совокупности обеспечивают блокировку движения водо- и/или газонефтяного контакта и исключают образование в призабойной зоне водо- и/или газонефтяной эмульсий, снижающих добычу нефти.

Дополнительно отмечается, что упомянутая выше единая система моделирования включает в себя иерархическое моделирование, позволяющее воспроизводить динамику показателей работы группы скважин для одного из самых сложных случаев - для трещинно-кавернозной залежи с газовой шапкой и подстилающей водой на основе реальных данных. В соответствии с разработанной технологией моделирования в связи с высокой неопределенностью исходной информации о пласте используют полуаналитические модели и минимально необходимый набор исходных данных, позволяющий отразить сложные физические процессы, происходящие в карбонатной трещинно-кавернозной залежи с контактными запасами. Изменение поля давления в пласте в точке с заданными координатами для последовательных моментов времени вследствие интерференции скважин рассчитывают на основе решения уравнения пьезопроводности и метода суперпозиции с учетом изменения дебитов влияющих скважин во времени; обводненность и газовый фактор продукции каждой скважины определяют, исходя из предложенной модели околоскважинной зоны - соответствующего конусообразования воды и газа в каждый момент времени с учетом вязкостей и проницаемостей каждой из фаз (Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. М.-Ижевск: ИКИ, 2006. 436 с.).

Значения параметров пустотности и проницаемости пласта и свойств околоскважинной зоны, обеспечивающие наилучшее воспроизведение фактических показателей работы скважин, уточняют путем автоматизированной адаптации иерархической модели, основанной на минимизации нормированных квадратов отклонений расчетных дебитов нефти, воды, газа и давления от фактических для всех моментов времени. В качестве множителей нормировки выбирают максимальный суммарный дебит всех фаз или начальное пластовое давление, соответственно. Совместное моделирование включает также одновременный расчет газожидкостного потока в системе труб наземной инфраструктуры и скважинного оборудования, в которой на забое скважин в качестве граничных условий задают забойные давления и дебиты нефти, воды и газа такие же, как и в модели пласта. В основу математической модели газожидкостного потока в трубе положены одномерные уравнения сохранения массы и энергии и эмпирическая корреляция для градиента давления, например, Беггз-Брилла (Brill J.P., Mukherjee Н.K. Multiphase Flow in Wells. Texas: Richardson Publ., 1999, 156 pp.). В составе жидкой фазы учитывают нефть и воду. Выделение/растворение газа из/в нефти в зависимости от давления рассчитывают по формуле для растворимости где индекс sat соответствует давлению насыщения, st - стандартным условиям. Уравнения замыкают термодинамическими характеристиками, экспериментальными соотношениями между истинным объемным и расходным газосодержанием и зависимостями гидравлического уклона от физических свойств перекачиваемых сред, структуры и параметров потока (в частности, скорости, истинного объемного и расходного газосодержания). Эта модель позволяет учитывать нефть, воду, газ, растворенный в нефти, и свободный газ. В качестве граничных условий задают давление и температуру на одном из концов трубы, а также расходы нефти, газа и воды, приведенные к стандартным условиям. В модели системы сбора в узлах соединения труб задают условия непрерывности давления и суммарных потоков фаз. Разработанная модель позволяет рассматривать трубы системы сбора, состоящие из прямолинейных элементов произвольного наклона. Такую модель применяют, в частности, для описания течения в скважине от забоя до приема насоса и от выхода из насоса до буфера для скважин, оснащенных насосами, либо от забоя до устья для фонтанирующих скважин. Модель дополняют опциями, позволяющими учесть изменение давления, связанное с напором насоса либо с наличием штуцера вблизи устья фонтанирующей скважины. С использованием модели поверхностной инфраструктуры по известным суммарным дебитам фаз каждого куста скважин рассчитывают одинаковое линейное давление для всех скважин куста. Рассчитанные значения давления сопоставляют с замеренными на забое, на приеме насоса, на буфере и модель дополнительно уточняют.

После настройки совместной модели выполняют прогнозные расчеты по базовому варианту и определяют оптимальный вариант, обеспечивающий максимум добычи нефти куста за фиксированный период времени при заданных ограничениях на отбор газа и воды, например, взятых из базового варианта. Для нахождения оптимального режима работы N скважин решают задачу максимизации добычи нефти , где значения дебитов и соответствующую им добычу нефти определяют на основе совместного моделирования с использованием настроенной по фактическим данным модели с учетом ограничений на суммарные отборы воды и газа и ограничений по скважинам

где - накопленная добыча воды и газа газовой шапки;

- максимально допустимые отборы воды и газа газовой шапки;

- накопленная добыча нефти для i-ой скважины за период времени Т;

- ограничения на максимальную и минимальную добычу нефти по i-ой скважине, исходя из ее технологических ограничений.

В результате находят не только оптимальные дебиты скважин, но и соответствующие им настройки скважинного оборудования, при которых реализуют оптимальную добычу. Если оптимальное решение упирается в одно или несколько технологических ограничений по скважинам, обусловленных имеющимся скважинным оборудованием, рассматривается другое оборудование, позволяющее расширить диапазон соответствующих ограничений и увеличить добычу. Затем с использованием системы совместного моделирования для последующих периодов времени определяют необходимость и своевременность дополнительных мероприятий, способствующих снижению водо- и газо-проявлений, и обеспечивающих полноту извлечения нефти (периодические остановки скважин, создание экранов для воды и газа), а также согласованные режимы работы скважинного оборудования и системы в целом.

Способ разработки трещинно-кавернозной залежи с газовой шапкой и подстилающей водой осуществляют следующим образом.

По способу осуществляют бурение куста эксплуатационных скважин, по меньшей мере одного. Для этого осуществляют бурение скважин с горизонтальными стволами в нефтяной зоне, которая расположена под газонефтяным контактом. В поверхностных и в пластовых условиях с применением традиционных средств определяют физико-химические свойства флюидов - плотность нефти, газа и воды, их сжимаемость, вязкость, объемный коэффициент фаз, газовый фактор. Кроме того, определяют фильтрационно-емкостные свойства породы околоскважинной и межскважинной зон - проницаемость и пустотность слагающих пород, их проницаемость по нефти, воде и газу. Определяют размеры вышеупомянутых зон. Обустраивают наземную инфраструктуру с системой сбора нефти куста скважин и линиями коммуникации этих кустов. Осуществляют эксплуатацию скважин. В процессе эксплуатации определяют забойное давление, суточный дебит нефти, воды, газа, буферное давление. Осуществляют совместное моделирование многофазного притока к эксплуатационным скважинам в пласте с учетом интерференции эксплуатационных скважин по межскважинному пространству и конусообразования газа и воды в окрестности скважин, моделирование многофазного потока в стволах эксплуатационных скважин и моделирование потоков в наземной системе сбора продукции. В результате упомянутой совокупности моделей образуют единую систему моделирования. В этой системе моделирования определяют необходимое давление в линиях коммуникации для каждого куста эксплуатационных скважин. При этом, учитывают забойные давления и дебиты упомянутых скважин. С помощью упомянутого совместного моделирования прогнозируют состояние пластовой системы с дебитами и забойными давлениями в эксплуатационных скважинах на заданный период времени, которые периодически корректируют с использованием фактически замеренных данных в этих скважинах. Определяют максимально возможную добычу нефти при заданных ограничениях отбора газа и/или воды и необходимых линейных давлениях для каждого куста скважин. Для каждой скважины определяют тип эксплуатационного оборудования, режимы его работы, период его использования. После этого для других периодов времени эксплуатации скважин, характеризующихся значениями величин забойного давления и суточного дебита нефти, воды, газа, отличными от величин в предыдущем периоде времени, оценивают возможность перехода на режим работы скважин, отличный от режима в предыдущем периоде времени, с эксплуатационным оборудованием, отличным от оборудования, используемого в предыдущем периоде времени. Увеличение добычи нефти из залежи обеспечивают за счет исключения неконтролируемого загазовывания и/или обводнения нефтяной зоны залежи на каждом периоде времени эксплуатации. С помощью упомянутой системы совместного моделирования определяют периоды времени остановки работы эксплуатационных скважин, предотвращающие критическое конусообразование газа и/или воды. Затем определяют необходимость и своевременность последующей изоляции каналов газо- и/или водопроявления. При исчерпании предшествующих мер задают дополнительные особенности разработки залежи, обеспечивающие допустимые загазованность и/или обводнение разрабатываемой залежи.

Конкретный пример осуществления способа.

По способу осуществляют бурение куста эксплуатационных скважин, по меньшей мере одного, в условиях карбонатной залежи, приуроченной к рифейским отложениям Восточной Сибири. Практика реализации способа допускает использование кустов эксплуатационных скважин, расположенных равномерно по всей залежи. Собственно, куст эксплуатационных скважин в типовом случае характеризуется тем, что он включает от 3 до 6 эксплуатационных скважин с горизонтальными стволами длиной от 200 до 1000 м в нефтяной зоне в интервале глубин 2030-2060 м под газонефтяным контактом на глубине 2023 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина - 49 м. Залежь подстилается водой. Начальное пластовое давление - 21,2 МПа. По способу определяют физико-химические свойства флюидов в поверхностных и в пластовых условиях. Измерение свойств флюидов в разных условиях позволяет наиболее достоверно моделировать течение флюидов от пласта до установки подготовки нефти через ствол скважины и систему обустройства месторождения. В результате измерений плотность нефти составила 821 кг/м³ в поверхностных условиях и 699 кг/м³ в пластовых условиях, плотность газа и воды в пластовых условиях - 236 кг/м³ и 1178 кг/м³ соответственно. Сжимаемость, вязкость в пластовых условиях и объемный коэффициент: для нефти - 18,95 1/МПа×10^-4, 1,35 мПа*с и 1,38 д. ед. соответственно; для воды - 4,6 1/МПа×10^-4, 1,65 мПа*с и 1,01 д. ед. соответственно. Для газа: коэффициент сверхсжимаемости - 0,764 д. ед.; вязкость - 0,026 мПа*с. Газосодержание нефти - 194 м³/т, давление насыщения - 21,2 МПа. Средняя пустотность коллектора составляет 0,017 д.ед., проницаемость - 0,097 мкм².

Осуществляют обустройство наземной инфраструктуры с системой сбора нефти кустов скважин, которое представляет собой кольцевую схему нефтесборных трубопроводов в центральной части залежи и отдельные ветви системы нефтесбора, с помощью которых собирают продукцию с периферийных кустовых площадок и соединяют с центральной кольцевой системой. Система сбора куста (внутрипромысловая система сбора) состоит из выкидных трубопроводов и автоматизированных групповых замерных установок, где осуществляют поочередный замер дебита скважин. С выхода замерных установок продукцию скважин по нефтегазосборным трубопроводам направляют в нефтесборные трубопроводы. Осуществляют совместное моделирование. Для этого осуществляют моделирование многофазного потока в межскважинном пространстве пласта, учитывающее интерференцию эксплуатационных скважин и определяющее динамику забойного давления скважин. Осуществляют моделирование многофазного притока к эксплуатационным скважинам в пласте, учитывающее конусообразование газа и воды. Параметры моделей околоскважинной и межскважинной зоны настраивают, исходя из минимизации отклонения расчетных и фактических дебитов и забойных давлений скважин. При настройке моделей допускают, что проницаемость модели околоскважинной зоны на несколько порядков ниже, чем для межскважинной зоны для обеспечения интерференции скважин по системе магистральных трещин. При этом эффективную пустотность в модели околоскважинной зоны принимают большей, чем для межскважинного пространства, что позволяет учесть постепенное дренирование скважиной кавернозных интервалов ограниченного распространения. После настройки моделей по скважинам воспроизводят фактические дебиты и выполняют прогнозные расчеты, в которых с учетом суммарных отборов вычисляют забойное давление и положение контактов, определяющее долю воды и газа в потоке, поступающем в скважину. Используя найденные доли фаз и забойное давление, а также заданные фактические режимы работы скважинного оборудования, например, электроцентробежного насоса или штуцера, осуществляют моделирование многофазного потока в стволе эксплуатационной скважины и в наземной инфраструктуре с системой сбора нефти куста с учетом найденных дебитов и заданного давления на установке подготовки нефти. Затем осуществляют прогнозные расчеты, в ходе которых решают задачу максимизации добычи нефти при заданных ограничениях отбора газа и/или воды, необходимых давлениях в линиях коммуникации для каждого куста скважин и допустимых режимах работы скважинного оборудования. Используя найденные доли фаз и забойное давление, осуществляют моделирование многофазного потока в стволах эксплуатационных скважин до скважинного оборудования, например, электроцентробежного насоса или штуцера. Осуществляют моделирование потока нефти в наземной инфраструктуре с системой сбора нефти куста с учетом найденных дебитов и заданного давления на установке подготовки нефти, определяемого технологическими ограничениями, и получают давления после скважинного оборудования. Имея давления до и после скважинного оборудования, определяют технологические показатели работы этого оборудования, обеспечивающие оптимальную добычу нефти. В результате, получают единую систему моделирования, охарактеризованную частными значениями параметров.

В качестве примера рассмотрен куст из 5 горизонтальных скважин в трещинно-кавернозном коллекторе с газовой шапкой и подошвенной водой. Все горизонтальные стволы скважин являются необсаженными. Исследованию подвергнуты следующие варианты, различающиеся наличием дополнительных мероприятий по оперативному управлению добычей, предусмотренных предлагаемым способом. Во всех вариантах учитывают совместное моделирование, т.е. работу системы сбора и скважинного оборудования полностью согласуют с поведением пласта, в противном случае реальные дебиты будут отличаться от ожидаемых.

Вариант 1 (базовый). Скважины эксплуатируют на постоянных режимах, соответствующих последним фактическим на момент начала применения технологии (для новых скважин - определенных при опробовании и исследовании скважин) на протяжении шести месяцев. При достижении предельных значений газового фактора в 7000 м3 /т или обводненности 98% скважины останавливают.

Вариант 2 (оптимизация режимов работы скважин на основе расчетов с совместным моделированием, учитывающим скважинное оборудование и наземную инфраструктуру). Вариант аналогичен варианту 1, но с той разницей, что с помощью совместного моделирования определяют оптимальные режимы работы скважин, при которых обеспечивают максимально возможную добычу нефти при непревышении отборов воды и газа варианта 1 по группе скважин.

Вариант 3 (оптимизация на основе расчетов с учетом скважинного оборудования и наземной инфраструктуры и изоляцией каналов притока газа). Вариант аналогичен варианту 2, но с той разницей, что для скважин, достигших критического значения газового фактора (7000 м³ /т), применяют временную остановку, а затем изоляцию каналов притока газа, которую моделируют с помощью иерархической модели.

Сопоставление полученных результатов выполняют в рамках технологического анализа показателей эффективности, сравнительные данные по рассматриваемым вариантам представлены в табл. 1, 2. С учетом забойного давления по эксплуатационным скважинам, меняющегося от 19,76 до 20,47 МПа и дебитов жидкости - от 101 до 540 м³/сут давление в линиях коммуникации для куста, на котором пробурены данные скважины, составляет 2,93 МПа. На момент начала применения способа осуществляли эксплуатацию скважин, при которой среднее забойное давление по скважинам составляло 20,24 МПа, суммарные суточные дебиты нефти - 533 т/сут, жидкости - 1189,7 м³/сут, газа - 747,9 тыс.м³/сут по скважинам куста. С помощью совместного моделирования прогнозируют состояние пластовой системы с дебитами, варьирующимися по скважинам от 100 до 650 м³/сут на прогнозный период времени 180 дней, при наличии исторического периода работы скважин более 2 лет.

На прогнозный период с помощью моделирования многофазного потока в межскважинном пространстве и притока к эксплуатационным скважинам рассчитывают дебиты и забойные давления по скважинам куста при указанном выше диапазоне варьирования дебитов. При сохранении текущих режимов работы скважин за указанный прогнозный период обеспечивают базовую добычу нефти 86,5 тыс.т, воды - 123,7 тыс.м³, газа - 135,2 млн.м³ (вариант 1). Максимально возможная добыча нефти при заданных ограничениях на отбор газа в 135,2 млн. м³ и воды 123,7 тыс.м³ за прогнозный период и необходимых давлениях в системе обустройства куста с учетом совместного моделирования составила 100,3 тыс.м³ (вариант 2). При этом достигают базовый отбор воды и обеспечивают сокращение отборов газа на 34,9 млн. м³ или на 25,8%. По каждой скважине на основе совместного моделирования были определены оптимальные режимы работы скважинного оборудования. Так, по скважине 1 увеличена частота работы насоса на 2 Гц (с 48 Гц до 50 Гц). По скважине 3 частота работы насоса уменьшена на 6 Гц (с 36 Гц до 30 Гц). По скважине 4 диаметр штуцера уменьшен с 12 мм до 6 мм. По скважинам 2 и 5 показатели режимов работы скважинного оборудования не изменились. При этом по скважине 1 наблюдали неконтролируемое загазовывание добываемой продукции, газовый фактор составил практически 7000 м³/т на конец прогнозного периода. Поэтому в варианте 3 по скважине 1 переходят к ее остановке на 30 сут. За счет перераспределения фильтрационных потоков за это время газовый фактор снижается до 5000 м³/т. После исчерпания эффективности фактора остановки переходят к изоляции каналов прорыва газа, например, с помощью пены. В результате по этой скважине достигают снижение значения газового фактора на конец прогнозного периода до 1800 м³/т. Обеспечивают снижение отборов газа на 14,9 млн. м³ и увеличение отборов нефти на 3,0 тыс.т. и жидкости на 11,9 тыс.м³ за прогнозный период. Таким образом, в системе обустройства достигают замещение отборов попутного нефтяного газа из газовой шапки нефтью и водой. После этого, аналогичным образом для последующих периодов времени эксплуатации скважин, характеризующихся другими значениями величин забойного давления и суточного дебита нефти, воды, газа оценивают возможность работы скважин с другим эксплуатационным оборудованием. В результате обеспечивают необходимый технический результат, заключающийся в увеличении добычи нефти из залежи.

Таким образом, реализация рассматриваемого способа разработки трещинно-кавернозных коллекторов с газовой шапкой и подстилающей водой за счет применения системы совместного моделирования, особой технологии эксплуатации и приемов изоляции каналов притока газа позволяет увеличить добычу нефти, в том числе даже и после прорыва воды и газа в скважины.

Эффективность заявляемого способа обеспечивают за счет того, что в процессе применения совместного моделирования определяют и применяют оптимальные режимы работы скважин, максимально реализующие потенциал пласта, согласованные с системой обустройства в целом, а также за счет своевременного изменения режимов эксплуатации скважин, в том числе временных остановок, и затем создания экранов, изолирующих газ и/или воду, что является значительным преимуществом по сравнению с существующими способами разработки месторождений, осложненных газовой шапкой и подстилающей водой.

Изобретение относится к скважинной разработке газонефтяной залежи с осложненными условиями и может быть использовано при добыче нефти из залежи с газовой шапкой, в том числе газовой залежи с нефтяной оторочкой, приуроченной к трещиновато-кавернозным коллекторам с нижней - постилающей водой. Способ разработки трещинно-кавернозной залежи с газовой шапкой и подстилающей водой включает бурение куста эксплуатационных скважин, по меньшей мере одного, с горизонтальными стволами в нефтяной зоне - под газонефтяным контактом, определение в поверхностных и в пластовых условиях физико-химических свойств флюидов, определение фильтрационно-емкостных свойств породы околоскважинной и межскважинной зон, обустройство наземной инфраструктуры с системой сбора нефти кустов скважин и эксплуатацию скважин. При эксплуатации скважин определяют забойное давление, суточный дебит нефти, воды, газа, буферное давление. После чего производят моделирование многофазного притока к скважинам в пласте, учитывающее конусообразование газа и воды, многофазного потока в межскважинном пространстве, учитывающее интерференцию скважин, многофазного потока в стволах эксплуатационных скважин и потока продукции в наземной системе ее сбора с образованием системы совместного моделирования. В системе совместного моделирования обеспечивают необходимое давление для каждого куста эксплуатационных скважин с учетом режимов работы скважинного оборудования, забойных давлений и дебитов упомянутых скважин. С помощью упомянутой системы совместного моделирования прогнозируют состояние пластовой системы с дебитами и забойными давлениями в эксплуатационных скважинах на заданный период времени, которые периодически корректируют по фактически замеренным данным в этих скважинах. Также с помощью упомянутой системы определяют максимально возможную добычу нефти при заданных ограничениях на отборы газа и/или воды и необходимых давлениях в системе сбора для каждого куста, для которых определяют тип эксплуатационного оборудования скважин, режимы его работы, период его использования. После чего для последующих периодов времени эксплуатации скважин, характеризующихся значениями величин забойного давления и суточного дебита нефти, воды и газа, отличными от величин в предыдущем периоде времени, оценивают возможность перехода на режим работы скважин, отличный от режима в предыдущем периоде времени, с эксплуатационным оборудованием, отличным от оборудования, используемого в предыдущем периоде времени. Исключают неконтролируемое загазовывание и/или обводнение нефтяной зоны залежи на каждом периоде времени эксплуатации с помощью упомянутой выше системы моделирования, на основе которой определяют также периоды времени остановки работы скважин, предотвращающие критическое конусообразование газа и/или воды, необходимость и своевременность последующей изоляции каналов газо- и/или водопроявления. Обеспечивается увеличение добычи нефти. 3 з.п. ф-лы, 1 пр., 2 табл.

1. Способ разработки трещинно-кавернозной залежи с газовой шапкой и подстилающей водой, включающий бурение куста эксплуатационных скважин, по меньшей мере одного, с горизонтальными стволами в нефтяной зоне - под газонефтяным контактом, определение в поверхностных и в пластовых условиях физико-химических свойств флюидов, определение фильтрационно-емкостных свойств породы околоскважинной и межскважинной зон, обустройство наземной инфраструктуры с системой сбора нефти кустов скважин, эксплуатацию скважин, при которой определяют забойное давление, суточный дебит нефти, воды, газа, буферное давление, моделирование многофазного притока к скважинам в пласте, учитывающее конусообразование газа и воды, многофазного потока в межскважинном пространстве, учитывающее интерференцию скважин, многофазного потока в стволах эксплуатационных скважин и потока продукции в наземной системе ее сбора с образованием системы совместного моделирования, в которой обеспечивают необходимое давление для каждого куста эксплуатационных скважин с учетом режимов работы скважинного оборудования, забойных давлений и дебитов упомянутых скважин, при этом с помощью упомянутой системы совместного моделирования прогнозируют состояние пластовой системы с дебитами и забойными давлениями в эксплуатационных скважинах на заданный период времени, которые периодически корректируют по фактически замеренным данным в этих скважинах, а также определяют максимально возможную добычу нефти при заданных ограничениях на отборы газа и/или воды и необходимых давлениях в системе сбора для каждого куста, для которых определяют тип эксплуатационного оборудования скважин, режимы его работы, период его использования, после чего для последующих периодов времени эксплуатации скважин, характеризующихся значениями величин забойного давления и суточного дебита нефти, воды и газа, отличными от величин в предыдущем периоде времени, оценивают возможность перехода на режим работы скважин, отличный от режима в предыдущем периоде времени, с эксплуатационным оборудованием, отличным от оборудования, используемого в предыдущем периоде времени, исключают неконтролируемое загазовывание и/или обводнение нефтяной зоны залежи на каждом периоде времени эксплуатации с помощью упомянутой выше системы моделирования, на основе которой определяют также периоды времени остановки работы скважин, предотвращающие критическое конусообразование газа и/или воды, необходимость и своевременность последующей изоляции каналов газо- и/или водопроявления.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что периоды времени остановки работы эксплуатационных скважин, предотвращающие критическое конусообразование газа и/или воды, выбирают такими, при которых добыча нефти за период эксплуатации, следующий за периодом простоя, превышает добычу нефти по сравнению со случаем непрерывной эксплуатации скважины за аналогичный период времени.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при полном исчерпании эффекта от периодических остановок эксплуатационных скважин осуществляют изоляцию каналов притока газа и/или воды.

4. Способ по п. 1 или 3, отличающийся тем, что дополнительно прогнозируют состояние пластовой системы с дебитами и забойными давлениями в эксплуатационных скважинах на заданный период времени, при которых предотвращают образование магистральных каналов нежелательных прорывов воды и/или газа и, при фактически полученном состоянии пластовой системы, совпадающем с прогнозным, преимущественно осуществляют заблаговременную изоляцию каналов притока газа и/или воды - до факта их прорыва в скважину.