Способ разработки нефтегазовых залежей

 

Использование: изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно к области разработки нефтегазоконденсатных (газоконденсатнонефтяных) месторождений. По способу разработки нефтегазовых залежей разбуривают залежь скважинами. Вскрывают газо- и нефтенасыщенные интервалы с последующим отбором нефти, газа, конденсата и воды из добывающих скважин. Поддерживают давление путем закачки сухого газа в газоконденсатную шапку через нагнетательные скважины. Разбуривание залежи осуществляют добывающими и нагнетательными скважинными системами, состоящими из одного вертикального и по крайней мере двух псевдогоризонтальных стволов. Они пересекают продуктивные пропластки в пределах нефтяной оторочки. Через псевдогоризонтальные стволы нагнетательной скважинной системы производят закачку рабочего агента в нефтяную оторочку. Закачку сухого газа в газоконденсатную шапку осуществляют через вертикальный ствол указанной системы. Отбор нефти производят через псевдогоризонтальные и вертикальный ствол добывающей скважинной системы. Отбор газа и конденсата производят через вертикальный ствол указанной системы. Высоту вскрываемого разреза предварительно выбирают в зависимости от толщины газоконденсатной шапки. Ее изменяют в процессе отбора в зависимости от соотношений дебитов по нефти и газу. Это позволяет повысить нефте- и конденсатоотдачу за счет продления сайклинг-процесса и поддержания режима естественного газлифта. 7 з.п.ф-лы., 3 табл., 4 ил.

Предлагаемое изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно к области разработки как нефтегазоконденсатных залежей (газоконденсатные залежи с нефтяной оторочкой), так и газоконденсатнонефтяных (нефтяные залежи с газоконденсатной шапкой). Далее, ради простоты, говорится о нефтегазовых залежах, без акцента на соотношение запасов углеводородов, а запасы нефти считаются приуроченными к нефтяной оторочке.

Известен способ разработки нефтегазовых залежей на основе площадной системы заводнения нефтяной оторочки [1]. Согласно этому способу бурится как система добывающих, так и нагнетательных горизонтальных скважин. При этом каждая добывающая скважина эксплуатируется при критическом безводном дебите нефти. Нагнетание воды с темпом, согласованным с темпом извлечения нефти (и воды), производится с целью создания напряженного состояния в нефтяной оторочке, что оказывает благоприятное воздействие на динамику безводных дебитов нефти. В результате имеет место рост накопленных объемов добытой нефти и коэффициента извлечения нефти (КИН). Недостатками данного способа разработки являются: 1) пригодность его в основном к высокопроницаемым коллекторам, так как в случае низкопроницаемых коллекторов безгазовые дебиты по нефти, хотя и горизонтальной добывающей скважины, малы и могут быть нерентабельными; 2) длительная консервация запасов газа и конденсата в газоконденсатной шапке.

Также известен способ разработки нефтегазовой залежи, включающий бурение вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, совместную добычу нефти, газа, конденсата и воды из эксплуатационных скважин, закачку сухого газа в газоконденсатную шапку через нагнетательные газовые скважины с целью повышения конденсатоотдачи газоконденсатной шапки [2]. Недостатками данной технологии разработки являются следующие. Во-первых, добыча нефти из нефтяной оторочки предусматривается за счет энергии газоконденсатной шапки, что не всегда эффективно по причине низких темпов отбора нефти и невысокой вытесняющей способности газа газоконденсатной шапки. Во-вторых, в рассматриваемом варианте сайклинг-процесс в газоконденсатной шапке является скоротечным в связи с большим числом скважин, бурящихся на нефтяную оторочку и используемых для совместного с нефтью отбора газа и конденсата. Быстрое окончание сайклинг-процесса сопровождается переходом к механизированной добыче нефти и снижением КИН нефтяной оторочки.

Задачей изобретения является повышение нефте- и конденсатоотдачи за счет продления сайклинг-процесса с одновременным поддержанием режима естественного газлифта. Поставленная задача достигается тем, что в способе разработки нефтегазовых залежей, включающем разбуривание залежи скважинами, вскрытие газо- и нефтенасыщенных интервалов с последующим отбором нефти, газа, конденсата и воды из добывающих скважин и поддержание давления путем закачки сухого газа в газоконденсатную шапку через нагнетательные скважины, отличающемся тем, что разбуривание залежи осуществляют добывающими и нагнетательными скважинными системами, состоящими из одного вертикального и по крайней мере двух псевдогоризонтальных стволов, пересекающих продуктивные пропластки в пределах нефтяной оторочки, при этом через псевдогоризонтальные стволы нагнетательной скважинной системы производят закачку рабочего агента в нефтяную оторочку, а закачку сухого газа в газоконденсатную шапку осуществляют через вертикальный ствол указанной системы, отбор нефти производят через псевдогоризонтальные и вертикальный ствол добывающей скважинной системы, а отбор газа и конденсата через вертикальный ствол указанной системы, высоту вскрываемого разреза которого предварительно выбирают в зависимости от толщины газоконденсатной шапки и изменяют в процессе отбора в зависимости от соотношений дебитов по нефти и газу.

В предпочтительных вариантах целесообразно: - проводку вертикальных и псевдогоризонтальных стволов осуществлять исходя из соблюдения следующего условия: площади поверхностей контактов вертикальных стволов с газоконденсатной шапкой меньше соответствующих поверхностей контактов псевдогоризонтальных стволов; - закачку сухого газа производить по насосно-компрессорным трубам вертикального ствола нагнетательной скважинной системы, а закачку рабочего агента через затрубное или межтрубное пространство указанного ствола; - в качестве рабочего агента использовать воду; - в качестве рабочего агента использовать жидкость с вязкостью больше вязкости нефти; - осуществлять последовательную закачку в нагнетательную скважинную систему оторочки из жидкости с заданной вязкостью и воды; - в качестве сухого газа использовать неуглеводородные газы; - в качестве неуглеводородных газов использовать углекислый газ или азот или дымовые и выхлопные газы.

В основу изобретения положена задача одновременного повышения нефтеотдачи нефтяной оторочки, конденсатоотдачи газоконденсатной шапки, полного или частичного устранения механизированной добычи из нефтяной оторочки при соответствующем сокращении потребного числа скважин и затрат на комплексное освоение ресурсов нефтегазоконденсатной залежи.

Для достижения указанных целей осуществляется поддержание пластового давления как в нефтяной оторочке, так и газоконденсатной шапке. В результате имеет место рост нефтеотдачи и конденсатоотдачи пласта. Добываемый жирный газ из газоконденсатной шапки перед подачей на поверхность осуществляет полезную работу по лифтированию извлекаемой из нефтяной оторочки жидкости (нефть+вода) в течение всего срока разработки. С целью удешевления процесса, продления периода сайклинг-процесса и фонтанной эксплуатации добывающей скважинной системы осуществляется совмещение в одной скважине добычи флюидов из нефтяной оторочки и газоконденсатной шапки, а также закачки сухого газа и воды в нагнетательной скважинной системе. В результате сайклинг-процесс в газоконденсатной шапке реализуется без бурения специальных нагнетательных газовых скважин. Сокращение затрат на разработку происходит не только в результате указанного совмещения процессов добычи и нагнетания, но и использования добывающих и нагнетательных скважинных систем. Эти скважинные системы характеризуются наличием вертикального и, по крайней мере, двух псевдогоризонтальных стволов. Псевдогоризонтальный ствол [3]: - имеет длину в несколько сот метров; - залегает под небольшим углом к горизонту;
- пересекает все продуктивные пропластки в пределах нефтяной оторочки от ГНК до ВНК.

Применение таких скважинных систем позволяет значительно улучшить продуктивные характеристики добывающих и нагнетательных скважинных систем, дренировать и воздействовать на обширные продуктивные площади, снизить негативное влияние слоистого строения пласта, сократить количество скважино-точек на поверхности, а следовательно, количество шлейфов, устьевого оборудования, кондукторов, технических и эксплуатационных колонн, а значит, и объемы воздействия на окружающую среду.

В дальнейшем изобретение поясняется описанием конкретного варианта его выполнения и сопровождается чертежами и таблицами.

Способ осуществляют следующим образом.

Производят разбуривание нефтегазовой залежи скважинными системами. Для простоты изложения будем рассматривать элемент разработки с одной эксплуатационной и одной нагнетательной скважинными системами. Элемент пласта имеет форму прямоугольника. На передней стороне элемента пласта, его профильном разрезе, размещается добывающая скважинная система, изображенная на фиг.1. Здесь же штриховкой указаны интервалы вскрытия (дренирования) нефте- и газонасыщенных интервалов. На задней стороне элемента разработки, например, симметрично размещается нагнетательная скважинная система (см. фиг.2). Здесь также отмечаются штрихами интервалы вскрытия.

Из приведенных фигур видно, что скважинная система в пределах продуктивного разреза состоит из одного вертикального и по крайней мере двух псевдогоризонтальных стволов.

Вертикальный ствол добывающей скважинной системы имеет конструкцию забоя, изображенную на фиг. 3. Вертикальный ствол нагнетательной скважинной системы характеризуется особенностями конструкции забоя, представленными на фиг. 4.

С использованием таких скважинных систем реализуется многофункциональная технология разработки нефтегазоконденсатной залежи, позволяющая:
- повысить коэффициент нефтеизвлечения;
- увеличить конденсатоотдачу пласта;
- реализовать извлечение добываемой из нефтяной оторочки жидкости в режиме естественного газ-лифта.

Для этого в эксплуатационной скважинной системе осуществляется отбор нефти из нефтяной оторочки с помощью псевдогоризонтальных стволов 1 и 2. Добываемая продукция со временем обводняется подошвенной водой и газом газоконденсатной шапки. Нефть отбирается также и через вертикальный ствол 3 (фиг.1). Через этот же вертикальный ствол из всего или части газонасыщенного разреза отбираются газ и конденсат. Продукция газоконденсатной шапки вместе с продукцией нефтяной оторочки по НКТ 7 (фиг.3) подается на поверхность. Добываемый газ служит целям лифтирования продукции нефтяной оторочки.

В случае значительности толщины газонасыщенного разреза в вертикальном стволе добывающей скважинной системы вскрывается часть этого разреза. Затем, исходя из реального соотношения дебитов добывающей скважинной системы по нефти и газу, может осуществляться дополнительный дострел газонасыщенного интервала, чтобы приблизить (сравнять) сроки разработки нефтяной оторочки и проведения сайклинг- процесса.

На поверхности из добываемого газа извлекается конденсат (в качестве товарного продукта). Сухой газ по НКТ 9 (фиг.4) вертикального ствола нагнетательной скважинной системы (фиг.3) закачивается в газоконденсатную шапку через всю газонасыщенную толщину. Тем самым в газоконденсатной шапке реализуется сайклинг-процесс с двумя задачами: 1) повышение конденсатоотдачи пласта; 2) использование добываемого газа для лифтирования продукции нефтяной оторочки.

Через псевдогоризонтальные стволы 4 и 5 нагнетательной скважинной системы (фиг. 2), с использованием затрубного или межтрубного пространства при двухрядном лифте, рабочий агент (вода) закачивается в нефтяную оторочку. Она поддерживает здесь давление и вытесняет нефть к добывающей скважинной системе. Для разобщения закачиваемых воды и газа у кровли пласта в вертикальном стволе нагнетательной скважинной системы устанавливается пакер 8 (фиг.4).

Площади поверхностей контактов вертикальных стволов с газоконденсатной шапкой намного меньше соответствующих поверхностей контактов в псевдогоризонтальных стволах. Это позволяет в наибольшей мере растянуть период сайклинг-процесса, а следовательно, период естественного газлифта в добывающей скважинной системе. Требуемые дебиты газа из газоконденсатной шапки устанавливаются за счет частичного или полного вскрытия газонасыщенного интервала в вертикальном стволе 3 (фиг.1).

В случае повышенной вязкости нефти закачивают рабочий агент с большей вязкостью, чем вязкость воды в пластовых условиях. Рассматривается также целесообразность формирования оторочки определенного объема из жидкого агента с заданной вязкостью, которая затем проталкивается закачиваемой водой. Закачка воды осуществляется до конца разработки соответствующего элемента пласта.

Альтернативными агентами для поддержания пластового давления в газоконденсатной шапке могут являться неуглеводородные газы. В качестве таковых следует исследовать эффективность применения азота, диоксида углерода или выхлопных (дымовых) газов.

Пример реализации предлагаемого способа.

Рассматривается нефтегазовая залежь горизонта БТ7-8 одного из нефтегазовых месторождений Тюменской области. Исходные данные для элемента разработки этой залежи представлены в табл. 1.

В базовом варианте I реализуется система вертикальных скважин. В этом варианте расстояние между эксплуатационной нефтяной и нагнетательной (газовой) скважинами равняется 1200 м. Расстояние между скважинами в ряду или ширина рассматриваемого элемента составляет 1500 м. Добыча нефти осуществляется при депрессии на пласт в 5,16 МПа. Это означает, что забойное давление на уровне нефтяной оторочки равняется 26,24 МПа. При таком же давлении осуществляется добыча газа (и конденсата) из газоконденсатной шапки. Вследствие отсутствия ресурсов стороннего газа, в газоконденсатной шапке реализуется частичный сайклинг-процесс за счет собственных ресурсов сухого газа. Поэтому в нагнетательную скважину, находящуюся в газоконденсатной шапке, нагнетается весь добываемый газ за вычетом фракций C₃+, извлекаемых на дневной поверхности (на промысле).

В альтернативном варианте II рассматриваются показатели разработки согласно предлагаемой технологии. В этом варианте геометрические размеры элемента остаются без изменения, а длины псевдогоризонтальных стволов составляют по 700 м. На основе серии предварительных газодинамических расчетов установлено, что требуемая продолжительность частичного сайклинг- процесса достигается при вскрытии 74% газонасыщенного интервала в вертикальном стволе добывающей скважинной системы. Поэтому приводимые далее результаты расчетов относятся к данной степени вскрытия. Технологические режимы эксплуатации добывающих и нагнетательных скважинных систем во II варианте аналогичны условиям базового варианта. Дополнительно через псевдогоризонтальные стволы нагнетательной скважинной системы осуществляется закачка воды в нефтяную оторочку с темпами, компенсирующими отбор нефти, воды и частично - нефтяного газа.

Показатели разработки в I и II вариантах определяются на одинаковый прогнозный период в 25 лет. Разработка заканчивается раньше этого срока, если обводненность добываемой продукции становится больше 98% или дебит по нефти меньше 2 м³/сут.

Результаты прогнозных расчетов для I и II вариантов представлены соответственно в табл. 2 и 3. Анализ приведенных данных позволяет отметить следующее.

В базовом варианте при дебите скважины по нефти 32,8 м³/сут на конец первого года разработка завершается через 14 лет по причине снижения дебита по нефти до нерентабельного уровня. За это время из пласта извлекается 40,2 тыс. т нефти или 2,35% от начальных запасов. Газоотдача достигает 23, а конденсатоотдача - 19%.

Альтернативный вариант обеспечивает значимо большие значения указанных технологических показателей разработки. Здесь дебит скважинной системы по нефти на конец первого года равняется 172,4 м³/сут. На конец 25-го года извлекается 418,5 тыс. т нефти или 24,5% от начальных запасов. К этому времени из пласта добывается жирного и сухого газов в объеме 1,22 начальных запасов газа в пласте. В результате конденсатоотдача газоконденсатной шапки становится равной 45%.

Результаты, представленные в табл. 3, подтверждают также возможность длительной фонтанной добычи продукции нефтяной оторочки, ибо даже на конец 25 года на 1 м³ извлекаемой жидкости приходится около 900 м³ попутно добываемого газа. При этом частичный сайклинг-процесс с указанной степенью вскрытия газонасыщенного разреза обеспечивает на 25-й год экономически приемлемый дебит по конденсату - 3,16 т/сут.

Показатели разработки базового варианта низки не только вследствие недостатков соответствующей технологии, а и по причине, что размеры выбранного элемента слишком велики для рассматриваемого типа скважин. Применение скважинных систем не страдает таким недостатком, а показывает возможность значительного сокращения потребного числа скважин на разработку нефтегазовых залежей.

Таким образом, приведенные результаты исследований подтверждают справедливость предлагаемого подхода к разработке нефтегазовых залежей.

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтегазовых залежей, включающий разбуривание залежи скважинами, вскрытие газо- и нефтенасыщенных интервалов с последующим отбором нефти, газа, конденсата и воды из добывающих скважин и поддержание давления путем закачки сухого газа в газоконденсатную шапку через нагнетательные скважины, отличающийся тем, что разбуривание залежи осуществляют добывающими и нагнетательными скважинными системами, состоящими из одного вертикального и по крайней мере двух псевдогоризонтальных стволов, пересекающих продуктивные пропластки в пределах нефтяной оторочки, при этом через псевдогоризонтальные стволы нагнетательной скважинной системы производят закачку рабочего агента в нефтяную оторочку, а закачку сухого газа в газоконденсатную шапку осуществляют через вертикальный ствол указанной системы, отбор нефти производят через псевдогоризонтальные и вертикальный ствол добывающей скважинной системы, а отбор газа и конденсата через вертикальный ствол указанной системы, высоту вскрываемого разреза которого предварительно выбирают в зависимости от толщины газоконденсатной шапки и изменяют в процессе отбора в зависимости от соотношений дебитов по нефти и газу.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что проводку вертикальных и псевдогоризонтальных стволов осуществляют исходя из соблюдения следующего условия, площади поверхностей контактов вертикальных стволов с газоконденсатной шапкой меньше соответствующих поверхностей контактов псевдогоризонтальных стволов с породами нефтяной оторочки.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что закачку сухого газа производят по насосно-компрессорным трубам вертикального ствола нагнетательной скважинной системы, а закачку рабочего агента через затрубное или межтрубное пространство указанного ствола.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве рабочего агента используют воду.

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве рабочего агента используют жидкость с вязкостью больше вязкости нефти.

6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что осуществляют последовательную закачку в нагнетательную скважинную систему оторочки из жидкости с заданной вязкостью и воды.

7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве сухого газа используют неуглеводородные газы.

8. Способ по п. 7, отличающийся тем, что в качестве неуглеводородных газов используют углекислый газ или азот, или дымовые и выхлопные газы.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5, Рисунок 6, Рисунок 7