Способ разработки нефтяного месторождения с искусственным поддержанием пластового давления

 

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, в первую очередь с трудноизвлекаемыми запасами (низкопроницаемые коллекторы, недонасыщенные и сложнопостроенные залежи), и может быть использовано в нефтяной промышленности. Обеспечивает повышение эффективности способа путем понижения остаточной нефтенасыщенности при существующих в реальных системах разработки скоростях фильтрации. Сущность изобретения: по способу осуществляют строительство нагнетательных и эксплуатационных скважин. Нагнетают вытесняющие агенты в продуктивную толщу через нагнетательные скважины и отбирают пластовые флюиды из продуктивной толщи через эксплуатационные скважины. Согласно изобретению определяют зависимость остаточной нефтенасыщенности от градиента давления между линиями нагнетания вытесняющих агентов и отбора пластовых флюидов. Варьируют размещением скважин в зависимости от распределения зон остаточной нефтенасыщенности и категориями этих скважин. К этим скважинам относят скважины с различным профилем стволов. При этом формируют различные давления нагнетания. Определяют ту степень суммарной однородности или неоднородности потоков нагнетания в продуктивной толще и/или ту интенсивность отбора пластовых флюидов из этой толщи, которые обеспечивают достижение максимально возможных величин нефтеизвлечения и дохода от добычи нефти. 9 з.п.ф-лы, 1 табл., 1 ил.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, в первую очередь с трудноизвлекаемыми запасами (низкопроницаемые коллекторы, недонасы-щенные и сложнопостроенные залежи), и может быть использовано в нефтяной промышленности.

Способ разработки нефтяных месторождений с искусственным поддержанием пластового давления (ППД) широко применяется как за рубежом, так и в нашей стране. Используются различные системы размещения нагнетательных скважин среди эксплуатационных >1≅.

По мере ухудшения коллекторских свойств продуктивной толщи и/или условий залегания нефти (водонефтяные, газонефтяные, водонефтегазовые, недонасыщенные нефтью, выработанные методом заводнения залежи) эффективность способа резко понижается вплоть до физической невозможности его применения.

Недостатками известного способа являются недостаточно широкие границы области его применения и сравнительно невысокая технико-экономическая эффективность на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами, обусловленные некомплексностью и несистемностью применения мероприятий по увеличению эффективности способа.

Наиболее близким аналогом изобретения является способ разработки нефтяного месторождения с искусственным поддержанием пластового давления путем строительства нагнетательных и эксплуатационных скважин, нагнетания вытесняющих агентов в продуктивную толщу через нагнетательные скважины и отбора пластовых флюидов из продуктивной толщи через эксплуатационнные скважины >2≅.

Нагнетательные скважины в известном способе размещают среди эксплуатационных по регулярным линейному или площадному принципам.

Недостатком известного способа является некорректность оценки добывных возможностей эксплуатационного объекта, обусловленная занижением остаточной нефтенасыщенности при проведении гидродинамических расчетов. Вызвана она использованием при расчете остаточной нефтенасыщенности официального стандарта по определению коэффициента вытеснения нефти (остаточной нефтенасыщенности) [3] , в котором ее замеряют при скоростях фильтрации (градиентах давления), на порядки превышающих реальные в системе разработки, делая ее, таким образом, минимально возможной и практически независимой от геолого-физических особенностей продуктивных пластов. Тем самым завышают объем фильтрующейся в пласте нефти и улучшают расчетные технико-экономические показатели системы разработки. Степень их улучшения возрастает с уменьшением проницаемости продуктивных отложений и при ее значениях менее 0.010 мкм² метод заводнения становится нереализуемым, хотя расчетные показатели при этом остаются достаточно высокими. Следствием указанного является недостижение проектных коэффициентов нефтеизвлечения практически по всем месторождениям Западной Сибири. Системы их разработки по мере отбора запасов нефти приходится неоднократно усиливать, понижая тем самым экономику нефтедобычи.

Техническим результатом изобретения является повышение технико-экономической эффективности способа путем понижения остаточной нефтенасыщенности при существующих в реальных системах разработки скоростях фильтрации.

Необходимый технический результат достигается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения с искусственным поддержанием пластового давления путем строительства нагнетательных и эксплуатационных скважин, нагнетания вытесняющих агентов в продуктивную толщу через нагнетательные скважины и отбора пластовых флюидов из продуктивной толщи через эксплуатационнные скважины, согласно изобретению определяют, применительно к геолого-физическим условиям нефтяного месторождения, зависимость остаточной нефтенасыщенности от градиента давления между линиями нагнетания вытесняющих агентов и отбора пластовых флюидов, на основе которой варьируют размещением нагнетательных и эксплуатационных скважин в зависимости от распределения зон остаточной нефтенасыщенности и категориями этих скважин, к которым относят скважины с различным профилем их стволов, при этом формируют различные давления нагнетания и определяют ту степень суммарной однородности или неоднородности потоков нагнетания в продуктивной толще и/или ту интенсивность отбора пластовых флюидов из этой толщи, которые обеспечивают достижение максимально возможных величин нефтеизвлечения и дохода от добычи нефти.

Кроме того: распределение зон остаточной нефтенасыщенности учитывают на каждой из стадий разработки нефтяного месторождения; для варьирования категориями нагнетательных и эксплуатационных скважин профили их стволов выбирают из разряда вертикальных стволов, вертикальных стволов с наклонным участком, пологих стволов; вертикальные стволы с наклонным участком выполняют дополнительно с горизонтальным участком; наклонные участки стволов скважин выполняют в виде боковых ответвлений из основных стволов скважин на различных глубинах и в различных направлениях; наклонные и/или горизонтальные участки стволов скважин выполняют различной протяженности; что в нагнетательных и/или добывающих скважинах осуществляют гидроразрыв; гидроразрыв осуществляют в пологих стволах скважин, характеризуемых зенитным углом, близким к 60^o; конкретные зенитные углы пологих стволов скважин выбирают из условия минимизации неоднородности потоков вытесняющих агентов в продуктивной толще; зависимость остаточной нефтенасыщенности от градиента давления между линиями нагнетания вытесняющих агентов и отбора пластовых флюидов, размещение скважин, их категории, давления нагнетания и интенсивность отбора с определением характера потоков в продуктивной толще устанавливают на основе геологического и гидродинамического моделирований.

Проведенные в последние время исследования [4] выявили существенную зависимость остаточной нефтенасыщенности (коэффициента вытеснения) от скорости фильтрации и начальной нефтенасыщенности коллектора. Она индивидуальна для конкретного эксплуатационного объекта. Реальные скорости фильтрации находятся в диапазоне 0.01-1 м/сут Их неучет может привести к ошибке определения остаточной нефтенасыщенности до 100%. Реальная эффективность нефтеизвлечения может быть повышена путем понижения остаточной нефтенасыщенности (или увеличения дренируемого объема нефти в области фильтрации). Достигается это путем увеличения градиента давления между линиями нагнетания вытесняющих агентов и отбора пластовых флюидов (скоростей фильтрации) за счет применения различных мероприятий по интенсификации процесса разработки. К наиболее значимым из них можно отнести гидравлический разрыв пласта (ГРП), бурение пологих стволов скважин, стволов с горизонтальным участком, стволов в виде боковых ответвлений из основных стволов скважин на различных глубинах и в различных направлениях. (физико-химические методы здесь не рассматриваются).

Из указанных мероприятий ГРП является наиболее распространенным. Способность понизить остаточную нефтенасыщенность и повысить интенсивность отбора флюидов существенно возрастает в случае охвата этим мероприятием одновременно эксплуатационных и нагнетательных скважин. Недостатком мероприятия является узкая область его применения (чистонефтяные пласты толщиной до 10 м с высоким нефтенасыщением, исключающим фильтрацию воды в свободной фазе). По воздействию на пласты применение скважин с горизонтальным участком и скважин с боковыми ответвлениями аналогично использованию ГРП. Системное их применение существенно эффективнее по сравнению с проведением в отдельных скважинах. Им присущ тот же недостаток - узкая область применения - пласты монолитного строения. Большие технические сложности их строительства и эксплуатации сдерживают широкое применение указанных мероприятий.

Эффективность нефтеизвлечения возможно повысить также путем уменьшения суммарной неоднородности фильтрационных потоков (за счет сокращения отбора балластной воды). В известном способе это достигается применением многорядных систем размещения нагнетательных и добывающих скважин.

В предлагаемом способе, предназначенном, в основном, для разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами, применение многорядных систем нецелесообразно в силу их низкой интенсивности отбора флюидов. В этом случае неоднородность потоков уменьшают следующим образом. При использовании ГРП вместо вертикальных стволов скважин с наклонным участком бурят пологие стволы скважин (под зенитным углом примерно 60^o, как предельном для проводки скважин по проектам вертикально-наклонных. Свыше этой величины угла скважины необходимо бурить по проектам горизонтальных скважин). Азимутальный угол выбирают из условия минимизации (или полного исключения) неоднородности потоков вытесняющих агентов в продуктивной толще, обусловленной геометрией размещения нагнетательных скважин среди эксплуатационных. Главной составляющей суммарной неоднородности потоков является неоднородность, обусловленная послойной неоднородностью проницаемых свойств продуктивной толщи (с пропластками в разрезе отложений объекта разработки). Уменьшают ее либо выборочным проведением ГРП (только на низкопроницаемую часть разреза), либо многоэтапным ГРП в разрезах большой толщины (более 20 м) путем проведения нескольких ГРП в одной скважине. При использовании скважин с горизонтальным участком или стволов с боковыми ответвлениями направление их проводки выбирают на основе описанных принципов.

Отмеченные недостатки мероприятий устраняют их применением в тех классах геолого-физических условий, где эффективность их применения максимальна. Технические трудности строительства и эксплуатации вышеупомянутых скважин уменьшают сокращением их длин и/или забуриванием боковых стволов из проведенных ранее или пилотно вертикально-наклонных скважин.

Таким образом, используя принципы системности (применяя мероприятия на возможно большей совокупности эксплуатационных и нагнетательных скважин - в идеале на всех скважинах системы разработки), комплексности (применяя разные мероприятия соответственно условиям залегания нефти) и разумной целесообразности (исключая применение технически трудновыполнимых и дорогостоящих мероприятий), получают систему разработки с возможно максимальной эффективностью нефтеизвлечения.

Осуществляют изложенный способ разработки следующим образом.

По способу планируют объем строительства нагнетательных и эксплуатационных скважин для нагнетания вытесняющих агентов в продуктивную толщу (через нагнетательные скважины) и отбора пластовых флюидов из продуктивной толщи (через эксплуатационнные скважины). При этом применительно к геолого-физическим условиям нефтяного месторождения определяют, например, геологическим и гидродинамическим моделированиями, зависимость остаточной нефтенасыщенности продуктивной толщи от градиента давления между линиями нагнетания вытесняющих агентов и отбора пластовых флюидов. На основе полученной зависимости варьируют размещением нагнетательных и эксплуатационных скважин, в зависимости от распределения зон остаточной нефтенасыщенности, и категориями этих скважин. К таким скважинам относят скважины с различным профилем их стволов. При этом формируют различные давления нагнетания и определяют ту степень суммарной однородности или неоднородности потоков нагнетания в продуктивной толще и/или ту интенсивность отбора пластовых флюидов из этой толщи, которые обеспечивают достижение максимально возможных величин нефтеизвлечения и дохода от добычи нефти.

Для варьирования категориями нагнетательных и эксплуатационных скважин профили их стволов выбирают из разряда вертикальных стволов, вертикальных стволов с наклонным участком, пологих стволов. Прочие варианты детализации выполнения скважин принимают в соответствии с вышеизложенной информацией. С учетом полученных данных размещают нагнетательные и добывающие скважины, например, как показано на фиг.1.

На фиг. 1 показано размещение нагнетательных и добывающих скважин основной сетки, положение забоев боковых ответвлений из основных стволов скважин (боковых стволов) и положение пологих стволов скважин.

Проводят технико-экономические расчеты как базового (без применения мероприятий), так и предлагаемого (с проведением мероприятий) вариантов разработки. Если по величине критерия (чистый дисконтированный доход инвестора) предлагаемый вариант лучше, его рекомендуют к внедрению (реализуют на практике).

В качестве примера осуществления предлагаемого способа рассмотрена разработка участков залежи пласта ЮС2 Федоровского месторождения в границах за пасов категории Ci | в объеме 117550 тыс. тонн, характеризующихся следующими геолого-физическими параметрами: глубина залегания - 2800 м, толщина эффективная нефтенасыщенная продуктивной толщи - 5.6-6.2 м; коэффициент: пористости - 18.4%, абсолютной проницаемости по керну - 0.0227-0.0344 мкм², начальной нефтенасыщенности - 70%, неоднородности общей - 0.246-0.648, послойной - 0.118-0.360, зональной - 0.333-0.659; начальные: пластовая температура -357^oК, пластовое давление - 27.7 МПа; давление насыщения нефти газом -10.2МПа; вязкость в пластовых условиях нефти - 2.56 мПа•с, воды - 0.36 мПа•с; плотность в пластовых условиях: нефтяного газа - 430 кг/м³, дегазированной нефти - 847 кг/м³, осушенного газа - 160 кг/м³, выпавшего конденсата - 700 кг/м³, воды - 992 кг/м³; плотность в поверхностных условиях: нефтяного газа - 0.876 кг/м³, дегазированной нефти - 871 кг/м³, осушенного газа - 0.85 кг/м³, выпавшего конденсата - 750 кг/м³, воды - 1013 кг/м³; растворимость газа в нефти - 39.2 м³/м³, максимально возможная - 187 м³/м³; механические свойства усредненные песчаника: коэффициент Пуассона - 0.225, модуль Юнга - 19898 МПа; глин: коэффициент Пуассона - 0.289, модуль Юнга - 24995 МПа.

Технико-технологические ограничения составили: давление на устье скважин нагнетательных - 18 МПа, эксплуатационных - 1.5 МПа; давление на забое скважин нагнетательных - 41 МПа, эксплуатационных - 20 МПа; коэффициент: потерь закачки - 0.15; использования скважин нагнетательных - 0.92, эксплуатационных - 0.92; коэффициент эксплуатации скважин нагнетательных - 0.94, эксплуатационных - 0.94; срок службы скважин всех категорий - 30 лет.

Рассмотрены четыре варианта разработки участков, различающихся интенсивностью (объемом мероприятий) воздействия на эксплуатационный объект:
Размещение скважин основной сетки и мероприятий в элементе разработки приведены на прилагаемом чертеже.

Вариант 1 - известный способ разработки пласта с применением метода заводнения с бурением вертикальных стволов с наклонным участком нагнетательных и эксплуатационных стволов скважин в однорядной линейной системе их размещения.

Вариант 2 - на базе варианта 1 бурение пологих стволов скважин вместо вертикальных скважин с наклонным участком. Направление их проводки - вдоль рядов на гнетательных и эксплуатационных скважин.

Вариант 3 - на базе варианта 2 проведение ГРП во всех нагнетательных и эксплуатационных скважинах.

Вариант 4 - предлагаемый, предусматривает проводку на базе варианта 3 двух боковых стволов из основных стволов каждой нагнетательной и эксплуатационной скважин (комплексное применение мероприятий в сочетании с системным). При одинаковой для всех вариантов плотности сетки скважин 16 га/скв. на участках разместились 568 эксплуатационных и 573 нагнетательных скважин, которые разбуривают в течение 19 лет при одинаковом для всех вариантов метраже разбуривания. При расчетах экономических показателей разработки использованы нормативы затрат, характерные для ОАО "Сургутнефтегаз". Интегрированные технико-экономические показатели участков по вариантам разработки показаны в таблице. Из нее видно, что при использовании известного способа разработки (вариант 1), эксплуатация участков низкопроницаемого пласта ЮС2 Федоровского месторождения невозможна. Дебиты скважин по жидкости находятся в интервале 2-3 тонн/сут, убытки для инвестора (недропользователя) составляют 5805 млн. рублей. Системное применение пологих стволов скважин (вариант 2) приводит к увеличению дебитов скважин по жидкости до 3-4 тонн/сут. Однако увеличенные расходы на их строительство приводят к возрастанию убытков до 5867 млн. рублей. Системное применение ГРП на всей совокупности нагнетательных и эксплуатационных скважин (вариант 3) приводит к возрастанию дебитов скважин по жидкости до 9-10 тонн/сут и сокращению убытков до 1849 млн. рублей. Видно, что известный способ разработки, даже при его существенной модификации, не обеспечивает рентабельную эксплуатацию низкопроницаемого пласта ЮС2 Федоровского месторождения. Его запасы нефти остаются забалансовыми. В предлагаемом способе разработки виды мероприятий (в зависимости от интенсивности воздействия и стоимости реализации), объемы их внедрения подбирают из условия возрастания дренируемого объема нефти в фильтрационной области за счет увеличения скоростей фильтрации (градиентов давления) до величины, обеспечивающей возможно максимальный доход от добычи нефти. Из таблицы видно, что по сравнению с известным способом в рекомендуемом нефти за срок отработки скважин 30 лет отбирают в 3.48 раз больше (дебиты скважин по жидкости составляют 25-26 тонн/сут), добыча нефти становится рентабельной, дисконтированный чистый доход недропользователя за рентабельный период составил 1364 млн. рублей.

В других геолого-физических условиях залегания нефти в пласте для комплексного воздействия на залежь могут применяться иные мероприятия. Неизменными остаются принципы их подбора.

Источники информации
1. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России. Т. 2: Западно-Сибирская нефтегазовая провинция / А.К. Багаутдинов, С.Л. Барков, Г.К. Белевич и др. Под ред. В.Е. Гавуры. М.: ВНИИОЭНГ, 1996, с. 15-336.

2. Совершенствование систем разработки нефтяных месторождений Западной Сибири / В.А. Бадьянов, Ю.Е. Батурин, Е.П. Ефремов и др. Под ред. Н.К. Праведникова. Свердловск: Средне-Уральское кн. изд-во, 1975, с. 100-143, 158-170.

3. Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях. ОСТ 39-195-86 - издание официальное, с. 11.

4. Методическое руководство "Определение остаточной нефтенасыщенности (коэффициента вытеснения) при моделировании заводнения продуктивных пластов в лабораторных условиях"/ В.П. Сонич, Ю.Е. Батурин, А.Г. Ковалев и др. -Тюмень - Сургут, 1996, 53 с.

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяного месторождения с искусственным поддержанием пластового давления путем строительства нагнетательных и эксплуатационных скважин, нагнетания вытесняющих агентов в продуктивную толщу через нагнетательные скважины и отбора пластовых флюидов из продуктивной толщи через эксплуатационные скважины, отличающийся тем, что определяют, применительно к геолого-физическим условиям нефтяного месторождения, зависимость остаточной нефтенасыщенности от градиента давления между линиями нагнетания вытесняющих агентов и отбора пластовых флюидов, на основе которой варьируют размещением нагнетательных и эксплуатационных скважин в зависимости от распределения зон остаточной нефтенасыщенности и категориями этих скважин, к которым относят скважины с различным профилем их стволов, при этом формируют различные давления нагнетания и определяют ту степень суммарной однородности или неоднородности потоков нагнетания в продуктивной толще и/или ту интенсивность отбора пластовых флюидов из этой толщи, которые обеспечивают достижение максимально возможных величин нефтеизвлечения и дохода от добычи нефти.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что распределение зон остаточной нефтенасыщенности учитывают на каждой из стадий разработки нефтяного месторождения.

3. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что для варьирования категориями нагнетательных и эксплуатационных скважин профили их стволов выбирают из разряда вертикальных стволов, вертикальных стволов с наклонным участком, пологих стволов.

4. Способ по п. 3, отличающийся тем, что вертикальные стволы с наклонным участком выполняют дополнительно с горизонтальным участком.

5. Способ по п. 3, отличающийся тем, что наклонные участки стволов скважин выполняют в виде боковых ответвлений из основных стволов скважин на различных глубинах и в различных направлениях.

6. Способ по п. 3 или 4, отличающийся тем, что наклонные и/или горизонтальные участки стволов скважин выполняют различной протяженности.

7. Способ по одному из пп. 1-6, отличающийся тем, что в нагнетательных и/или добывающих скважинах осуществляют гидроразрыв.

8. Способ по п. 7, отличающийся тем, что гидроразрыв осуществляют в пологих стволах скважин, характеризуемых зенитным углом, близким к 60^o.

9. Способ по п. 8, отличающийся тем, что конкретные зенитные углы пологих стволов скважин выбирают из условия минимизации неоднородности потоков вытесняющих агентов в продуктивной толще.

10. Способ по одному из пп. 1-7, отличающийся тем, что зависимость остаточной нефтенасыщенности от градиента давления между линиями нагнетания вытесняющих агентов и отбора пластовых флюидов, размещение скважин, их категории, давления нагнетания и интенсивность отбора с определением характера потоков в продуктивной толще устанавливают на основе геологического и гидродинамического моделирований.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2