Способ разработки залежи углеводородов циклической закачкой газа

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, и в частности добыче трудноизвлекаемых запасов углеводородных флюидов - нефти и газового конденсата с помощью газа. Технический результат - увеличение нефтеотдачи нефтяных коллекторов циклической закачкой газа. По способу разработки залежи углеводородов циклической закачкой газа определяют пороговое значение газового фактора, после которого газовый фактор увеличивается при падении дебита углеводородного флюида. Определяют пороговое значение расхода газа, закачиваемого в скважину, при котором обеспечивают переход к процессу стационарной фильтрации. Определяют время выдержки скважины, достаточное для эффективного растворения газа. Осуществляют разработку залежи углеводородов, каждый цикл которой включает добычу углеводородного флюида из по меньшей мере одной скважины до порогового значения газового фактора. Осуществляют закачку в эту же скважину газа до порогового значения расхода газа. Выдерживают скважину в течение времени, достаточного для эффективного растворения газа. 3 н. и 32 з.п. ф-лы, 7 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и позволяет решить задачу повышения нефтеотдачи нефтяных коллекторов циклической закачкой газа. Изобретение может использоваться при добыче трудноизвлекаемых запасов углеводородных флюидов (нефти и газового конденсата) с помощью газа, при котором обеспечивается разработка остаточных запасов нефти с экономическим эффектом. Повышение нефтеотдачи достигается в результате набухания изолированных глобул нефти в поровом пространстве нефтяного или газового пласта и дальнейшее формирование непрерывной и подвижной пластовой (конденсатной) смеси. В случае газового резервуара предметом воздействия является выпавший из газовой фазы углеводородный конденсат.

Известен способ разработки плотных нефтяных коллекторов циклической закачкой углекислого газа (патент RU 2630318, опубл. 07.09.2017, МПК: E21B 43/18), согласно которому проводят циклическое увеличение и уменьшение давления закачки рабочего агента в нагнетательных скважинах, отбор продукции из добывающих скважин, при этом выбирают участок коллектора с разбросом проницаемости от 0,001 мД до 2 мД, представляющий из себя очаг с нагнетательной скважиной в центре, в качестве рабочего агента применяют углекислый газ - СО₂. При текущем пластовом давлении (0,5-0,8)·Рнач, где Рнач - начальное пластовое давление, начинают вести закачку СО₂ в нагнетательную скважину, с постепенным повышением расхода от нуля до значения, при котором давление закачки составляет (0,7-0,9)·Ргор, где Ргор - вертикальное горное давление вышележащих пород, при этом в течение данного времени в соседней одной или нескольких добывающих скважинах забойное давление повышают со значения давления насыщения нефти углеводородным газом - Рнас до текущего пластового давления – значения, при котором приток жидкости к скважинам прекращается, затем расход СО₂ уменьшают до значения, при котором давление закачки соответствует Рнач, при этом в течение данного времени в указанных добывающих скважинах забойное давление снижают до Рнас, циклы увеличения/уменьшения расхода СО₂ и, соответственно, снижения/повышения дебита жидкости добывающих скважин повторяют до тех пор, пока текущее пластовое давление не восстановится до (0,9-1,1)·Рнач, после завершения циклов закачку СО₂ прекращают, а добычу осуществляют через добывающие скважины при забойном давлении, не менее давления насыщения нефти как углекислым, так и углеводородным газами. Общими признаками известного и заявляемого способов являются стадии закачки газа и добычи нефти.

Однако, при низкой проницаемости пласта повышение давления на добывающих скважинах как реакция на закачку в нагнетательные скважины наступает с большой отсрочкой по времени (до 3-4 лет при расстоянии между скважинами 500 метров), поэтому экономическая эффективность такого воздействия снижена из-за дисконтирования. Использование отдельно нагнетательных и добывающих скважин требует не только создание условий, при которых нефть становится подвижной, но и создание фронта вытеснения. Необходимость обеспечить фильтрацию газа от нагнетательной к добывающей скважине не позволяет значительно повысить нефтеотдачу и снижает эффективность способа увеличения нефтеотдачи (соотношение объема закаченного газа к объему добываемой нефти).

Известен способ разработки залежи нефти в отложениях баженовской свиты (патент RU 2513963, опубл. 20.04.2014, МПК: E21B 43/16), который включает бурение добывающих и нагнетательных скважин и закачку в пласт метансодержащего - попутного нефтяного или природного газа, при этом реализуют последовательность технологических операций в чередующихся циклах, каждый из которых включает три этапа; на первом этапе в нагнетательную скважину газ закачивают в течение времени T1, за которое обеспечивают повышение пластового давления, растворение жидких углеводородов и высвобождение их из связанного состояния в керогенсодержащей матрице; на втором этапе нагнетательная и добывающие скважины после времени T1 простаивают в течение времени (T2-T1), за которое продолжают растворение указанных углеводородов и выравнивают пластовое давление, сопровождающееся дальнейшим проникновением газа в низкопроницаемую керогенсодержащую матрицу; на третьем этапе в эксплуатацию вводят добывающие скважины на период времени (Т3-T2); после этого вновь начинают процесс закачки газа в нагнетательную скважину; время T1 принимают равным около 1-3 месяцев, продолжительность периода (T2-T1) устанавливают на основе промысловых исследований из условия максимизации накопленной добычи нефти добывающими скважинами к моменту времени T2, а момент времени Т3 соответствует моменту, когда дебит добывающей скважины по нефти достигает заданного минимального значения; добываемые растворенный и закачиваемый газы после сепарации обратно закачивают в пласт, что способствует сокращению поставок стороннего газа. Общими признаками известного и заявляемого способов являются стадии добычи углеводородного флюида, закачки газа, выдержки скважины, а также то, что добыча нефти проводится до заранее определенного значения дебита.

Однако, согласно известному способу необходим одновременно простой как нагнетательной, так и добывающей скважины, что приводит к неэффективной эксплуатации инфраструктуры и снижению темпов добычи, при этом низкая проницаемость пласта замедляет передачу воздействия от нагнетательной к добывающей скважине, что приводит к большим задержкам между началом закачки и проявлением ее эффекта на добывающих скважинах. Необходимость обеспечить проницаемость газа от нагнетательной к добывающей скважине снижает эффективность нефтеотдачи и способа увеличения нефтеотдачи (соотношение объема закаченного газа к объему добываемой нефти).

Ближайшим аналогом (прототипом) является способ оптимизации циклической (huff-n-puff) закачки газа в углеводородный резервуар (заявка US 20200088016, опубл. 19.03.2020, МПК: E21B 43/16, E21B 47/06), который включает этапы: определение максимальной скорости закачки и максимального давления закачки в скважину, которые будут использоваться при циклической закачке попутного газа в скважину, определение максимального расхода газа, максимальной производительности нефти и минимального производственного давления в процессе закачки газа, определение времени паузы (выдержки), при котором давление около ствола скважины достигает максимального давления закачки; установка времени периода выдержки для множества периодов выдержки такое, что давление в призабойной зоне скважины достигает минимального производственного давления закачки попутного нефтяного газа. Общими признаками известного и заявляемого способов являются определение условий циклической закачки газа, закачка газа, остановка скважины и выдержка в течение определенного для паузы времени, процесс добычи.

Однако, известный способ не учитывает газовый фактор при добыче нефти и диффузионные процессы, эффективность использования энергии газа, в связи с чем не позволяет полностью реализовать потенциал повышения нефтеотдачи и эффективности способа. Также известный способ направлен на использование максимальных значений скорости и давления закачки для повышения нефтеотдачи, что усложняет его.

Техническим результатом являются увеличение нефтеотдачи, повышение эффективности способа (повышение количества добываемой нефти относительно закачиваемого объема газа обеспечивает повышение технологической эффективности использования ресурса газа), а также упрощение способа разработки пласта и сокращение времени проведения циклов при закачке газа. При реализации способа обеспечивается снижение операционных затрат на закачку газа. Упрощение технологии достигается за счет оптимизации способа и, соответственно, минимизации времени использования оборудования при процессе добычи углеводородного флюида и закачки газа.

Технический результат достигается при реализации способа разработки залежи углеводородов циклической закачки газа, в котором осуществляют определение порогового значения газового фактора, после которого газовый фактор увеличивается при падении дебита углеводородного флюида, порогового значения расхода газа, закачиваемого в скважину, при котором обеспечивается переход к процессу стационарной фильтрации, времени выдержки скважины, достаточного для эффективного растворения газа, и разработку залежи углеводородов, каждый цикл которой включает стадии: добычи углеводородного флюида из по меньшей мере одной скважины до порогового значения газового фактора; закачки в эту же скважину газа до порогового значения расхода газа; выдержки скважины в течение времени, достаточного для эффективного растворения газа

Технический результат достигается за счет того, что определяют оптимальные условия проведения каждой стадии цикла разработки залежи углеводородов циклической закачкой газа (добычи, закачки, выдержки) таким образом, что эти стадии продолжают пока они максимально эффективны, и прекращают, когда эффективность процессов снижается.

Для стадии добычи углеводородного флюида учитывается и определяется пороговое значение газового фактора, которое позволяет оценить эффективность работы энергии газа, расходующегося при осуществлении циклической закачки. Эффективность текущей добычи определяется по дебиту углеводородного флюида в зависимости от газового фактора. Изначально дебит снижается вместе со снижением газового фактора, в определенный момент (пороговое значение) газовый фактор начинает расти, в то время как дебит нефти продолжает падать. При снижении дебита углеводородного флюида увеличение значения газового фактора характеризует снижение эффективности работы энергии газа в процессе вытеснения углеводородного флюида. Одновременно на стадии добыче происходит разгазирование углеводородного флюида, что обеспечивает на последующих стадиях цикла высокую эффективность процессов фильтрации и диффузии газа. Увеличение значения газового фактора при снижении дебита косвенно характеризует достаточную степень разгазирование флюида для эффективности протекания этих процессов. Наиболее эффективной добыча углеводородного флюида является до порогового значения газового фактора, то есть добычу следует остановить и перейти к стадии закачки газа.

Стадию закачки проводят до значения расхода газа (снижения расхода газа), при котором обеспечивается переход от нестационарной фильтрации к стационарной фильтрации газа в пласте, т.е. когда ранее истощенная область пласта заполнена газом (восстановлено давление) и дальнейшая закачка приведет к оттеснению нефти от скважины (в результате чего эффективность стадии и, соответственно, способа в целом снизится).

На стадии выдержки (скважина стоит) за счет процессов фильтрации и диффузии происходит перераспределение газа в пласте на макро- и, соответственно, микро-масштабах. Процесс диффузии связан с тем, что в процессе закачки давление в пласте растет, нефть становится более недонасыщенной. В результате газ диффундирует в нефть (которая недонасыщенна легкими компонентами в результате процесса добычи) всегда на большую глубину и в более мелкие поры, чем непосредственно в процессе фильтрации газа. Закачанный газ растворяется в нефти, в результате чего нефть набухает, в свою очередь нерастворенный газ занимает часть порового канала и следует за нефтью, вытесняя её при падении давления на стадии добычи. Длительность стадии выдержки скважины определяется по эффективности растворения газа, которая зависит от степени глубины, на которую диффундирует газ, и её влияние на стадию добычи (на эффективность процесса вытеснения нефти на стадии добычи). В связи с чем эффективность растворения газа может определяться по значению накопленной добычи или, например, по значению оптимального NPV.

При этом в заявленном способе воздействие на пластовое давление при закачке оказывается непосредственно в области скважины, где происходит добыча, что обеспечивает эффективность данного воздействия в результате того, что отсутствует необходимость обеспечения фронта вытеснения между нагнетательной и добывающей скважиной.

В результате при реализации указанных стадий способа разработки залежи углеводородов циклической закачкой газа обеспечивается одновременно:

- увеличения нефтеотдачи за счет повышения пластового давления в зоне непосредственно вокруг добывающей скважины;

- увеличение эффективности процесса за счет предварительного определения для скважины пороговых значений газового фактора при добыче и расхода газа при закачке, после достижения которых происходит резкое снижение эффективности, и времени выдержки с учетом скорости растворения газа и диффузионных процессов;

- повышение эффективности способа за счет определения заранее необходимого расхода газа, обеспечивающего указанные выше процессы;

- упрощение способа за счет минимизации времени и использования оборудования.

Заявленный способ обеспечивает упрощение способа разработки также в связи с тем, что не требует максимальных значений скорости и давления закачки по сравнению с некоторыми аналогами, а ограничивается только давлением, при котором обеспечивается возможность закачки газа (т.е. забойное давление должно быть выше пластового). Но, следует отметить, что использование максимальных значений давлений закачки будет дополнительно повышать эффективность заявленного способа.

Пороговое значение газового фактора может быть определено при помощи моделирования при осуществлении следующих стадий: моделирование добычи на истощение на срок не менее 350 дней; построение зависимости значения дебита нефти от значения газового фактора; определение по смоделированной зависимости значения газового фактора, после которого при снижении дебита углеводородного флюида значение газового фактора начинает увеличиваться. Указанный длительный срок позволяет с высокой точностью определить пороговое значение, при этом специалист может изменять указанный срок с учетом понимания возможного поведения значения газового фактора для конкретной скважины на основе её технических характеристик и характеристик пласта.

Пороговое значение газового фактора может быть также определено в процессе добычи при получении фактических данных со скважины, в частности при осуществлении следующих стадий: добыча углеводородного флюида с фиксацией значений дебита и газового фактора углеводородного флюида; фиксация значения дебита и соответствующего ему значения газового фактора; фиксация значения порогового значения газового фактора, после которого при снижении дебита газовый фактор начинает увеличиваться. При фиксации порогового значения добычу следует прекратить.

Предпочтительно проводить добычу с учетом предварительно определенного с помощью моделирования порогового значения газового фактора с фиксацией и контролем соответствия смоделированных и фактически получаемых в процессе добычи значений дебита и газового фактора. Это позволяет дополнительно уточнить пороговое значение газового фактора, полученного при моделировании.

Предварительно могут быть определены минимальное и максимальное значения газового фактора для данной скважины и моделирование проводят в пределах этих значений. Минимальное значение газового фактора при этом предпочтительно соответствует текущему газосодержанию углеводородного флюида, а максимальное значение газового фактора - техническим возможностям наземного оборудования на прием газа. В случае, если пороговое значение газового фактора соответствует значению газового фактора, которое больше его максимального значения, в качестве порогового значения может быть зафиксировано максимальное значение газового фактора. В случае, если пороговое значение газового фактора соответствует значению газового фактора, которое меньше его минимального значения, в качестве порогового значения может быть зафиксировано минимальное значение газового фактора.

Снижение дебита рассматривается для постоянных условий добычи: либо для фонтанирующей скважины, либо при добыче с использованием насосной установки, которая работает при одной и той же мощности.

Пороговое значение расхода закачиваемого в скважину объёма газа, при котором обеспечивается переход к процессу стационарной фильтрации, может быть определено при помощи моделирования при использовании следующих стадий: моделирование закачки газа в скважину на срок до 350 дней с момента достижения порогового значения дебита углеводородного флюида, при снижении ниже которого значение газового фактора увеличивается; построение зависимости значений производной по времени коэффициента приемистости для данной скважины от значения коэффициента приемистости; определение и фиксация значений, при которых построенная зависимость становится прямой; расчет значения расхода закачиваемого газа для определенных на предыдущей стадии значений.

По значению коэффициента приемистости, при котором зависимость становится прямой, известными способами рассчитывают соответствующее ему значение расхода газа (пороговое значение). Такой подход обеспечивает более точное определение расхода закачиваемого газа, обеспечивающее переход к стационарному режиму течения (дополнительно повышает эффективность способа).

Пороговое значение расхода газа, закачиваемого в скважину, может быть определено также в процессе закачки газа в скважину по фактически получаемым данным с построением указанной выше зависимости, фиксацией перехода зависимости в прямую, после чего закачку следует прекратить. В частности, при осуществлении следующих стадий: закачку газа в скважину и фиксацию изменения в процессе закачки значений расхода газа и пластового давления; определение значения коэффициента приемистости для зафиксированных значений; построение зависимости значений производной по времени коэффициента приемистости для данной скважины от значения коэффициента приемистости; фиксация значений, при которых построенная зависимость становится прямой; определение и фиксация значения расхода газа, соответствующего зафиксированных не предыдущей стадии значений.

Предпочтительно осуществлять закачку газа до порогового значения расхода, предварительно полученного с помощью моделирования, с сопоставлением данных моделирования с фактически получаемыми на скважине по закачке и корректировкой порогового значения при необходимости. Это позволит дополнительно повысить корректность определения порогового значения расхода газа и, соответственно, дополнительно усилит технический результат.

В случае, когда другие способы недоступны, пороговый расход газа может быть приближенно определен с использованием известного (Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика. Недра, Москва, 1993 г., 416 стр.) уравнения:

, (1)

где Р_заб и Р_пл - забойное и пластовое давление соответственно, - минимальный расход газа при закачке в скважину, А и В - фильтрационные коэффициенты (которые характеризуют степень потери пластовой энергии необходимого для достижения определенного дебита) пласта, которые могут быть определены при исследовании данной скважины либо похожих по фильтрационно-емкостным свойствам (ФЕС) или рассчитаны по данным ФЕС для соответствующей скважины.

При моделировании для определения пороговых значений газового фактора и расхода газа предпочтительно использовать гидродинамическую модель, которая при этом может включать данные о значениях коэффициента диффузии и скорости растворения газа в углеводородном флюиде.

Время выдержки скважины, достаточное для эффективного растворения газа, предпочтительно определять путем моделирования с использованием гидродинамической модели с учетом значений коэффициента диффузии и скорости растворения газа в углеводородном флюиде. Эффективность растворения при этом может определяться по значению максимальной накопленной добычи следующего цикла. В частности, время выдержки, достаточное для эффективного растворения газа, определяют путем моделирования при осуществлении следующих стадий: множественное моделирование для различных значений времени выдержки скважины с учетом времени этапа добычи и значений накопленного флюида в результате добычи; расчет отношения значений накопленного флюида в результате добычи к сумме соответствующих значений времени выдержки скважины и времени стадии добычи флюида; определение максимального значения отношения значений накопленного флюида в результате добычи к сумме соответствующих значений времени выдержки скважины и времени стадии добычи флюида; фиксация времени выдержки, которая соответствует определенному на предыдущей стадии значению.

Исходными данными для построения гидродинамической модели являются: структурная модель пласта, модель разломов, коэффициент песчанистости, пористость, проницаемость, начальная насыщенность для каждой фазы (нефть, газ, вода), контакты между флюидами в начальном состоянии, начальное давление и температура, описание водоносного горизонта (аквифера), свойства флюидов (нефть, вода, газ), относительные фазовые проницаемости, капиллярные давления, деформационные свойства породы, свойства флюидов (нефти, пластовой воды, пластового газа, газов закачки), инклинометрия скважин, события на скважинах, конструкция скважин, перфорированный нефтеносный интервал и производительность скважины, исторические данные по добыче нефти, воды и газа, изменение пластового и забойного давлений с течением времени. Подключения опции гистерезиса фазовых проницаемостей и диффузии позволит дополнительно повысить точность расчетов и повысить эффективность циклической закачки. Параметры относительных фазовых проницаемостей могут быть получены с помощью специальных лабораторных исследований на керне.

Предпочтительно проводить построение полномасштабной гидродинамической модели (ГДМ) пласта для определения пороговых значений газового фактора и расхода газа, а также времени выдержки. Для этого до построения полномасштабной ГДМ выполняется построение ГДМ, описывающей керновые эксперименты в лаборатории. Далее выполняется адаптация ГДМ керна на фактические результаты исследований пласта/скважины. Учитывая результаты адаптации ГДМ керна выполняется масштабированием модели и укрупнение ее до уровня полномасштабной ГДМ. Для этого проводится моделирование полномасштабной закачки газов с условием использования такого же размера гидродинамической сетки, как и в ГДМ керна. Далее проводятся сравнительные расчеты на укрупненной сетке с обязательной корректировкой параметров модели для доведения отклонений рассчитанных параметров на моделях до минимальных. Также можно проводить построение секторной ГДМ и осуществлять соответствующие расчет по ней. Указанные работы по адаптации ГДМ являются понятными для специалиста и позволяют дополнительно повысить точность определения необходимых значений.

Значения коэффициента диффузии и скорости растворения могут быть получены из литературы для аналогичных по свойствам флюидов и газа, либо по результатам лабораторных исследований. Например, по динамике изменения давления в PVT-бомбе без перемешивания, либо при фильтрации газа через нефтенасыщенный керн с трещиной с известными параметрами. Указанные исследования являются известными для специалиста.

В случае, если по результатам моделирования определено, что время выдержки скважины меньше времени технологических операций для перехода от стадии закачки к стадии добычи, то за время выдержки скважины, достаточное для эффективного растворения газа, принимается время, требующееся на технологические операции для перехода от стадии закачки к стадии добычи.

Определение пороговых значений дебита углеводородного флюида и расхода газа и времени выдержки скважины может быть проведено предварительно перед разработкой залежи углеводородов либо, как указывалось выше - в процессе разработки, т.е. определение порогового газового фактора может быть осуществлено на стадии добычи, пороговое значение расхода газа - на стадии закачки.

Если на месторождении доступны различные типы газов закачки или, например, газы с различным составом, то предварительное определение, в частности с помощью моделирования, пороговых значений газового фактора и расхода газа, а также времени выдержки скважины позволит выбрать газ закачки, который обеспечит максимальную добычу нефти (либо NPV).

Значения газового фактора, расхода газа и времени выдержки предпочтительно рассчитывать для каждого цикла закачки с учетом установившегося после стадии добычи пластового давления либо при изменении условий закачки (технических) и, соответственно, забойного давления. Это позволит дополнительно повысить нефтеотдачу, эффективность способа увеличения нефтеотдачи, сокращение времени проведения циклов при закачке, в результате учета текущего термобарического состояния и насыщенности пласта для каждого цикла. Т.к. в результате изменений текущего состояния от цикла к циклу длительности стадий добычи, закачки и выдержки могут меняться.

Определение порогового газового фактора, порогового расхода газа, времени выдержки и разработку залежи может проводиться как для одной скважины, так и для группы скважин, которые характеризуются одинаковым заканчиванием и значениями фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), которые отличаются не более, чем на 10%. В этом случае могут проводиться множественные расчеты на ГДМ для одной скважины или усредненной скважины для группы со схожими ФЕС и одинаковым заканчиванием и осуществляется определение пороговых значений. Указанная разница значений ФЕС предпочтительна. Окончательное решение об условиях включения скважин в одну группу может быть принято специалистом самостоятельно с учетом всех имеющихся у него данных.

Газом закачки может быть любой газ, используемый для разработки залежи углеводородов путем циклический закачки, в частности, углеводородный газ.

Для объектов, где возможности компрессора не позволяют закачивать во все скважины оптимальное количество газа, подбираются функции, описывающие зависимость NPV от расхода закачиваемого газа и зависимость оптимальной длительности отстоя в зависимости от накопленной закачки газа. Распределение газа по скважинам производится пропорционально потенциальному NPV рассчитанному по полученным на секторных ГДМ зависимостям.

Технический результат достигается также при использовании в способе компьютерной системы, которая содержит по меньшей мере один процессор и программный код, под управлением которого процессор выполняет при помощи моделирования определение порогового значения газового фактора для стадии добычи, после которого газовый фактор увеличивается при падении дебита углеводородного флюида, порогового значения расхода газа, закачиваемого в скважину на стадии закачки, при котором обеспечивается переход к процессу стационарной фильтрации, времени выдержки скважины, достаточного для эффективного растворения газа.

Также технический результат достигается при использовании с способе машиночитаемого носителя, на котором сохранена компьютерная программа, имеющая программный код, при исполнении которого на компьютере процессор выполняет определение порогового значения газового фактора для стадии добычи, после которого газовый фактор увеличивается при падении дебита углеводородного флюида, порогового значения расхода газа, закачиваемого в скважину на стадии закачки, при котором обеспечивается переход к процессу стационарной фильтрации, времени выдержки скважины, достаточного для эффективного растворения газа.

Достижение технического результата обеспечивается за счет определения порогового значения газового фактора для стадии добычи, порогового значения расхода газа для стадии закачки и времени выдержки скважины, при которых будет обеспечиваться высокая эффективность работы энергии газа на вытеснение нефти при добыче, закачки газа для восстановления пластового давления с исключением продавливания углеводородного флюида в глубь пласта и эффективность проникновения газа в пласта и растворения в углеводородном флюиде за счет процессов фильтрации и диффузии.

Пороговое значение газового фактора может быть определено при помощи моделирования при осуществлении следующих стадий: моделирование добычи на истощение на срок не менее 350 дней; построение зависимости значения дебита нефти от значения газового фактора; определение по смоделированной зависимости значения газового фактора, после которого при снижении дебита углеводородного флюида значение газового фактора начинает увеличиваться.

При моделировании для данной скважины (или группы скважин) могут учитываться минимальное значение газового фактора, соответствующее текущей газонасыщенности углеводородного флюида, и максимальное значение газового фактора, соответствующее техническим возможностям наземного оборудования на прием газа, проводят моделирование в пределах этих значений.

В случае, если пороговое значение газового фактора соответствует значению газового фактора, которое больше его максимального значения, в качестве порогового значения фиксируют максимальное значение газового фактора, в случае, если пороговое значение газового фактора соответствует значению газового фактора, которое меньше его минимального значения, в качестве порогового значения фиксируют минимальное значение газового фактора.

Пороговое значение расхода газа, закачиваемого в скважину, определяют при осуществлении следующих стадий: закачку газа в скважину и фиксацию изменения в процессе закачки значений расхода газа и пластового давления; определение значения коэффициента приемистости для зафиксированных значений; построение зависимости значений производной по времени коэффициента приемистости для данной скважины от значения коэффициента приемистости; фиксация значений, при которых построенная зависимость становится прямой; определение и фиксация значения расхода газа, соответствующего зафиксированных не предыдущей стадии значений.

При моделировании для определения пороговых значений газового фактора и расхода газа может применяться гидродинамическая модель.

Время выдержки скважины, достаточное для эффективного растворения газа, может быть определено с использованием гидродинамической модели, которая включает данные о значениях коэффициента диффузии и скорости растворения газа закачки в углеводородном флюиде.

Время выдержки скважины, достаточное для эффективного растворения газа, определяют путем моделирования при осуществлении следующих стадий: множественное моделирование для различных значений времени выдержки скважины с учетом времени этапа добычи и значений накопленного флюида в результате добычи; расчет отношения значений накопленного флюида в результате добычи к сумме соответствующих значений времени выдержки скважины и времени стадии добычи флюида; определение максимального значения отношения значений накопленного флюида в результате добычи к сумме соответствующих значений времени выдержки скважины и времени стадии добычи флюида; фиксация времени выдержки, которая соответствует определенному на предыдущей стадии значению.

Определение порогового газового фактора, порогового расхода газа, времени выдержки и разработку залежи может быть проведено как для одной скважины, так и для группы скважин с одинаковым заканчиванием и значениями фильтрационно-емкостных свойств, которые отличаются не более, чем на 10%. Указанная разница в значениях ФЕС предпочтительна, однако решение о возможной разнице в значениях для отнесения скважин в одну группу может быть принято специалистом самостоятельно.

Для автоматизации расчетов по определению режимов работы скважины на каждом цикле разработки может быть использована надстройка к известным гидродинамическим симуляторам.

Способ разработки залежи углеводородов циклической закачкой газа, в котором определяют пороговое значение газового фактора, после которого газовый фактор увеличивается при падении дебита углеводородного флюида, пороговое значение расхода газа, закачиваемого в скважину, при котором обеспечивается переход к процессу стационарной фильтрации, и время выдержки скважины, достаточного для эффективного растворения газа. Осуществляют разработку залежи углеводородов, каждый цикл которой включает стадии (фиг.1): добычи 1 углеводородного флюида из по меньшей мере одной скважины до порогового значения газового фактора; закачки 2 в эту же скважину газа до порогового значения расхода газа; выдержки скважины 3 в течение времени, достаточного для эффективного растворения газа.

Изобретение поясняется фигурами.

На фигуре 1 представлена схема цикла разработки залежи углеводородов заявленного способа, где 1 - стадия добычи, 2 - стадия закачки газа, 3 - стадия выдержки.

На фигуре 2 представлена зависимость изменения дебита нефти от газового фактора, где 4 - пороговое значение дебита углеводородного флюида, 5 - область падения значения газового фактора при снижении дебита, 6 - область увеличения газового фактора при снижении дебита, 7 – начало стадии добычи.

На фигуре 3 представлены рассчитанные 8 - длительность стадии добычи в днях, 9 - значение газового фактора, соответствующее пороговому значению дебита углеводородного флюида для первых циклов способа.

На фигуре 4 - представлена зависимость коэффициента приемистости скважины от производной по времени коэффициента приемистости, где 10 - минимальный эффективный коэффициент приемистости, который характеризует момент для завершения стадии закачки газа и по которому производится расчет соответствующего порогового значения расхода газа.

На фигуре 5 - представлены изменения значений 11 - дебита нефти, 12 - расхода газа при разработке залежи углеводородов в днях для двух первых циклов, где 13 - пороговое значение дебита углеводородного флюида, 14 - пороговое значение расхода газа закачки, 15 - время стадии выдержки скважины для первого цикла, 16 - время стадии добычи для второго цикла.

На фигуре 6 - представлена зависимость значения отношения накопленной добычи отнесенной к суммарной длительности в днях стадии выдержки первого цикла и стадии добычи второго цикла, где 17 - время выдержки в днях, достаточное для эффективного растворения газа.

На фигуре 7 - представлен вид секторной ГДМ для начала второго цикла разработки залежи углеводородов.

Приведенный пример (частная форма реализации) служит для иллюстрации изобретения и не должен рассматриваться, как ограничивающий изобретение.

Ниже представлен пример реализации заявляемого способа при закачке углеводородного газа (ПНГ) для выбранной скважины с частью вскрытого ею пласта. Исходные технические данные: скважина с горизонтальным окончанием длиной 500 м, МГРП 4 стадии с полудлиной трещин – 50 метров, глубина кровли пласта 3500м, начальное пластовое давление 32Мпа, общая мощность 10 м, песчанистость 70%, пористость 5,6%, проницаемость 1мД, с начальной нефтенасыщенностью 60%, вязкостью нефти 0,7 сПз, давлением насыщения16,5 МПа.

Для определения коэффициента диффузии и скорости растворения газа в нефти были проведены предварительные исследования в PVT-бомбе. Согласно проведенным исследованиям они составили в среднем для ПНГ 0,22 м²/сут, для пластовой нефти 0,04 м²/сут, для межфазной диффузии 0,02 м²/сут.

В данном случае определение порогового значения газового фактора, порогового значения расхода газа и времени выдержки скважины осуществлялось с помощью моделирования, а именно с использованием ГДМ. Предварительно было проведено построение секторной гидродинамической модели с использованием программного комплекса tNavigator.

После чего проводят серию гидродинамических расчетов на секторной гидродинамической модели для определения параметров разработки залежи углеводородов. Исходя из вариативности параметров, используя встроенные в современные гидродинамические симуляторы расширения для проведения многовариантных расчетов с учетом неопределенностей, формируется набор гидродинамических моделей с различными сценариями, используя различные математические методы (метод Монте-Карло, латинский гиперкуб, математический перебор). Также возможно формирование таких вариантов расчетов вручную.

Определение необходимых значений по полученной ГДМ проводят по следующему алгоритму:

1. моделируется (рассчитывается) добыча на истощение на длительный срок
(350 дней);

2. строится график зависимости значения дебита нефти от значения газового фактора и находится пороговое значение газового фактора (фиг.2);

3. производится рестарт расчета с момента достижения порогового значения газового фактора и с этого момента проводится расчет закачки газа в данную скважину на длительное время (достаточное для выхода на оптимальный расход газа).

4. строится график зависимости d(Kприем)/dt от Кприем в билогарифмических координатах и находится точка, после которой график выходит на прямую линию и определяется пороговое значение расхода газа;

5. производятся рестарты расчета с момента достижения порогового значения расхода газа, в каждом рестарте моделируется остановка скважины на разное время с последующим запуском ее в добычу на длительный срок;

6. для каждой полученной кривой добычи определяется значение порогового газового фактора и накопленная добыча до момента достижения этого значения, для каждого рестарта рассчитывается отношение накопленной добычи цикла, следующего за расчетным, к сумме времени стадии выдержки расчетного цикла и времени стадии добычи цикла, следующего за расчетным (q_ср) по формуле:

(2),

где - накопленная добыча для второго (последующего за расчетным),

– время стадии выдержки скважины на первом (расчетном) цикле,

– время стадии добычи второго (последующего за расчетным) цикла;

7. выбирается расчет с максимальным значением q_ср, для него выполняются цикл действий, начиная с шага 3, т.к. значение накопленной добычи для последующего цикла определяется по соответствию дебита для этого цикла пороговому значению газового фактора.

На фигуре 2 представлен график зависимости значения дебита нефти от значения газового фактора. Изначально дебит нефти снижается вместе со снижением газового фактора 5, в определенный момент (пороговое значение) 4 газовый фактор начинает расти, в то время как дебит нефти продолжает падать 6. Наиболее эффективной добыча нефти является до точки 4 на фиг.2, то есть добычу нефти необходимо остановить при достижении этого порогового значения и перейти к закачке газа.

Аналогичные расчеты проводятся индивидуально для каждого цикла. На фигуре 3 представлен график для нескольких первых циклов разработки, отражающий пороговые значения газового фактора для каждого цикла 9 и соответствующая им длительность добычи 8, которая варьируется от 51 до 90 дней для различных циклов.

На фигуре 4 представлен график зависимости коэффициента приемистости скважины от производной по времени коэффициента приемистости, по которому видно, что после точки 10 (пороговое значение), зависимость становится прямой, что характеризует переход к стационарному режиму фильтрации. Для данной точки (значению коэффициента приемистости) определяют пороговое значение расхода газа при закачке. Указанному коэффициенту приемистости при забойном давлении 45МПа и пластовом давлении 35 МПа соответствует расход газа 220 тыс. м³/сут. Т.е. при этом значении расхода газа закачку следует прекратить и перейти к стадии выдержки.

На фигуре 5 представлены кривые изменения дебита нефти 11 и расхода ПНГ 12 с указанием порогового значения дебита 13 (соответствует пороговому значению газового фактора) и порогового значения расхода газа 14 при разработке залежи углеводородов в днях для первого цикла. Моделируется стадия добычи второго цикла, а именно длительность 16 и значение накопленной добычи. Для различных значений времени стадии выдержки первого цикла 15 по уравнению 2 рассчитывается максимальное значение отношения накопленной добычи цикла, следующего за расчетным, к сумме времени стадии выдержки расчетного цикла и времени стадии добычи цикла, следующего за расчетным (q_ср). Определяется максимальное значение q_ср (фиг.6) и соответствующее ему время стадии выдержки.

Аналогично рассчитываются пороговые значения газового фактора, пороговые значения расхода газа и время выдержки для последующих циклов. По определенным таким образом значениям проводят разработку залежи углеводородов: добычу нефти из скважины до определенного выше значения порогового газового фактора, затем закачку в скважину ПНГ до порогового значения расхода газа и последующую выдержку в течение времени, достаточного для эффективного растворения газа.

Достижение технического результата обеспечивается за счет того, что на всех стадиях учитывается эффективность протекающих процессов, в результате чего используется минимальный расход газа, при котором обеспечивается максимальное увеличение нефтеотдачи (максимальная накопленная добыча). При этом представленные фигуры подтверждают в том числе, что по сравнению с уровнем техники заявленный способ обеспечивает снижение времени на проведение стадий каждого цикла.

Таким образом, приведенный пример реализации подтверждает достижение технического результата, а именно увеличение нефтеотдачи, повышение эффективности способа (повышение количества добываемой нефти относительно закачиваемого объема газа – повышение технологической эффективности использования ресурса газа), а также упрощение способа разработки пласта и сокращение времени проведения циклов при закачке газа, для заявленного способа, а также для компьютерной системы и машиночитаемого носителя для использования в заявленном способе.

1. Способ разработки залежи углеводородов циклической закачкой газа, в котором осуществляют определение:

- порогового значения газового фактора, после которого газовый фактор увеличивается при падении дебита углеводородного флюида;

- порогового значения расхода газа, закачиваемого в скважину, при котором обеспечивается переход к процессу стационарной фильтрации;

- времени выдержки скважины, достаточного для эффективного растворения газа;

и разработку залежи углеводородов, каждый цикл которой включает стадии:

- добычи углеводородного флюида из по меньшей мере одной скважины до порогового значения газового фактора;

- закачки в эту же скважину газа до порогового значения расхода газа;

- выдержки скважины в течение времени, достаточного для эффективного растворения газа.

2. Способ разработки залежи углеводородов циклической закачкой газа по п.1, в котором пороговое значение газового фактора определяют при помощи моделирования при осуществлении следующих стадий:

- моделирование добычи на истощение на срок не менее 350 дней;

- построение зависимости значения дебита нефти от значения газового фактора;

- определение по смоделированной зависимости значения газового фактора, после которого при снижении дебита углеводородного флюида значение газового фактора начинает увеличиваться.

3. Способ разработки залежи углеводородов циклической закачкой газа по п.1, в котором пороговое значение газового фактора определяют при осуществлении следующих стадий:

- добыча углеводородного флюида с фиксацией значений дебита и газового фактора углеводородного флюида;

- фиксация значения дебита и соответствующего ему значения газового фактора;

- фиксация значения порогового значения газового фактора, после которого при снижении дебита газовый фактор начинает увеличиваться.

4. Способ разработки залежи углеводородов циклической закачкой газа по п.2 или 3, в котором предварительно определяют и фиксируют для данной скважины минимальное значение газового фактора, соответствующее текущей газонасыщенности углеводородного флюида, и максимальное значение газового фактора, соответствующее техническим возможностям наземного оборудования на прием газа, проводят моделирование в пределах этих значений.

5. Способ разработки залежи углеводородов циклической закачкой газа по п.4, в котором

в случае, если пороговое значение газового фактора соответствует значению газового фактора, которое больше его максимального значения, в качестве порогового значения фиксируют максимальное значение газового фактора,

в случае, если пороговое значение газового фактора соответствует значению газового фактора, которое меньше его минимального значения, в качестве порогового значения фиксируют минимальное значение газового фактора.

6. Способ разработки залежи углеводородов циклической закачкой газа по п.1, в котором пороговое значение расхода газа, закачиваемого в скважину, определяют при помощи моделирования при использовании следующих стадий:

- моделирование закачки газа в скважину на срок до 350 дней с момента достижения порогового значения дебита углеводородного флюида, при снижении ниже которого значение газового фактора увеличивается;

- построение зависимости значений производной по времени коэффициента приемистости для данной скважины от значения коэффициента приемистости;

- определение и фиксация значений, при которых построенная зависимость становится прямой;

- расчет значения расхода закачиваемого газа для определенных на предыдущей стадии значений.

7. Способ разработки залежи углеводородов циклической закачкой газа по п.1, в котором пороговое значение расхода газа, закачиваемого в скважину, определяют при осуществлении следующих стадий:

- закачка газа в скважину и фиксация изменения в процессе закачки значений расхода газа и пластового давления;

- определение значения коэффициента приемистости для зафиксированных значений;

- построение зависимости значений производной по времени коэффициента приемистости для данной скважины от значения коэффициента приемистости;

- фиксация значений, при которых построенная зависимость становится прямой;

- определение и фиксация значения расхода газа, соответствующего зафиксированным на предыдущей стадии значениям.

8. Способ разработки залежи углеводородов циклической закачкой газа по п.2 или 6, в котором при моделировании применяется гидродинамическая модель.

9. Способ разработки залежи углеводородов циклической закачкой газа по п.1, в котором время выдержки скважины, достаточное для эффективного растворения газа, определяют с использованием гидродинамической модели, которая включает данные о значениях коэффициента диффузии и скорости растворения газа закачки в углеводородном флюиде.

10. Способ разработки залежи углеводородов циклической закачкой газа по п.1 или 9, в котором время, достаточное для эффективного растворения газа, определяют по значению максимальной накопленной добычи следующего цикла.

11. Способ разработки залежи углеводородов циклической закачкой газа по любому из пп.1, 9 или 10, в котором время выдержки скважины, достаточное для эффективного растворения газа, определяют путем моделирования при осуществлении следующих стадий:

- множественное моделирование для различных значений времени выдержки скважины с учетом времени этапа добычи и значений накопленного флюида в результате добычи;

- расчет отношения значений накопленного флюида в результате добычи к сумме соответствующих значений времени выдержки скважины и времени стадии добычи флюида;

- определение максимального значения отношения значений накопленного флюида в результате добычи к сумме соответствующих значений времени выдержки скважины и времени стадии добычи флюида;

- фиксация времени выдержки, которая соответствует определенному на предыдущей стадии значению.

12. Способ разработки залежи углеводородов циклической закачкой газа по п.1, в котором определение пороговых значений дебита углеводородного флюида и расхода газа и времени выдержки скважины проводят до начала разработки залежи углеводородов.

13. Способ разработки залежи углеводородов циклической закачкой газа по п.1, в котором определение порогового значения дебита проводят перед стадией добычи, определение порогового значения расхода газа проводят перед стадией закачки газа, определение времени выдержки проводят перед стадией выдержки скважины.

14. Способ разработки залежи углеводородов циклической закачкой газа по п.1, в котором определение порогового значения дебита проводят во время стадии добычи, определение порогового значения расхода газа проводят во время стадии закачки газа, определение времени выдержки проводят перед или во время стадии выдержки.

15. Способ разработки залежи углеводородов циклической закачкой газа по п. 13 или 14, в котором определение порогового значения газового фактора, порогового значения расхода газа и времени выдержки проводят для каждого цикла разработки залежи углеводородов.

16. Способ разработки залежи углеводородов циклической закачкой газа по п.1, в котором определение порогового газового фактора, порогового расхода газа, времени выдержки и разработку залежи проводят для группы скважин с одинаковым заканчиванием и значениями фильтрационно-емкостных свойств, которые отличаются не более чем на 10%.

17. Способ разработки залежи углеводородов циклической закачкой газа по любому из пп.1-14, в котором газом закачки является углеводородный газ.

18. Компьютерная система для использования в способе по п.1, которая содержит по меньшей мере один процессор и программный код, под управлением которого процессор выполняет при помощи моделирования определение:

- порогового значения газового фактора, после которого газовый фактор увеличивается при падении дебита углеводородного флюида;

- порогового значения расхода газа, закачиваемого в скважину, при котором обеспечивается переход к процессу стационарной фильтрации;

- времени выдержки скважины, достаточного для эффективного растворения газа.

19. Компьютерная система по п.18, в которой пороговое значение газового фактора определяют при помощи моделирования при осуществлении следующих стадий:

- моделирование добычи на истощение на срок не менее 350 дней;

- построение зависимости значения дебита нефти от значения газового фактора;

- определение по смоделированной зависимости значения газового фактора, после которого при снижении дебита углеводородного флюида значение газового фактора начинает увеличиваться.

20. Компьютерная система по п.19, в которой при моделировании учитывают для данной скважины минимальное значение газового фактора, соответствующее текущей газонасыщенности углеводородного флюида, и максимальное значение газового фактора, соответствующее техническим возможностям наземного оборудования на прием газа, проводят моделирование в пределах этих значений.

21. Компьютерная система по п.20, в которой в случае, если пороговое значение газового фактора соответствует значению газового фактора, которое больше его максимального значения, в качестве порогового значения фиксируют максимальное значение газового фактора, в случае, если пороговое значение газового фактора соответствует значению газового фактора, которое меньше его минимального значения, в качестве порогового значения фиксируют минимальное значение газового фактора.

22. Компьютерная система по п.18, в которой пороговое значение расхода газа, закачиваемого в скважину, определяют при осуществлении следующих стадий:

- пороговое значение газового фактора для стадии добычи, после которого газовый фактор увеличивается при падении дебита углеводородного флюида;

- пороговое значение расхода газа, закачиваемого в скважину на стадии закачки, при котором обеспечивается переход к процессу стационарной фильтрации - построение зависимости значений производной по времени коэффициента приемистости для данной скважины от значения коэффициента приемистости;

- фиксация значений, при которых построенная зависимость становится прямой;

- определение и фиксация значения расхода газа, соответствующего зафиксированным на предыдущей стадии значениям.

23. Компьютерная система по п.18, в которой при моделировании применяется гидродинамическая модель.

24. Компьютерная система по п.18, в которой время выдержки скважины, достаточное для эффективного растворения газа, определяют с использованием гидродинамической модели, которая включает данные о значениях коэффициента диффузии и скорости растворения газа закачки в углеводородном флюиде.

25. Компьютерная система по п.18 или 24, в которой время выдержки скважины, достаточное для эффективного растворения газа, определяют путем моделирования при осуществлении следующих стадий:

- множественное моделирование для различных значений времени выдержки скважины с учетом времени этапа добычи и значений накопленного флюида в результате добычи;

- расчет отношения значений накопленного флюида в результате добычи к сумме соответствующих значений времени выдержки скважины и времени стадии добычи флюида;

- определение максимального значения отношения значений накопленного флюида в результате добычи к сумме соответствующих значений времени выдержки скважины и времени стадии добычи флюида;

- фиксация времени выдержки, которая соответствует определенному на предыдущей стадии значению.

26. Компьютерная система по п.18, в которой определение порогового газового фактора, порогового расхода газа, времени выдержки и разработку залежи проводят для группы скважин с одинаковым заканчиванием и значениями фильтрационно-емкостных свойств, которые отличаются не более чем на 10%.

27. Машиночитаемый носитель для использования в способе по п.1, на котором сохранена компьютерная программа, имеющая программный код, при исполнении которого на компьютере процессор выполняет при помощи моделирования определение:

- порогового значения газового фактора для стадии добычи, после которого газовый фактор увеличивается при падении дебита углеводородного флюида;

- порогового значения расхода газа, закачиваемого в скважину на стадии закачки, при котором обеспечивается переход к процессу стационарной фильтрации;

- времени выдержки скважины, достаточного для эффективного растворения газа.

28. Машиночитаемый носитель по п.27, в котором пороговое значение газового фактора определяют при помощи моделирования при осуществлении следующих стадий:

- моделирование добычи на истощение на срок не менее 350 дней;

- построение зависимости значения дебита нефти от значения газового фактора;

- определение по смоделированной зависимости значения газового фактора, после которого при снижении дебита углеводородного флюида значение газового фактора начинает увеличиваться.

29. Машиночитаемый носитель по п.28, в котором при моделировании учитывают для данной скважины минимальное значение газового фактора, соответствующее текущей газонасыщенности углеводородного флюида, и максимальное значение газового фактора, соответствующее техническим возможностям наземного оборудования на прием газа, проводят моделирование в пределах этих значений.

30. Машиночитаемый носитель по п.29, в котором в случае, если пороговое значение газового фактора соответствует значению газового фактора, которое больше его максимального значения, в качестве порогового значения фиксируют максимальное значение газового фактора, в случае, если пороговое значение газового фактора соответствует значению газового фактора, которое меньше его минимального значения, в качестве порогового значения фиксируют минимальное значение газового фактора.

31. Машиночитаемый носитель по п.27, в котором пороговое значение расхода газа, закачиваемого в скважину, определяют при осуществлении следующих стадий:

- закачка газа в скважину и фиксация изменения в процессе закачки значений расхода газа и пластового давления;

- определение значения коэффициента приемистости для зафиксированных значений;

- построение зависимости значений производной по времени коэффициента приемистости для данной скважины от значения коэффициента приемистости;

- фиксация значений, при которых построенная зависимость становится прямой;

- определение и фиксация значения расхода газа, соответствующего зафиксированным на предыдущей стадии значениям.

32. Машиночитаемый носитель по п.27, в котором при моделировании применяется гидродинамическая модель.

33. Машиночитаемый носитель по п.27, в котором время выдержки скважины, достаточное для эффективного растворения газа, определяют с использованием гидродинамической модели, которая включает данные о значениях коэффициента диффузии и скорости растворения газа закачки в углеводородном флюиде.

34. Машиночитаемый носитель по п.27 или 33, в котором время выдержки скважины, достаточное для эффективного растворения газа, определяют путем моделирования при осуществлении следующих стадий:

- множественное моделирование для различных значений времени выдержки скважины с учетом времени этапа добычи и значений накопленного флюида в результате добычи;

- расчет отношения значений накопленного флюида в результате добычи к сумме соответствующих значений времени выдержки скважины и времени стадии добычи флюида;

- определение максимального значения отношения значений накопленного флюида в результате добычи к сумме соответствующих значений времени выдержки скважины и времени стадии добычи флюида;

- фиксация времени выдержки, которая соответствует определенному на предыдущей стадии значению.

35. Машиночитаемый носитель по п.27, в котором определение порогового газового фактора, порогового расхода газа, времени выдержки и разработку залежи проводят для группы скважин с одинаковым заканчиванием и значениями фильтрационно-емкостных свойств, которые отличаются не более чем на 10%.