СИСТЕМА РАЗРАБОТКИ МОНОЛИТНОГО МАЛОПРОДУКТИВНОГО ЗОНАЛЬНО-НЕОДНОРОДНОГО НЕФТЯНОГО ПЛАСТА
SYSTEM OF SOLID LOW-PRODUCTIVE ZONARY-HETEROGENEOUS OIL FORMATION DEVELOPMENT

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области разработки и эксплуатации нефтяных месторождений многозабойными горизонтальными скважинами.
Одним из наиболее эффективных способов повышения продуктивности скважин является проводка боковых горизонтальных стволов в низкопродуктивных или простаивающих скважинах. Для уменьшения числа скважин при разработке месторождений и сокращения затрат на их строительство применяется метод многозабойного бурения скважин [1, с.21-24]. Сущность метода заключается в том, что из основного ствола скважины, после его крепления, производят бурение боковых стволов. Число боковых стволов и их расположение зависит от геологических особенностей пласта и его физических характеристик.
В [2] приведены данные по эксплуатации горизонтально-разветвленных скважин с тремя и более стволами. Горизонтально-разветвленные стволы скважин имели сложную пространственную архитектуру, связанную с пространственным расположением нефтенасыщенных зон в продуктивном пласте. Горизонтальные стволы были разведены как в вертикальной, так и в горизонтальной плоскостях относительно основного вертикального ствола. В [2] отмечается, что применение многозабойных скважин позволило увеличить дебиты нефти в среднем в 2,2 раза. Приведенные результаты по эксплуатации многозабойных скважин с горизонтальным разветвлением указывают на то, что увеличение текущей добычи нефти практически не зависит от количества дополнительных боковых стволов и составляет в среднем 2,2 раза по сравнению с дебитом одноствольной горизонтальной скважины. При эксплуатации многозабойной скважины с горизонтальным разветвлением дебит скважины определяется дебитом одного ствола скважины с наименьшим фильтрационным сопротивлением. Это тот ствол, который на своем протяжении пересекает высокопроницаемые зоны пласта. Вклад в общий дебит скважин других стволов будет незначительным. Следовательно, выработка области продуктивного пласта, дренируемой многозабойной скважиной, будет производиться неравномерно.
Из известных технических решений наиболее близким и одновременно являющимся базовым является устройство многозабойной скважины для веерной поинтервальной выработки продуктивных пластов [3]. Нефтяное месторождение с неоднородным по проницаемости коллектором разбуривается редкой сеткой скважин. Каждая добывающая скважина имеет основной ствол и систему боковых стволов с горизонтальным веерным радиально-симметричным направлением в интервале продуктивного пласта. Такая конструкция многозабойной скважины позволяет осуществлять веерную поинтервальную выработку продуктивных пластов. Последовательная поинтервальная выработка части продуктивного пласта, дренируемого многозабойной веерной скважиной, с повторением циклов позволяет повысить охват заводнением малопродуктивных зонально-неоднородных по проницаемости пластов.
Максимально возможная выработка запасов нефти из зонально-неоднородных по проницаемости пластов системой многозабойных веерных скважин зависит от схемы размещения добывающих и нагнетательных скважин, от расстояния между соседними добывающими и нагнетательными скважинами и расположения боковых стволов веерных скважин относительно друг друга.
Целью предлагаемой системы разработки является увеличение нефтеотдачи зонально-неоднородных по проницаемости пластов, снижение стоимости буровых работ и стоимости эксплуатации скважин.
Поставленная цель достигается тем, что нефтяное месторождение с зонально-неоднородным по проницаемости пластом разбуривают редкой сеткой веерных добывающих и вертикальных нагнетательных скважин. Каждая веерная добывающая скважина имеет основной вертикальный ствол и систему боковых стволов, горизонтальные участки которых в продуктивном пласте направлены симметрично в радиальных направлениях относительно основного вертикального ствола. При разработке месторождения с трудноизвлекаемыми запасами при неизменном количестве добывающих и нагнетательных скважин максимальный дебит достигается при пятиточечной схеме площадного заводнения. В центре квадрата располагается веерная добывающая скважина, а в четырех углах квадрата расположены вертикальные нагнетательные скважины. Каждая нагнетательная скважина при этом обслуживает четыре добывающие скважины. К каждой добывающей скважине фронт вытесняющей воды подходит симметрично с четырех разных сторон. Отличие от стандартной пятиточечной схемы размещения скважин заключается в том, что добывающие скважины представляют собой многозабойные скважины с симметричным расположением боковых горизонтальных стволов.
Схема размещения добывающих скважин определяется средним размером зон, из которых состоит зонально-неоднородный пласт и между которыми наблюдается хаотическая изменяемость значений проницаемости. Шаг пространственной хаотической изменяемости проницаемости сильно влияет на величину извлекаемых запасов нефти и является важнейшим параметром модели зонально-неоднородного по проницаемости и прерывистости нефтяного пласта. Кроме зональной неоднородности по проницаемости зонально-неоднородный пласт обладает хаотической прерывистостью, т.е. хаотическим разбросом зон неколлектора нулевой проницаемости [4, с.322-323].
При разработке зонально-неоднородного монолитного нефтяного пласта системой добывающих веерных скважин с равномерной квадратной сеткой их размещения максимально возможная выработка запасов нефти достигается тогда, когда горизонтальные участки боковых стволов рядом расположенных скважин развернуты симметрично относительно друг друга.
Именно размещение по равномерной квадратной пятиточечной схеме заводнения, в центре квадрата которой располагается веерная добывающая скважина, а в четырех углах квадрата расположены вертикальные нагнетательные скважины, при расстоянии между соседними добывающими скважинами, превышающем средний размер зоны хаотической изменяемости проницаемости, и симметричный разворот горизонтальных участков боковых стволов относительно друг друга рядом расположенных веерных скважин, является сущностью данного изобретения.
Таким образом, заявляемая система разработки монолитного малопродуктивного зонально-неоднородного пласта соответствует критерию изобретения «новизна». При изучении других технических решений в данной области техники признаки, отличающие заявляемое изобретение от прототипа, не были выявлены и поэтому они обеспечивают заявляемому техническому решению соответствие критерию «существенные отличия».
Техническая сущность изобретения поясняется схемой размещения веерных добывающих и вертикальных нагнетательных скважин фиг.1 и вариантами расположения вертикального и горизонтального стволов добывающих скважин и вертикальных нагнетательных скважин фиг.2.
На фиг.1 приведена схема размещения веерных добывающих скважин 1 и нагнетательных скважин 2. Расстояния между соседними рядами добывающих и нагнетательных скважин 2σ. Длина перфорированных горизонтально расположенных участков стволов веерных скважин L.
На фиг.2 показаны варианты расположения вертикального (•) и горизонтального () стволов веерной добывающей скважины и вертикальной нагнетательной скважины (○) в зависимости от угла (θ) расположения горизонтального участка ствола.
При разработке нефтяного месторождения веерные добывающие и нагнетательные скважины эксплуатируют в непрерывном режиме. Конструкция многозабойной скважины позволяет осуществлять циклическую веерную поинтервальную выработку продуктивных пластов, сущность которой заключается в следующем. Начинают производить отбор жидкости из последнего пробуренного горизонтального ствола, контролируют дебит жидкости, давление на забое и обводненность добываемой жидкости. Если в процессе эксплуатации дебит жидкости уменьшается, т.е. нагнетательные скважины не обеспечивают восстановление давления в пласте, или происходит резкое увеличение обводненности добываемой продукции, т.е. нагнетаемая вода достигла ствола скважины, то отбор жидкости из последнего горизонтального ствола прекращают (закрывают клапан). Открывают клапан предпоследнего горизонтального ствола, врезка которого расположена ниже последнего горизонтального ствола по оси основного ствола, и производят отбор жидкости, контролируя дебит жидкости, давление на забое и обводненность добываемой жидкости. При этом в контуре интервала дренирования последнего горизонтального ствола, из которого прекратили отбор жидкости, происходит постепенное восстановление давления и перераспределение насыщенностей, стремящихся к равновесному распределению фаз в поровом пространстве. Аналогичным образом последовательно подключают следующие горизонтальные стволы и осуществляют отбор жидкости из них. На завершающей стадии цикла веерной поинтервальной эксплуатации скважины открывают клапан основного вертикального ствола и производят отбор жидкости из контура дренирования зоны пласта, непосредственно прилегающей к основному стволу скважины. За этот период времени в ранее дренируемых боковыми горизонтально расположенными стволами интервалах пласта восстанавливается давление и равновесное распределение фаз в поровом пространстве пласта. Далее закрывают клапан вертикального ствола, открывают клапан последнего бокового ствола (с которого начиналась эксплуатация скважины) и производят отбор жидкости, контролируя дебит жидкости, давление на забое и обводненность добываемой жидкости. Весь цикл веерной поинтервальной эксплуатации многоствольной скважины повторяют в той же последовательности. Эксплуатацию веерной скважины прекращают после максимально возможной выработки запасов нефти из продуктивной части пласта, дренируемого этой скважиной.
Последовательная поинтервальная выработка части продуктивного пласта, дренируемого многозабойной скважиной, с повторением циклов позволяет повысить охват заводнением малопродуктивных зонально-неоднородных по проницаемости пластов, увеличить равномерность выработки запасов нефти из них и тем самым обеспечить максимально возможную выработку запасов нефти.
Пример системы разработки монолитного малопродуктивного зонально-неоднородного нефтяного пласта
Нефтяная залежь, расположенная в Западной Сибири, представляет собой монолитный пласт низкой продуктивности, высокой зональной неоднородности и с незначительной эффективной нефтенасыщенной толщиной. Разработка залежи вертикальными скважинами нерентабельна.
2
Краткая характеристика нефтяного пласта ЮС
Глубина залегания, м
2950
Эффективная толщина пласта, м
7,6
Коэффициент пористости, %
16,8
Начальное пластовое давление, МПа
29,9
Пластовая температура, °С
81
Давление насыщения, МПа
9,2
Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м<sup>3</sup>
875
Плотность воды в поверхностных условиях, кг/м<sup>3</sup>
1016
Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м<sup>3</sup>
853
Плотность воды в пластовых условиях, кг/м<sup>3</sup>
996
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с
3,66
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа·с
0,38
Утвержденные геологические запасы, млн.т
6,8
Утвержденные извлекаемые запасы, млн.т
1,3
Утвержденный коэффициент нефтеотдачи
0,19
Расчет коэффициента нефтеотдачи проводился по методике, разработанной В.Д.Лысенко [4]. Справедливость практического применения этой методики основана на многолетнем опыте ее применения при проектировании разработки множества нефтяных месторождений и решении обратных задач по истории эксплуатации скважин, экспериментальных участков, залежей и месторождений.
но
Полноту извлечения нефти из пласта характеризует коэффициент нефтеотдачи К, который можно представить в виде произведения трех коэффициентов
с
Первый коэффициент К называется коэффициентом сетки, который учитывает влияние проектной сетки скважин, охват разработкой балансовых геологических запасов нефти при запроектированной системе скважин, долю неколлектора, шаг случайного изменения коллекторских свойств и приходящуюся на одну скважину площадь пластов. Коэффициент сетки определяется по формуле:
с
где w=0,23 - доля участков неколлектора; 2σ=600 м - расстояние между добывающими скважинами, d=300 м - средний геометрический размер зональной хаотической изменяемости проницаемости. Для приведенных значений параметров нефтяного пласта коэффициент сетки составляет К=0,809.
в
в
в
Второй коэффициент К называется коэффициентом вытеснения нефти закачиваемой водой. Он определяется в лабораторных условиях на образцах породы рассматриваемых пластов при достаточно большой прокачке воды. При вытеснении нефти водой К изменяется в диапазоне от 0,5 до 0,8. По рассматриваемому нефтяному пласту он составляет К=0,61.
з
Третий коэффициент К называется коэффициентом заводнения или коэффициентом использования подвижных запасов нефти, который определяется по формуле:
2
где  - коэффициент заводнения за начальный безводный период,  конечный коэффициент заводнения; V - показатель результирующей неравномерности вытеснения нефти в добывающую скважину; А - предельная расчетная доля вытесняющего агента в дебите жидкости добывающей скважине, которая определяется по формуле:
2
о
где А - предельная максимальная весовая доля вытесняющего агента в дебите жидкости добывающей скважины; µ - коэффициент различия физических свойств воды и нефти, который определяется по формуле:
н
в
н
в
где  - соотношение подвижностей воды и нефти;  - соотношение плотностей воды и нефти в пластовых условиях; µ и µ - вязкости нефти и воды в пластовых условиях; γ и γ - плотности нефти и воды в поверхностных условиях; в - коэффициент увеличения объема нефти в пластовых условиях.
2
Показатель неравномерности вытеснения нефти агентом в добывающую скважину V учитывает действие всех основных факторов: послойную неоднородность по проницаемости нефтяных пластов ; неравномерность стягивания фронта вытеснения к рассматриваемой добывающей скважине с разных сторон от разных нагнетательных скважин, которая зависит от зональной неоднородности нефтяных пластов по продуктивности и обозначается ; геометрическую неравномерность вытеснения нефти агентом, которая зависит от схемы взаимного расположения добывающих и нагнетательных скважин .
Результирующий показатель неравномерности вытеснения определяется по формуле:
.
Если залежь представляет собой монолитный пласт, то формула для определения показателя неравномерности вытеснения принимает вид:
н
Неравномерность стягивания фронта вытеснения с разных сторон  от разных нагнетательных скважин устанавливается с учетом зональной неоднородности нефтяных пластов по продуктивности , числа воздействующих нагнетательных скважин n и определяется по формуле:
н
которая применима при условии, что расстояние между скважинами равно или больше шага хаотической изменяемости. При пятиточечной схеме расположения добывающих и нагнетательных скважин, когда стягивание фронта вытеснения происходит с четырех сторон от четырех нагнетательных скважин n=4. При применении горизонтальных скважин с не очень большой горизонтальной длиной расчет величины  определяется этими же формулами.
Геометрическая неравномерность вытеснения нефти агентом , которая учитывает схему взаимного расположения добывающих и нагнетательных скважин, их вид (вертикальные они или горизонтальные), рассчитывается по формуле:
max
min
где  - соотношение длин самой длинной L и самой короткой L линий тока, соединяющих добывающую скважину с нагнетательной. В случае эксплуатации многозабойной веерной скважины при последовательном подключении только одного ствола геометрическая неравномерность вытеснения нефти агентом в процессе эксплуатации скважины изменяется.
1
4
При пятиточечной схеме размещения скважин (фиг.1) стягивание фронта вытеснения происходит с четырех сторон от четырех нагнетательных скважин, т.е. ячейка сетки скважин симметрична. Элемент ячейки содержит добывающую скважину и / часть нагнетательной скважины. В различные моменты времени эксплуатируется либо вертикальный ствол, либо один из боковых горизонтальных стволов, расположенный под углом θ к линии, соединяющей добывающие скважины (фиг.2).
max
При подключении вертикального ствола добывающей скважины (фиг.2, а) длина самой короткой линии тока , самой длинной линии тока L=2·σ, а соотношение этих длин равно
Соответственно геометрическая неравномерность вытеснения нефти равна
max
min
Соответствующие значения L, L, М и  при подключении вертикального и горизонтальных стволов, расположенных под углом θ, приведены в таблице 1. Длина горизонтальных перфорированных участков .
Таблица 1.
Рис.4
θ
L<sub>min</sub>
L<sub>max</sub>
M
<img file="00000027.tif" he="6" wi="5" img-content="undefined" img-format="tif" />
а
<img file="00000028.tif" he="5" wi="13" img-content="undefined" img-format="tif" />
2·σ
1,414
0,0812
б
0°
σ
2,333·σ
2,333
0,508
в
22,5°
0,60·σ
2,333·σ
3,888
1,432
г
45°
0,414·σ
2,333·σ
5,636
2,542
Среднее арифметическое значение  пo всем возможным вариантам составляет:
Неравномерность стягивания фронта вытеснения , определяемая по вычисленному значению , равна
Показатель неравномерности вытеснения нефти агентом равен
коэффициент заводнения за начальный безводный период равен
конечный коэффициент заводнения равен
н
в
При вязкости нефти и воды в пластовых условиях µ=3,66 мПа·с и µ=0,38 мПа·с соотношение подвижностей нефти и воды равно:
∗
Если соотношение плотностей воды и нефти γ=1,17, то коэффициент различия физических свойств нефти и воды равен:
2
При предельной обводненности добываемой жидкости А=0,95 предельная доля вытесняющего агента равна:
Коэффициент использования подвижных запасов нефти равен:
Коэффициент нефтеотдачи пласта равен
но
с
в
з
К=К·К·К=0,809·0,61·0,4317=0,213.
но
но
Полученное значение К=0,213 превышает утвержденный коэффициент нефтеотдачи К=0,19. Это связано с тем, что при определении неравномерности стягивания фронта вытеснения  использовалось среднее арифметическое значение геометрической неравномерности вытеснения нефти агентом  по всем возможным вариантам расположения горизонтальных участков стволов веерных скважин.
Потенциально возможный эффект увеличения коэффициента нефтеотдачи
с
в
з
в
При выбранной проектной сетке, которая не изменяется в процессе разработки месторождения, коэффициент сетки К остается неизменным. Поэтому резерв увеличения нефтеотдачи связан с коэффициентом вытеснения нефти К и коэффициентом заводнения или коэффициентом использования подвижных запасов нефти К. Увеличение коэффициента К возможно при изменении вытесняющего агента. В предлагаемой технологии в качестве вытесняющего агента используется вода.
з
з
Потенциально возможный эффект увеличения коэффициента нефтеотдачи связан с увеличением коэффициента использования подвижных запасов нефти К. Этот коэффициент зависит от зональной неоднородности проницаемости нефтяного пласта, характеризуется различной скоростью фильтрации и соответственно скоростью вытеснения нефти из различных интервалов участка пласта, дренируемого скважиной. Доля участков неколлектора в общей площади пласта составляет w=0,23, а оставшаяся доля 0,77 представляет собой зоны коллектора с различной проницаемостью. Предлагаемая технология веерной поинтервальной выработки продуктивных пластов учитывает динамику процесса неодновременного обводнения зон коллектора с различной хаотической проницаемостью. Это позволяет вовлечь в процесс фильтрации зоны пласта с низкой проницаемостью, т.е. охватить заводнением все подвижные запасы нефти. При этом коэффициент использования подвижных запасов нефти К→1. Коэффициент нефтеотдачи пласта в этом случае будет равен
но
с
в
з
К=К·К·К=0,809·0,61·1=0,493,
т.е. увеличивается в 2,5 раза по сравнению с утвержденным коэффициентом нефтеотдачи.
Все продуктивные пласты в той или иной степени обладают геологической неоднородностью. Зональная хаотическая неоднородность пласта по проницаемости приводит к вытеснению нефти из высокопроницаемых зон. В результате образуются каналы низкого фильтрационного сопротивления, по которым вытесняющая вода достигает добывающие скважины, что приводит к быстрому их обводнению. При этом в низкопроницаемых зонах остаются значительные запасы нефти. Известные методы воздействия на залежь с целю увеличения охвата пласта заводнением оказываются малоэффективными.
Физическая сущность предлагаемого технического решения заключается в одновременном проявлении двух процессов:
1) нестационарное циклическое заводнение интервалов участка пласта, дренируемого веерной скважиной, с целью создания в этих интервалах периодических нестационарных перепадов давления между высокопроницаемыми и низкопроницаемыми зонами коллектора;
2) последовательное переключение стволов веерных скважин приводит к перемене направлений фильтрационных потоков.
Известные гидродинамические методы повышения нефтеотдачи пластов: нестационарного циклического заводнения и перемены направления фильтрационных потоков предусматривают остановки групп добывающих и нагнетательных скважин, а также перенос линии нагнетания воды. В отличие от известных методов конструкция веерных скважин в процессе их эксплуатации не предусматривает остановки добывающих и нагнетательных скважин при осуществлении этих процессов. Реализация этих процессов достигается последовательным переключением стволов добывающих скважин.
Экономическое обоснование
Анализ накопленного опыта бурения показывает, что стоимость 1 м проходки горизонтально-разветвленной части ствола на 30-40% выше стоимости бурения 1 м вертикальной скважины. Себестоимость строительства разветвленных горизонтальных скважин в 1,6 раза выше себестоимости строительства вертикальных скважин, дебиты разветвленных горизонтальных скважин в среднем в 5,3 раза больше, чем вертикальных. Удельные капиталовложения на 1 м добытой нефти из разветвленных горизонтальных скважин в 2,2 раза меньше, чем по соседним вертикальным скважинам [1, с.23].
Бурение разветвленных горизонтальных скважин дороже бурения вертикальных скважин, но повышение продуктивности разветвленных горизонтальных скважин, увеличение нефтеотдачи пласта столь существенны, что экономическая эффективность значительно превышает первоначальные затраты на строительство разветвленных горизонтальных скважин.
Источники информации, принятые во внимание
1. Особенности добычи нефти и газа из горизонтальных скважин. / Под ред. Г.П.Зозули. - М.: Издательский центр «Академия», 2009. - 176 с.
2. Загидуллин Р.Г. Строительство и эксплуатация многозабойных скважин в ОАО «Татнефть» / Р.Г.Загидуллин, Р.Х.Фаткуллин, И.Г.Юсупов и др. // Нефтяное хозяйство. - 2007. - №7. - С.36-38.
3. Патент на полезную модель RU №98046. Опубликован 27.09.2010. Устройство многозабойной скважины для веерной поинтервальной выработки продуктивных пластов / Иванова Ю.В., Иванов В.А.
4. Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений: Теория и практика. - М.: Недра, 1996. - 367 с.