СПОСОБ РАЗРАБОТКИ КРАЕВОЙ НЕФТЯНОЙ ОТОРОЧКИ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ ЗАЛЕЖИ
METHOD FOR DEVELOPMENT OF OIL RIM OF OIL AND GAS CONDENSATE RESERVOIR

Предлагаемое изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно к проблеме повышения эффективности разработки краевых нефтяных оторочек нефтегазоконденсатных залежей, с предшествовавшим периодом добычи газа из газовой (газоконденсатной) шапки или без такового. В том числе, в связи с задачей эффективного ввода в промышленную разработку имеющихся в России нефтяных оторочек краевого типа в частично истощенных нефтегазоконденсатных залежах, которые в настоящее время практически не разрабатываются вследствие кажущегося расформирования запасов нефти в соответствующих нефтяных оторочках.
Известен способ разработки нефтяной оторочки, осуществляемый на основе горизонтальных скважин без поддержания пластового давления при истощении пластовой энергии газовой шапки с реализацией технологического режима эксплуатации скважин при безгазовых дебитах [Закиров С.Н., Закиров Э.С., Закиров И.С., Баганова М.Н., Спиридонов А.В. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа, Москва, 2004, с.63-65]. Недостатками данного способа разработки являются следующие.
Известно, что разработка нефтяных оторочек при истощении пластовой энергии газовой шапки характеризуется низкой эффективностью по причине непродолжительности рентабельной эксплуатации скважин при критических безгазовых дебитах и вследствие обводнения скважин подошвенной водой.
Рассматриваемый способ предназначен для реализации в подгазовых зонах.
Коэффициент извлечения нефти из нефтяной оторочки при таком способе разработки может значительно снижаться при одновременной и/или предшествующей промышленной добыче газа из газовой (газоконденсатной) шапки.
Наиболее близким к предлагаемому является способ разработки нефтяной оторочки на основе горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин при поддержании на добывающих скважинах технологического режима эксплуатации при газовом факторе не более заданного значения [Закиров С.Н., Закиров Э.С., Закиров И.С., Ваганова М.Н., Спиридонов А.В. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. Москва, 2004, с.105-107].
Недостатками данного способа являются следующие.
Рассматриваемый способ предназначен для реализации в подгазовых зонах.
Система размещения горизонтальных стволов добывающих и нагнетательных скважин соответствует площадной схеме, без акцентирования внимания на трассировке стволов относительно внешних и внутренних контуров газонефтяного и водонефтяного контактов, что важно применительно к нефтяным оторочкам краевого типа.
Коэффициент извлечения нефти из нефтяной оторочки при таком способе разработки может достигать низких значений при одновременной и/или предшествующей промышленной добыче газа из газовой (газоконденсатной) шапки.
Предлагаемый способ направлен на повышение эффективности разработки краевых нефтяных оторочек нефтегазоконденсатных залежей при одновременной и/или предшествующей добыче газа из газовой (газоконденсатной) шапки.
Выполнение поставленной задачи достигается тем, что предлагаемый способ разработки краевой нефтяной оторочки нефтегазоконденсатной залежи, включающий использование горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин и эксплуатацию добывающих скважин при газовых факторах не более заданных значений, отличается тем, что стволы нагнетательных скважин размещают внутри внешнего контура водонефтяного контакта, вблизи его и параллельно ему; стволы добывающих скважин размещают в текущей нефтенасыщенной части нефтяной оторочки вблизи текущего внутреннего контура газонефтяного контакта и параллельно ему; глубинные положения добывающих и нагнетательных стволов от текущих поверхностей газонефтяного и водонефтяного контактов, количество скважин, расстояния между скважинами и технологические режимы работы нагнетательных скважин устанавливают на основе итерационных расчетов так, чтобы минимизировать негативное влияние прорывов газа из газовой или газоконденсатной шапки; при этом контролируют соблюдение общего убывающего тренда пластового давления вдоль линии, перпендикулярной контурам газонефтяного и водонефтяного контактов, в направлении от ряда нагнетательных стволов в сторону газодобывающих скважин; а также тем, что в случае значительности площадных размеров нефтяной оторочки краевого типа дополнительно к ряду добывающих стволов вблизи контура газонефтяного контакта и ряду нагнетательных стволов вблизи водонефтяного контакта размещают между ними по рядной системе параллельно газонефтяному и водонефтяному контактам дополнительные нагнетательные и добывающие горизонтальные стволы.
Способ осуществляют следующим образом.
Для рассматриваемой нефтегазоконденсатной залежи, на которой параллельно осуществляется и/или осуществлялась ранее разработка газоконденсатной шапки в режиме истощения пластовой энергии, строят 3D геологическую и затем 3D газогидродинамическую модель продуктивного пласта. Выполняют адаптацию 3D газогидродинамической модели пласта к фактическим данным эксплуатации скважин и данным контроля за процессом разработки залежи.
С помощью созданной и садаптированной 3D газогидродинамической модели пласта устанавливают текущую объемную конфигурацию нефтяной оторочки. То есть определяют конфигурации поверхностей флюидальных контактов (газонефтяного контакта (ГНК) и водонефтяного контакта (ВНК)) на рассматриваемую дату разработки залежи.
С учетом текущих размеров нефтяной оторочки и конфигурации флюидальных контактов осуществляют проектное размещение горизонтальных добывающих и нагнетательных стволов по одной из схем, приводимых на фиг.1-3.
Выполняют несколько вариантов прогнозных расчетов для выбранной системы разработки, варьируя количество стволов в рядах, а также смещая местоположение добывающих и нагнетательных стволов в профильном разрезе и по площади (положение стволов в рядах и положение рядов по площади). Наилучший вариант разработки выбирают из заданного критерия оптимальности, например чистого дисконтированного дохода (ЧДД, или NPV).
В процессе прогнозных расчетов целесообразно контролировать результаты путем построения на разные даты профилей распределения пластового давления, приведенного к единой глубинной отметке. Профили строятся вдоль выбранной линии, перпендикулярной контурам флюидальных контактов. Общий тренд изменения пластового давления вдоль такой линии должен характеризоваться снижением пластового давления в направлении от ряда нагнетательных стволов в сторону газодобывающих скважин. В этом случае минимизируется негативное влияние прорывов газа из газовой (газоконденсатной) шапки на продуктивные характеристики добывающих стволов. На фиг.4 представлен пример предпочтительного профиля распределения пластового давления (с учетом локальной воронки депрессии у ряда добывающих стволов).
Пример реализации предлагаемого способа.
Рассмотрим пример реализации предлагаемого способа и оценим его эффективность на основе 3D газогидродинамических расчетов.
Рассматривается участок гипотетической нефтегазоконденсатной залежи с краевой нефтяной оторочкой. Для проведения сопоставительных расчетов создана 3D секторная модель с геометрией, соответствующей участку залежи, приуроченной к куполовидному поднятию. Модель включает газовую (газоконденсатную) часть, нефтяную оторочку и часть контактирующего с залежью водонапорного бассейна.
На фиг.1 приводится профильный разрез и вид в плане исследуемой секторной модели. Для моделирования соответствующего типичным геологическим условиям обширного простирания водонапорного бассейна осуществляется увеличение перового объем крайних водонасыщенных ячеек модели.
Исходные данные для расчетов приняты близкими к имеющим место на одном из нефтегазоконденсатных месторождений Западной Сибири (табл.1). Кривые относительных фазовых проницаемостей для нефти, воды и газа в соответствии с используемой для построения модели концепцией эффективного перового пространства (Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С., Закиров И.С. и др. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. Часть II, М. - Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2009, с.12-19) приняты из условия, что значения остаточных нефте-, водо- и газонасыщенности равняются соответственно 49%, 0% и 6%.
2
3
Предшествующее вводу в разработку нефтяной оторочки истощение газоконденсатной шапки моделируется следующим образом. Первоначально осуществляется моделирование только добычи газа (газоконденсатной смеси) с использованием семи вертикальных скважин, расположенных в газоконденсатной шапке на удалении 5 км от контура ГНК. Скважины эксплуатируются при забойном давлении не ниже 50 кгс/см (атм) и ограничении на дебит газа - не более 190 тыс.м/сут.
2
2
2
Разработка нефтяной оторочки, параллельно с продолжающейся добычей газа (газоконденсатной смеси), начинается при снижении среднего пластового давления в газоконденсатной шапке до 117 кгс/см. Нагнетательные скважины в нефтяной оторочке эксплуатируются при забойном давлении не выше 300 кгс/см и при не превышении коэффициента компенсации отбора флюидов закачкой воды, равного 1. Добывающие скважины, если не оговорено иное, эксплуатируются при забойном давлении 90 кгс/см.
3
3
Отключение добывающих скважин из-за нерентабельной эксплуатации производится при достижении ограничения на максимальную обводненность, равную 0,98, или максимальный газовый фактор, равный 5000 м/м. Окончание прогнозных расчетов наступает при отключении всех добывающих скважин по указанным ограничениям или при достижении конечного срока разработки - 43 года.
Эффективность предлагаемого способа разработки оценена в сопоставлении с несколькими альтернативными способами.
Исследованию подвергнуты следующие варианты, различающиеся по способу разработки нефтяной оторочки.
2
Вариант 1. Рассматриваемый участок нефтяной оторочки разрабатывается в режиме истощения пластовой энергии. Вертикальные добывающие скважины размещаются на расстоянии 500 м друг от друга в рядах и между рядами (см. фиг.5а). Скважины в водонефтяной зоне (у внешнего контура ВНК) вскрывают только нефтенасыщенную часть разреза. Скважины эксплуатируются при забойном давлении 50 кгс/см. Количество добывающих скважин - 22 ед.
2
Вариант 2. Аналогичен варианту 1 с той разницей, что скважины в последнем ряду, расположенном вблизи внешнего контура ВНК, являются нагнетательными (см. фиг.5б). Количество добывающих скважин 13 ед., нагнетательных 9 ед. Добывающие скважины эксплуатируются при забойном давлении 50 кгс/см.
Вариант 3. Добывающие скважины сооружаются в варианте многозабойных (с двумя горизонтальными стволами), нагнетательные - в варианте горизонтальных (см. фиг.5в). Стволы добывающих скважин размещаются в 4 м от кровли, нагнетательных - в 2 м от подошвы пласта. Длины горизонтальных стволов по 500 м. Расстояние между добывающими и нагнетательными скважинами 500 м. Количество добывающих скважин равняется 3 ед. (6 стволов), нагнетательных - 4 ед.
Вариант 4. Соответствует предлагаемому способу разработки (схема фиг.1). По числу и конструкции скважин аналогичен варианту 3, но расположение скважин осуществляется по схеме фиг.5г. Стволы добывающих скважин размещаются в текущей нефтенасыщенной части залежи вблизи текущего внутреннего контура ГНК и параллельно ему, стволы нагнетательных скважин - внутри внешнего контура ВНК и параллельно ему. Забои добывающих и нагнетательных скважин разносятся по вертикали. Стволы добывающих скважин располагаются в 13 м от кровли пласта, нагнетательных - в 1 м от подошвы пласта. Расстояние между добывающими скважинами 300 м, между нагнетательными - 500 м.
Результаты сопоставительных расчетов приведены в табл.2. Анализ полученных результатов показывает следующее.
По важнейшим интегральным показателям разработки (величине коэффициента извлечения нефти (КИН), значению водонефтяного фактора (ВНФ)) вариант 4 значительно опережает другие варианты.
Осуществление предлагаемого способа с размещением скважин с учетом текущих поверхностей ГНК и ВНК позволяет повысить эффективность разработки нефтяных оторочек краевого типа при продолжающейся добыче газа (и конденсата), в том числе для частично истощенных нефтегазоконденсатных залежей.
Таким образом, результаты газогидродинамических расчетов подтверждают, что предлагаемый способ позволяет обеспечить эффективный ввод в промышленную разработку нефтяных оторочек краевого типа в частично истощенных нефтегазоконденсатных залежах, а также повысить эффективность разработки нефтяных оторочек краевого типа при одновременном вводе в промышленную разработку соответствующей нефтяной оторочки и газовой (газоконденсатной) шапки.
Таблица 1
Исходные данные для расчетов
Эффективная пористость коллектора, д.ед.
0, 112
Эффективная проницаемость коллектора по латерали, мДарси
25
Эффективная проницаемость коллектора по вертикали, мДарси
2,5
Начальное пластовое давление на ГНК, кгс/см<sup>2</sup>
268
Давление насыщения на ГНК, кгс/см<sup>2</sup>
268
Коэффициент вытеснения нефти водой, д.ед.
0,51
Коэффициент вытеснения нефти газом, д.ед.
0,51
Начальное газосодержание нефти, м<sup>3</sup>/м<sup>3</sup>
181
Начальное содержание конденсата в пластовом газе, см<sup>3</sup>/м<sup>3</sup>
13
Вязкость нефти в пластовых условиях, сП
0,48
Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м<sup>3</sup>
851
Вязкость воды в пластовых условиях, сП
0,3
Плотность воды в поверхностных условиях, кг/м
1009
Этаж газоносности, м
70
Этаж нефтеносности (толщина оторочки), м
25
Запасы нефти, тыс.м<sup>3</sup>
15115,9
Запасы газа, млрд.м<sup>3</sup>
2,027
Размер сеточных ячеек в 3D модели пласта
ΔХ, м
50
ΔУ, м
50
ΔZ, м
1
Размерность сеточной области по осям N<sub>x</sub> × N<sub>y</sub> × N<sub>z</sub>
200×120×20
Таблица 2
Сопоставление результатов расчетов
Показатели разработкиВарианты
Дебит нефти через месяц,м<sup>3</sup>/сут
Накопленная добыча воды, тыс.м<sup>3</sup>
Накопленная добыча нефти, тыс.м<sup>3</sup>
ВНФ конечный, м<sup>3</sup>/м<sup>3</sup>
КИН конечный, д.ед
Срок разработки, год
Обводненность конечная,доли ед.
1
38,7
1209.18
660.91
1.83
0.043
27
0.85
2
56.5
2315.37
729.06
3.18
0.05
11
0.99
3
305.0
16720.34
1289.16
12.97
0.085
16
0.99
4
299.7
3441.12
2014.68
1.71
0.133
19
0.99