СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ С НИЗКОПРОНИЦАЕМЫМ КОЛЛЕКТОРОМ
LOW PERMEABILITY RESERVOIR OIL FIELD TREATMENT

Предлагаемое изобретение относится к области нефтяной промышленности, а именно к повышению эффективности разработки залежи нефти с низкопроницаемым коллектором.
Известен способ разработки нефтяной залежи при естественном режиме (см. Муслимов Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения. Изд. Казанского университета, 2003, с.28-36). Согласно этому способу добычу нефти осуществляют за счет естественного поддержания пластового давления и вытеснения нефти к забоям добывающих скважин поступающим в залежь газом газовой шапки или контурной, или подошвенной водой. Недостатками такого способа являются следующие.
- В случае низкопроницаемого коллектора способ разработки нефтяной залежи при естественном режиме характеризуется невысокой технологической эффективностью - низкими дебитами скважин по нефти.
- Разработка нефтяной залежи с низкопроницаемым коллектором при естественном режиме отличается низкой экономической эффективностью вследствие длительного срока разработки и невысокого конечного коэффициента извлечения нефти (КИН).
Наиболее близким к предлагаемому способу является способ разработки нефтяной залежи с заводнением продуктивного коллектора (см. тот же источник, с.36-47). Согласно этому способу, в продуктивный коллектор через нагнетательные скважины осуществляют закачку воды. Закачиваемая вода, с одной стороны, вытесняет нефть к забоям добывающих скважин. С другой стороны, она способствует поддержанию пластового давления. Вследствие этого не происходит, например, неконтролируемое разгазирование нефти. Недостатки этого способа разработки состоят в следующем.
- Заводнение нефтяной залежи с низкопроницаемым коллектором, как показывают фактические данные, характеризуется низкой продуктивностью добывающих скважин, а также значительными сроками разработки, что негативно сказывается на экономических показателях добычи нефти.
- При заводнении рассматриваемого типа залежей при забойных давлениях ниже давления насыщения имеет место повышенный газовый фактор, по крайней мере, в первые годы добычи нефти. Это при неразвитой инфраструктуре приводит к нежелательному сжиганию газа на факеле.
В основу настоящего изобретения положена задача достижения более привлекательных для экономики проекта разработки начальных и текущих дебитов скважин по нефти, а также накопленной добычи нефти за первые годы разработки, при газовых факторах, равных или несущественно превышающих начальное газосодержание пластовой нефти. Для простоты дальнейших рассуждений, без умаления общности, рассматривается однорядная система размещения добывающих и нагнетательных скважин.
Выполнение поставленной задачи достигается тем, что предлагаемый способ разработки нефтяной залежи с низкопроницаемым коллектором включает применение заводнения пласта на основе однорядной системы размещения горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, отличается тем, что в очередном элементе разработки, состоящем из одной добывающей и одной нагнетательной скважины, в первую очередь сооружают нагнетательную скважину, которую после отработки на нефть в течение не более 7 суток используют для закачки воды в течение 1-3 месяцев; в отмеченный период сооружают добывающую скважину и запускают ее в эксплуатацию при продолжающейся закачке воды в нагнетательную скважину.
Способ осуществляют следующим образом.
Предполагается, что согласно утвержденному проектному документу осуществляют разработку залежи с низкопроницаемым коллектором по однорядной системе размещения горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин. В рассматриваемый момент времени обосновывают технологические режимы эксплуатации очередного элемента разработки с одной добывающей и одной нагнетательной скважинами.
Способ предполагает, что на рассматриваемый элемент разработки сначала будет пробурена только нагнетательная скважина.
Тогда в нагнетательную скважину осуществляют закачку воды в течение 1-3 месяцев при предусмотренном проектным документом забойном давлении, не превышающем давление гидроразрыва пласта.
В течение отмеченного периода времени заканчивают бурение и обвязку добывающей скважины.
По истечении 1-3 месяцев с момента начала закачки воды добывающая скважина вводится в эксплуатацию при предусмотренном проектным документом забойном давлении.
Промышленную эксплуатацию добывающей скважины поддерживают продолжающейся закачкой воды в нагнетательную скважину с прежним забойным давлением.
Если к моменту запуска нагнетательной скважины добывающая скважина уже пробурена, предлагаемый способ можно модифицировать следующим образом. В этом случае на элементе разработки уже имеются и нагнетательная, и добывающая скважины. Тогда по описанной процедуре осуществляют закачку воды в нагнетательную скважину. При этом добывающую скважину выдерживают в простое. Отличие состоит также в том, что добывающую скважину периодически запускают в кратковременную эксплуатацию.
Целью кратковременной, не более суток, периодической эксплуатации является отслеживание динамики изменения дебита скважины по нефти. Как только получают первые признаки стабилизации или снижения дебита по нефти, добывающую скважину выводят из простоя и переводят на промышленную эксплуатацию. Тем самым устанавливают более обоснованный период закачки воды без отбора нефти.
Нетрудно видеть, что предлагаемый способ разработки нефтяной залежи с низкопроницаемым коллектором противоположен традиционному способу разработки.
При традиционном способе в качестве первоочередной, приоритетной цели рассматривают добычу нефти. При этом зачастую закачку воду осуществляют с задержкой во времени, так как потребные капиталовложения на организацию процесса поддержания пластового давления выделяют по остаточному принципу. Считается, что при таком подходе, по крайней мере, накопленная добыча нефти за первый год или первые годы будет наибольшей.
Дальнейшие результаты опровергают такое утвердившееся представление. Ибо согласно предлагаемому способу, по принципу наоборот, имеют место не только большая накопленная добыча нефти за первые годы, но и более благоприятная динамика добычи нефти. Известно, что именно данные технологические показатели сегодня важны с точки зрения критерия экономической эффективности - NPV и расплаты за взятые кредиты.
Традиционный мониторинг за реализацией предлагаемого способа разработки позволяет корректировать технологические параметры процесса добычи нефти.
Пример реализации предлагаемого способа.
На рассматриваемом элементе разработки предполагают ввести в эксплуатацию горизонтальные добывающую и нагнетательную скважины с длинами стволов 500 м и расстояниями в плане между стволами - 500 м.
Исходные данные для сопоставительных расчетов приводятся в таблице, они соответствуют юрским отложениям одного из месторождений Западной Сибири.
Результаты 3D компьютерного моделирования для альтернативных вариантов применительно к расстоянию между скважинами 500 м даются на фиг.1-3. Аналогичные результаты расчетов получены для расстояний между скважинами 300 и 700 м. Условная дата начала расчетов - 1 января 2008 г.
Для каждого случая по расстояниям между скважинами исследованию подвергнуты 5 вариантов.
Вариант 1 соответствует традиционному способу. А именно, нагнетательную скважину пускают в отработку на нефть. Через 2 месяца, по завершении сооружения добывающей скважины, ее запускают в эксплуатацию, а нагнетательную переводят под закачку воды.
Вариант 2. Нагнетательную скважину запускают под закачку на 1 месяц раньше начала добычи нефти из добывающей скважины.
Вариант 3. Он отличается от варианта 2 тем, что предварительную закачку воды производят в течение 2,5 месяцев.
Вариант 4. В отличие от варианта 2, предварительную закачку воды осуществляют в течение 6 месяцев.
Вариант 5. Данный вариант также аналогичен варианту 2, но здесь предварительная закачка воды составляет по времени 9 месяцев.
Анализ полученных результатов позволяет отметить следующее.
- Все варианты с предварительной закачкой воды, согласно фиг.1, обеспечивают заметно большие начальные и текущие дебиты добывающей скважины по нефти по сравнению с традиционным способом (вариант 1).
- Из вариантов с предварительной закачкой воды предпочтение по величинам накопленной добычи нефти, согласно фиг.2, заслуживают варианты 2 и 3 с периодами предварительной закачки в 1 и 2,5 месяца соответственно.
- Согласно вариантам 2 и 3, накопленная добыча нефти на конец первого года эксплуатации больше на 3,2-4 тыс. т, на конец второго года - на 3,1-3,2 тыс. т, на конец третьего года - на 2,6-2,8 тыс. т по сравнению с вариантом 1.
3
- Традиционный способ разработки нефтяной залежи с низкопроницаемым коллектором проигрывает всем альтернативным вариантам с точки зрения значений газового фактора. Так, согласно фиг.3, газовый фактор при традиционном способе в первый год разработки составляет около 7 тыс. м/т. В случае неразвитой инфраструктуры для утилизации пиковой добычи газа придется сжигать его на факеле.
Аналогичные выводы имеют место и в случае, когда расстояния между добывающими и нагнетательными скважинами составляют 300 или 700 м.
Физическое объяснение приводимых результатов заключается в следующем. В низкопроницаемом коллекторе фронт возмущения от нагнетательной скважины нескоро сказывается на работе добывающей скважины. Поэтому происходит ускоренное разгазирование нефти вблизи добывающей скважины. Оба фактора предопределяют пониженные дебиты добывающих скважин по нефти, а значит, и пониженные значения объемов накопленной добычи нефти.
Таким образом, обосновывающие компьютерные расчеты подтверждают справедливость предлагаемого способа разработки нефтяной залежи с низкопроницаемым коллектором, который позволяет улучшить технико-экономические показатели добычи трудноизвлекаемой нефти.
Основные исходные данные сопоставительных расчетов
Показатель
Значение
Начальное пластовое давление, ат (0.98*10<sup>5</sup> Па)
330
Давление насыщения нефти, ат (0.98*10<sup>5</sup> Па)
313
Плотность нефти при станд. условиях, кг/м<sup>3</sup>
803
Плотность воды при станд. условиях, кг/м<sup>3</sup>
1000
Плотность газа при станд. условиях, кг/м<sup>3</sup>
1.0254
Объемный коэффициент нефти, м<sup>3</sup>/м<sup>3</sup>
2.46
Объемный коэффициент воды, м<sup>3</sup>/м<sup>3</sup>
1.025
Газосодержание пластовой нефти, м<sup>3</sup>/м<sup>3</sup>
473
Вязкость нефти в пластовых условиях, сПз (10<sup>-3</sup> Па·с)
0.145
Вязкость воды в пластовых условиях, сПз (10<sup>-3</sup> Па·с)
0.29
Коэффициент сжимаемости воды, 1/ат (1/(0.98*10<sup>5</sup>) Па<sup>-1</sup>)
4.37*10<sup>-5</sup>
Средний коэффициент пористости, д.ед.
0.158
Средний коэффициент проницаемости, мДарси (1.02*10<sup>-15</sup> м<sup>2</sup>)
3.8
Средний коэффициент остат. водонасыщенности, д.ед.
0.473
Коэффициент остат. нефтенасыщенности, д.ед.
0.25