Способ разработки нефтяного пласта многопластового нефтегазоконденсатного месторождения
METHOD FOR DEVELOPMENT OF OIL RESERVOIR OF MULTI-LAYER OIL AND GAS CONDENSATE DEPOSIT

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для разработки нефтяных пластов многопластовых месторождений, включающих нефтяной и газовый или газоконденсатный пласты, по расположению совпадающие в плане, особенно если нефтяной пласт является неоднородным и обладает низкой проницаемостью.
Известен способ разработки нефтяных месторождений, в том числе пластов с низкой проницаемостью, в котором для повышения нефтеотдачи закачивают попутный нефтяной газ или газ газовых пластов после его компримирования с помощью компрессора [Антониади Д.Г. Увеличение нефтеотдачи пластов газовыми и парогазовыми методами. - М.: ОАО «Издательство «Недра», 1998. - 304 с.].
Недостатком данного способа являются повышенные капитальные затраты, связанные с установкой оборудования для сжатия газа, а в случае использования газа газовых пластов также бурение газодобывающих скважин.
Известен способ поддержания пластового давления в нефтяной залежи, заключающийся в бескомпрессорном нагнетании газа в нефтяную залежь из нижних газоносных объектов путем создания искусственных межпластовых перетоков газа по пробуренным на нижний газоносный объект скважинам, отличающийся тем, что с целью сокращения затрат на строительство системы нагнетания газа в нефтяные залежи и на бурение нагнетательных скважин, осуществляют регулируемый переток газа из нижнего газоносного объекта в верхнюю нефтяную залежь путем одновременного отбора газа в этой скважине, причем процесс перетока газа в нефтяную залежь контролируют изменением давления на устье скважины [RU №1239276 A1, МПК E21B 43/18, приор. 30.01.1984].
К недостаткам данного способа можно отнести необходимость наличия объекта для использования газа или его утилизации при регулировании перетока газа из газового пласта в нефтяную залежь путем отбора газа на устье скважины; низкую достоверность оценки расхода перепускаемого газа из газового пласта в нефтяную залежь расчетным путем, особенно в случае накопления жидкости на забое газовой скважины и выпадения конденсата, оказывающих существенное влияние на значения замеров устьевого давления, на основе которых осуществляется контроль; а также ограничение по взаимному расположению пластов, т.е. газоносный пласт должен находится ниже нефтяной залежи.
Известен способ бурения скважин и разработки многопластовых месторождений углеводородов с неоднородными геологическими условиями залегания продуктивных пластов. Способ применим, когда над основным эксплуатационным объектом в виде высокопроницаемого пласта расположен низкопроницаемый продуктивный пласт с аномальным высоким пластовым давлением (АВПД). Способ включает бурение скважин на нижний пласт, предварительный, регулируемый по давлению перепуск флюида из высоконапорного пласта в зону распространения флюида в низконапорном пласте, ограниченную контактом флюида с водой, при закрытых скважинах на устье, и последующую эксплуатацию месторождения. Разработку месторождения осуществляют кустами скважин [RU №2295632, МПК Е21В 43/14, Е21В 7/04, приор. 13.03.2006.]
Недостатком способа является ограниченная область его применения, обусловленная редким сочетанием геологических условий, а именно наличие нижнего высокопроницаемого пласта и верхнего низкопроницаемого пласта с АВПД. Кроме того, данный способ, судя по его описанию, предназначен только для газовых многопластовых месторождений и не предполагает повышение эффективности разработки нефтяных пластов.
Наиболее близким к предложенному способу является способ разработки нефтегазоконденсатного месторождения с размещенными друг над другом нефтяным и газоконденсатным пластами, включающий бурение дополнительных скважин, вскрывающих одним стволом нефтяной и газоконденсатный пласты, перфорации их с последующей герметизацией устья этих скважин и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что, с целью повышения нефтеотдачи пластов за счет перепуска газа из газоконденсатного пласта в нефтяной, дополнительные скважины бурят в приконтурной части залежи, осуществляют перепуск газа из газоконденсатного пласта в нефтяной до выравнивания давления в пластах, устанавливают пакер в дополнительных скважинах между пластами, открывают устье дополнительных скважин и осуществляют закачку через них воды в нефтяной пласт [RU №1678110, МПК E21B 43/20, E21B 43/14, приор. 15.09.1989].
Недостатком данного способа является отсутствие возможности замера и регулирования расхода и давления перепускаемого газа по скважинам и участкам залежи в процессе разработки, что не позволяет обеспечить равномерный охват пласта воздействием в случае разработки неоднородного нефтяного пласта при рассредоточенной закачке газа и впоследствии оценивать распределение остаточных запасов нефти по участкам залежи.
-3
2
Задачей заявленного изобретения является повышение нефтеотдачи нефтяного пласта, особенно низкопроницаемого с проницаемостью менее 10 мкм, при сокращении затрат на оборудование, связанное с закачкой газа.
Данная задача решается на основе использования в качестве источника закачиваемого агента газ газовых или газоконденсатных залежей данного месторождения, пересекающихся в плане с нефтяным пластом, без применения оборудования для повышения его давления при закачке в нефтяной пласт, с обеспечением контроля и регулирования давления и расхода закачиваемого агента на устье скважины.
Перед реализацией способа определяют наличие газовых или газоконденсатных залежей 2 (фиг. 1), совпадающих в плане с нефтяным пластом 1 (фиг. 1), производят отбор керна из разведочных скважин, отбор проб нефти из нефтяной залежи и газа из газовой или газоконденсатной залежи, проводят лабораторные исследований по определению коэффициента вытеснения нефти газом, в процессе проектирования разработки нефтяной залежи по результатам трехмерного гидродинамического моделирования определяются рациональные темпы закачки газа по скважинам для обеспечения максимального коэффициента охвата нефтяного пласта воздействием и исключения преждевременных прорывов газа.
На этапе проектирования разработки месторождения оценивается возможность применения способа разработки в разные моменты времени, т.е. определяется выполнение необходимого условия для реализации способа разработки:
Где:
- забойное давление в интервале перфорации газовой залежи в скважинах, предназначенных для одновременно-раздельной добычи и бескомпрессорной закачки газа, обеспечивающее рациональные объемы добычи газа для закачки в нефтяной пласт; T- время начала закачки газа; t - время закачки газа в нефтяную залежь;
- забойное давление в интервале перфорации нефтяной залежи в скважинах, предназначенных для одновременно-раздельной добычи и бескомпрессорной закачки газа, обеспечивающее рациональные объемы закачки газа в нефтяной пласт;
пот
P - суммарные потери давления при подъеме газа газовой залежи до устья и закачке его до забоя нефтяной залежи.
Разработка нефтяного пласта ведется в два этапа. На первом этапе нефтяной пласт разбуривают по одной из известных систем размещения скважин (площадной или рядной), скважины могут быть вертикальными, горизонтальными, горизонтальными с гидроразрывом пласта (ГРП) или многозональным гидроразрывом пласта (МГРП), пласт разрабатывается на естественном режиме разработки до давлений, превышающих давление насыщения пластовой нефти газом, осуществляется добыча нефти через все скважины, вскрывающие нефтяную залежь. На втором этапе при выполнении условия (1) реализуется разработка нефтяной залежи с поддержанием пластового давления рассредоточенной закачкой газа, в скважинах, планируемых для закачки газа, вскрывается перфорацией нефтяной пласт и газовый или газоконденсатный пласты, устанавливается внутрискважинное оборудование для одновременно-раздельной добычи и бескомпрессорной закачки газа для разобщения пластов и создания независимых каналов движения газа от интервала перфорации газовой или газоконденсатной залежи до устья скважины и от устья скважины до интервала перфорации нефтяной залежи (фиг. 1). Простейшая схема реализации одновременно-раздельной добычи и бескомпрессорной закачки газа осуществляется установкой пакера 3 (фиг. 1), в случае, если нефтяной пласт залегает глубже газового газоконденсатного пласта, то движение газа до устья осуществляется по затрубному пространству, движение газа до интервала перфорации нефтяного пласта по насосно-компрессорным трубам (НКТ). В случае, если газовый пласт залегает глубже нефтяного, то движение газа до устья скважины происходит по НКТ, движение до интервала перфорации нефтяного пласта по затрубному пространству. Для повышения герметичности скважины могут применяться известные многолифтовые компоновки. На устье скважин ведется контроль давления, температуры и расхода закачиваемого газа стандартными методами и устройствами 4 (термометр, манометр, расходомер), в случае перфорации нескольких газовых или газоконденсатных пластов или изменения термобарических условий осуществляется отбор устьевых проб для контроля состава закачиваемого газа. Регулирование расхода закачиваемого газа по скважинам осуществляется в соответствии с результатами трехмерного гидродинамического моделирования с помощью штуцера 5 (фиг. 1) на устье скважины.
В качестве примера рассмотрим результаты расчетов технологических показателей разработки на секторной модели многопластового месторождения, сложенного двумя пластами, включающими нефтяной и газовый пласты залежи.
Геолого-физическая характеристика нефтяного пласта в ачимовских отложениях представлена в таблице 1.
Табл. 1. Геолого-физическая характеристика нефтяного пласта
<b> Параметры </b>
<b>Значения </b>
Глубина залегания, м
4038,3-4071,9
Абсолютная отметка ВНК, м
4058
Тип залежи
Сводовая, тектонически и литологически экранированная
Тип коллектора
Поровый
Средняя нефтенасыщенная толщина, м
31.8
Коэффициент песчанистости, д.ед.
0.51
Расчлененность
14.6
Проницаемость, мД
0.94
Коэффициент пористости, д ед.
0.157
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, д.ед.
0.569
Начальная пластовая температура,0С
107
Начальное пластовое давление, МПа
60.87
Давление насыщения нефти газом, МПа
31.8
Газосодержание нефти, м3/т
289.4
Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3
625
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа•с
0.36
Объемный коэффициент нефти, д. ед.
1.618
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа•с
0.255
Коэффициент продуктивности, м3/сут•МПа
0.44
Коэффициент вытеснения нефти водой, д.ед.
0.596
Сжимаемость нефти 1/ГПа
1.45
Сжимаемость воды, 1/ГПа
0.498
Сжимаемость породы, 1/ГПа
0.293
Газовый пласт расположен на 100 м выше нефтяного и характеризуется значительными геологическими запасами, достаточными для длительного перепуска газа, т.е выполнения необходимого условия реализации предлагаемого способа (1). Давление в газовом пласте составляет 59,8 МПа. Для моделирования процесса перепуска газа было рассчитано давление на уровне интервала перфорации нефтяного пласта при глубине залегания 4000м. Потери давления на трение при движении газа от забоя скважины в интервале вскрытия газовой залежи до устья и от устья до забоя скважины в интервале вскрытия нефтяной залежи рассчитаны по формуле Адамова и составляют 0,7 МПа. Максимальное давление закачки будет ниже пластового давления в газовом пласте на величину потерь и депрессии для отбора газа (до 1МПа) и составит 58-59 МПа.
2
Моделирование предлагаемого способа разработки проводилось на секторной трехмерной гидродинамической модели пласта. Пласт вскрывается горизонтальными скважинами с МГРП. Свойства пласта и нефти соответствуют таковым для ачимовских отложений (таблица 1). Размерность трехмерной модели 21*17*15 ячеек без измельчения сетки в прискважинной зоне скважин с МГРП. Пористость моделировалась стохастически при среднем значении, равном средней пористости (таблица 1). Проницаемость рассчитывалась по петрофизической зависимости от пористости, полученной при исследовании керна (фиг. 2). Параметры трещин, задавались следующими: полудлина - 100м, проницаемость - 10 мкм, раскрытость - 0,002м.
3
3
3
В расчетах рассматривался 20-летний период разработки. Добывающие горизонтальные скважины размещены по краям сектора и в центре. В качестве ограничений для добывающих скважин были заданы ограничения по забойному давлению, равному давлению насыщения нефти газом на режиме истощения и 0,75 от давления насыщения при вытеснении нефти газом. Отключение скважин осуществлялось при дебите по нефти менее 0.5 м/сут или при достижении значения газового фактора, равного 2500 м/м.
Рассмотрено три варианта разработки нефтяного пласта.
Вариант 1 предусматривает разработку на естественном режиме при снижении пластового давления в нефтяной залежи до 32 МПа.
Вариант 2 включает разработку на естественном режиме при снижении пластового давления в нефтяной залежи до 32 МПа и последующий перевод крайних добывающих скважин под закачку газа. Объем закачки газа по скважинам является нерегулируемым для имитации перепуска газа из газового пласта в нефтяной без использования регулирующих устройств.
Вариант 3 предусматривает разработку на естественном режиме при снижении пластового давления в нефтяной залежи до 32 МПа и последующий перевод крайних добывающих скважин под закачку газа. Режимы работы и объем закачки газа являются регулируемыми для имитации предлагаемого способа. Оптимальные режимы работы и объем закачки газа по скважинам определялись на основе результатов многовариантного моделирования для максимизации коэффициента извлечения нефти.
Динамика коэффициента извлечения нефти для моделируемого сектора при различных сценариях разработки представлена на Фиг 3.
КИН при разработке нефтяной залежи на естественном режиме составляет 0,066, при нерегулируемом перепуске газа из газового пласта - 0,358. Реализация предлагаемого способа позволяет увеличить КИН до 0,381, т.е. на 6.4% относительно варианта с нерегулируемым перепуском газа.
Таким образом, предлагаемый способ разработки позволяет значительно повысить КИН нефтяного пласта многопластового нефтегазоконденсатного месторождения по сравнению с нерегулируемым перепуском газа, а по сравнению с вариантом разработки нефтяного пласта на естественном режиме - более, чем в 5 раз.