СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ОТОРОЧКИ КРАЕВОГО ТИПА
METHOD FOR EDGE OIL RIM DEVELOPMENT

Предлагаемое изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно рассчитано на повышение эффективности разработки краевой нефтяной оторочки нефтегазоконденсатной залежи.
Известен способ разработки краевой нефтяной оторочки с малой толщиной пласта цепочкой последовательно чередующихся добывающих и нагнетательных скважин [Закиров И.С. Развитие теории и практики разработки нефтяных месторождений. - Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006, с.188-193].
Недостатками рассматриваемого способа разработки являются следующие.
- Способ применим в случае узкой нефтяной оторочки с малой толщиной пласта, когда для извлечения нефти достаточно одной цепочки с последовательно чередующимися добывающими и нагнетательными скважинами.
- В случае одновременной добычи нефти и газа рассматриваемый способ не гарантирует предотвращения расформирования запасов нефтяной оторочки в результате смещения ее в газонасыщенную зону пласта.
Способ разработки краевой нефтяной оторочки, принимаемый в качестве прототипа, носит название барьерного заводнения [Гавура В.Е., Исайчев В.В., Курбанов А.К., Лапидус В.З., Лещенко В.Е., Шовкринский Г.Ю. Современные методы и системы разработки газонефтяных залежей. - М.: ВНИИОЭНГ, 1994, с.13-17].
Согласно данному способу на уровне газонефтяного контакта (ГНК) бурят систему нагнетательных скважин с целью создания водяного барьера между газоконденсатной шапкой и нефтяной оторочкой. Назначение водяного барьера заключается в предотвращении загазования добывающих нефтяных скважин и смещения нефтяной оторочки в газонасыщенную часть пласта.
Недостатки данного способа разработки состоят в следующем.
- Создание сплошного водяного барьера на всей площади ГНК затруднительно в случае обширной площади ГНК.
- При барьерном заводнении нефтенасыщенные зоны пласта вблизи внутреннего контура ГНК практически не вырабатываются вследствие того, что добывающие скважины обычно размещают в пределах нефтенасыщенных толщин, больших заданной величины (например, 5 м). В результате сокращается коэффициент охвата дренированием, а следовательно, и коэффициент извлечения нефти (КИН).
- При этом, как правило, по причине быстрого обводнения соответствующих скважин не осуществляют бурение и выработку запасов нефти и вблизи нулевых нефтенасыщенных толщин у внешнего контура водонефтяного контакта (ВНК).
В основу настоящего изобретения положена задача повышения эффективности разработки краевой нефтяной оторочки за счет создания барьеров давления на уровне ГНК и ВНК.
Выполнение поставленной задачи достигается тем, что предлагаемый способ разработки краевой нефтяной оторочки нефтегазоконденсатный залежи включает бурение добывающих и нагнетательных скважин, отличается тем, что для исключения расформирования запасов нефтяной оторочки, а также активизации запасов нефти, начиная от нулевых нефтенасыщенных толщин, и вытеснения нефти в направлении к центру нефтяной оторочки создают барьеры давления на уровне газонефтяного (ГНК) и водонефтяного (ВНК) контактов. Создание барьеров давления осуществляют путем размещения барьерных рядов горизонтальных нагнетательных скважин с трассировкой стволов параллельно контурам ГНК и ВНК у внутреннего контура ГНК и внешнего контура ВНК соответственно, а также дополнительных барьерных рядов горизонтальных нагнетательных скважин на уровне ГНК и ВНК между внутренним и внешним контурами ГНК и внутренним и внешним контурами ВНК соответственно. В пределах нефтяной оторочки реализуют однорядные системы заводнения на основе горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин с размещением горизонтальных стволов на площади в шахматном порядке и трассировкой горизонтальных стволов параллельно контурам ГНК и ВНК. Горизонтальные добывающие стволы размещают в нефтяной и водонефтяной зонах вблизи кровли продуктивного пласта, а в подгазовой зоне с отступом вниз от уровня ГНК. Нагнетательные стволы размещают у подошвы продуктивного пласта. А также тем, что для доизвлечения остаточных запасов нефти, формирующихся за счет действия гравитационных сил у кровли пласта, выбывшие из эксплуатации из-за обводнения или загазования продукции добывающие скважины через 3-5 лет вводят в повторную эксплуатацию. А также тем, что в случае аномально низкого начального пластового давления закачку воды осуществляют с контролируемым уровнем перекомпенсации отбора флюидов закачкой воды путем поддержания забойного давления в нагнетательных скважинах с заданным превышением над начальным пластовым давлением, но ниже давления гидроразрыва пласта.
Способ осуществляют следующим образом.
- На основе бурения разведочных скважин, исследования кернов, проведения геофизических и гидродинамических исследований скважин, результатов 3D сейсмики строят 3D геологическую, а затем и 3D гидродинамическую модель рассматриваемой нефтегазоконденсатной залежи.
- С использованием 3D гидродинамической модели залежи исследуют альтернативные варианты разработки нефтегазоконденсатной залежи, включая нефтяную оторочку. В альтернативных вариантах варьируют числом добывающих и нагнетательных скважин и режимами их эксплуатации. Во всем остальном придерживаются принципов, лежащих в основе формулы изобретения. Как обычно, из исследуемых вариантов выбирают оптимальный по заданному технико-экономическому критерию.
- Согласно проектному варианту разработки осуществляют промышленную добычу нефти из нефтяной оторочки.
Для этого на уровне ГНК вблизи внутреннего контура ГНК бурят горизонтальные нагнетательные скважины с трассировкой стволов параллельно внутреннему контуру ГНК и аналогично на уровне ВНК вблизи внешнего контура ВНК бурят горизонтальные нагнетательные скважины с трассировкой стволов параллельно внешнему контуру ВНК с целью создания барьеров давления, исключающих расформирование запасов нефти в области газо- и водонасыщенности, а также активизации запасов нефти вблизи нулевых нефтенасыщенных толщин пласта у внутреннего контура ГНК и внешнего контура ВНК за счет вытеснения нефти в направлении к центру нефтяной оторочки (см. фиг.1). При значительной площади поверхностей ГНК и ВНК размещают дополнительные барьерные ряды горизонтальных нагнетательных скважин - на уровне ГНК, между внешним и внутренним контурами ГНК и параллельно им, а также на уровне ВНК, между внешним и внутренним контурами ВНК и параллельно им.
В пределах нефтяной оторочки реализуют однорядные системы заводнения из горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин. На площади продуктивности их размещают в шахматном порядке относительно друг друга с трассировкой горизонтальных стволов параллельно контурам ГНК и ВНК. Количество рядов нагнетательных и добывающих скважин зависит от площадных размеров оторочки в плане. Ближайшими к нагнетательным рядам скважин вблизи внутреннего контура ГНК и внешнего контура ВНК являются ряды горизонтальных добывающих скважин.
Стволы горизонтальных добывающих скважин размещают преимущественно у кровли продуктивного пласта, а горизонтальных нагнетательных скважин - у подошвы продуктивного пласта. При этом в подгазовой зоне размещение добывающих стволов осуществляют с отступом вниз от уровня ГНК.
С пуском в эксплуатацию, по мере разбуривания нефтяной оторочки, указанных систем из горизонтальных барьерных нагнетательных скважин, горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин начинают добычу нефти из нефтяной оторочки и закачку в пласт воды.
- Для нефтяных оторочек с аномально низким начальным пластовым давлением (что характерно, например, для ряда месторождений Восточной Сибири) закачку воды в предлагаемом способе целесообразно осуществлять с контролируемым уровнем перекомпенсации отбора флюидов закачкой воды. Например, за счет поддержания забойного давления в нагнетательных скважинах с заданным превышением над начальным пластовым давлением, но ниже давления гидроразрыва пласта.
- С начала процесса промышленной разработки нефтяной оторочки осуществляют мониторинг за показателями эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин с использованием традиционных методов контроля и исследования скважин и продуктивного пласта.
- Выбывшие из эксплуатации из-за обводнения или загазования продукции горизонтальные добывающие скважины целесообразно через 3-5 лет вводить в повторную эксплуатацию для доизвлечения остаточных запасов нефти, формирующихся у кровли пласта за счет действия гравитационных сил. Оптимальный период повторного запуска добывающих скважин в эксплуатацию устанавливается с учетом результатов расчетов на 3D газогидродинамической модели, а также по данным геофизического контроля изменения нефтенасыщенности в простаивающих и контрольных (наблюдательных) скважинах.
Пример реализации предлагаемого способа.
Рассматриваемый тип нефтегазоконденсатных залежей довольно распространен в Восточной Сибири. Предлагаемый способ разработки краевой нефтяной оторочки возник из нужд практики их освоения.
Рассматриваемая в примере нефтегазоконденсатная залежь характеризуется следующими исходными данными.
Начальное пластовое давление - 131 ат, пластовая температура - 9°С. Продуктивный пласт неоднороден по коллекторским свойствам. 3D секторная модель нефтяной оторочки имеет в плане размеры 6×7 км, в модели учитывается наличие газоконденсатной шапки и примыкающего водоносного пласта.
Продуктивный пласт имеет в модели трехслойное строение с толщинами прослоев в 5, 7 и 5 м соответственно. Прослои у кровли и подошвы характеризуются проницаемостью 500 мДарси, средний прослой имеет проницаемость 1 Дарси, средняя пористость - 15,3%. Относительные фазовые проницаемости по нефти, газу и воде приняты из условия, что коэффициенты вытеснения нефти водой для верхнего и нижнего прослоя равняются 0,74, для срединного - 0,8. Коэффициент вытеснения нефти газом для всех слоев составляет 0,625. Вязкость нефти в пластовых условиях - 5,2 сП, вязкость пластовой воды - 2 сП. Толщина нефтяной оторочки (между отметками ГНК и ВНК) - 12 м.
3
Добывающие скважины эксплуатируют при заданном дебите по жидкости - 500 м/сут. Нагнетательные скважины работают при ограничении на максимальное забойное давление в 150 ат. Добывающие скважины эксплуатируют до достижения одного из ограничений:
3
- дебит по нефти - 1 м/сут;
- обводненность добываемой продукции - 0,98;
3
3
- газовый фактор - 15 тыс. м/м.
Скважины, выбывающие из эксплуатации по достижении одного из отмеченных ограничений, один раз в каждые 5 календарных лет вновь вводятся в эксплуатацию.
Коэффициент использования добывающих скважин равен 0,8, а нагнетательных - 0,9. Прогнозные расчеты выполнены на 70 лет. Принято допущение, что все скважины вводятся в разработку одновременно, а газоконденсатная шапка не разрабатывается.
Исследованию подвернуто 2 варианта.
Вариант 1. Базовый, предусматривает реализацию традиционного барьерного заводнения, но на основе горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин. Длины горизонтальных стволов, расстояния между рядами и между скважинами в ряду составляют по 400 м. Сетки размещения скважин на площади и в разрезе представлены на фиг.2 и 3. Проекции горизонтальных стволов отмечены линиями на фиг.2 (и фиг.4) и кружками на фиг.3 (и фиг.5). При этом нагнетательные скважины обозначены стрелками, направленными наружу (фиг.2, 4) или вниз (фиг.3, 5), а добывающие - внутрь (фиг.2, 4) или вверх (фиг.3, 5).
Нагнетательные скважины эксплуатируются в режиме компенсации добываемых объемов флюидов в пластовых условиях объемами закачиваемой воды, но при забойных давлениях не выше 150 ат.
Вариант 2. Здесь реализуется предлагаемый способ разработки. Расположение скважин в плане представлено на фиг.4, а в профильном разрезе - на фиг.5.
Длины стволов скважин и расстояния между скважинами в ряду составляют по 600 м, между рядами - 400 м. Данное отличие от первого варианта связано с необходимостью их сопоставления при близком общем числе скважин. Так, в первом варианте добывающих скважин - 49 ед., нагнетательных - 48 ед. Во втором варианте - 45 и 50 соответственно. Общее число скважин по первому варианту составляет 97 ед., а по второму - 95 ед.
Нагнетательные скважины во втором варианте работают при заданном забойном давлении 150 ат, то есть допускается определенная перекомпенсация добываемых объемов флюидов в пластовых условиях объемами закачиваемой воды.
Результаты прогнозных расчетов представлены в табл.1 и 2. Анализ полученных данных позволяет отметить следующие характерные моменты.
- Предлагаемый способ разработки обеспечивает прогнозный КИН на уровне 53,3% против 44,5% согласно традиционному способу разработки или на 20% больше. При этом в сопоставляемых вариантах предлагаемый способ характеризуется меньшим числом добывающих скважин, что негативно сказывается на начальной величине суммарного дебита нефти. Кроме того, в обоих исследованных вариантах наблюдается положительный эффект от повторного ввода простаивающих скважин в эксплуатацию.
- Создание барьеров давления на уровне ГНК и ВНК, а также контролируемая перекомпенсация объемов отбираемых флюидов закачкой воды оправдывают себя с точки зрения прорывов газа из газоконденсатной шапки к забоям добывающих скважин. Сопоставление колонок с газовыми факторами в табл.1 и 2 показывает, что предлагаемый способ не проигрывает по данному показателю барьерному заводнению.
Таким образом, приведенные результаты прогнозных расчетов для рассмотренного примера подтверждают, что предлагаемый способ разработки краевой нефтяной оторочки нефтегазоконденсатной залежи позволяет повысить эффективность разработки таких объектов, включая достижение более высоких конечных коэффициентов извлечения нефти.