Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ОТОРОЧКИ И ПОДГАЗОВОЙ ЗОНЫ СЛОЖНО ПОСТРОЕННЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно к проблеме повышения эффективности разработки нефтяных оторочек и подгазовых зон газонефтяных, нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей, с предшествовавшим периодом добычи газа из газовой (газоконденсатной) шапки или без такового.

Известен способ разработки нефтяной оторочки краевого типа [RU 2442882 С1, МПК Е21В 43/20 (2006.01), опубл. 2012], осуществляемый на основе горизонтальных водонагнетательных и нефтедобывающих скважин с организацией барьерных рядов заводнения и поддержанием равновесия пластового давления на водонефтяном и газонефтяном контактах.

К недостаткам известного способа можно отнести, то, что для поддержания локального равновесия и минимизации образования конусов газа в подгазовой зоне и нефтяных оторочках необходимо бурение значительного числа барьерных скважин, что нецелесообразно с экономических позиций, а в случае прорыва газа в добывающую скважину и ее эксплуатации с высоким газовым фактором, либо при одновременной разработке нефтяной оторочки и газовой шапки, при помощи закачки воды невозможно поддерживать давление и предотвратить перемещение нефтяной оторочки в газовую шапку, так как подвижность воды существенно меньше подвижности газа и добытый объем пластового флюида невозможно компенсировать закачкой воды.

Известен способ разработки газоконденсатного месторождения с большим этажом газоносности с применением сайклинг-процесса [RU 2434123 С1, МПК Е21В 43/16, (2006.01), опубл. 2011]. Согласно изобретению процесс предполагает вскрытие присводовой части газовой залежи нагнетательными скважинами, вскрытие нижней части газовой залежи добывающими скважинами, осуществление сайклинг-процесса путем закачки сухого газа через нагнетательные скважины с одновременным отбором газоконденсатной смеси добывающими скважинами, а после завершения сайклинг-процесса вскрытие нагнетательными скважинами нижней части газовой залежи с последующим отбором газоконденсатной смеси.

Однако известный способ предназначен к реализации в газоконденсатных залежах без нефтяной оторочки (подгазовой зоны) и направлен на повышение коэффициента извлечения конденсата из свободного газа, но не на повышение коэффициента извлечения нефти из оторочки (подгазовой зоны), и применим только для газовых месторождений, обладающих большой продуктивной мощностью, где играют значительную роль гравитационные сегрегационные процессы.

Наиболее близким к предлагаемому способу является способ разработки нефтегазовых залежей [RU 2127801 С1, МПК 6 Е21В 43/00, опубл. 1999], основанный на поддержании пластового давления в нефтяной оторочке путем заводнения газонасыщенной зоны и закачки газа в водонасыщенную часть разреза пласта около водонефтяного контакта (ВНК).

К недостаткам известного способа можно отнести то, что закачка газа, осуществляемая в водоносную часть залежи, не обеспечивает режим испарения нефти в газ, что снижает коэффициент извлечения как нефти, так и конденсата, а кроме того, реализация способа требует большого количества нагнетательных скважин, половина из которых проходит через водонасыщенную зону пласта, что делает невозможным их использование при добыче и снижает маневренность фонда. Закачиваемый под ВНК «сухой» газ насыщается парами воды, и при прорыве в добывающие скважины создает проблемы с эксплуатацией оборудования, связанные с гидратообразованием и коррозией.

Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является разработка способа, обеспечивающего технологическую эффективность разработки нефтяных оторочек и подгазовых зон нефтегазоконденсатных, нефтегазовых или газонефтяных залежей посредством эксплуатации горизонтальными или вертикальными скважинами при одновременной и/или предшествующей добыче газа из газовой (газоконденсатной) шапки путем отбора газа с содержащимися в нем конденсатом и испаренной нефтью.

При осуществлении заявляемого технического решения поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в повышении эффективности извлечения продукции скважин (пластовых флюидов).

Указанный технический результат достигается тем, что способ разработки нефтяной оторочки подгазовой зоны сложно построенных залежей, отбор газа, нефти и конденсата, заключается в следующей последовательности действий: отбирают пробы нефти и/или газа, определяют компонентный состав отобранных проб и значение критического давления, при котором происходит испарение нефти в газ, затем для рассматриваемой залежи создают трехмерную геологическую и многокомпонентную фильтрационную модель продуктивного пласта, на основе которой осуществляют размещение добывающих и газонагнетательных скважин с определением проводки в зависимости от водонефтяного контакта и газонефтяного контакта. Нефтяную оторочку между уровнями водонефтяного и газонефтяного контактов разбуривают нагнетательными скважинами, в которые закачивают сухой газ, причем нагнетание сухого газа осуществляют с забойным давлением, превышающим критическое давление испарения нефти, определенное по результатам эксперимента, а газонасыщенную зону выше уровня газонефтяного контакта разбуривают добывающими скважинами, через которые добывают испаренную нефть совместно с газом и конденсатом.

Причинно-следственная связь между существенными признаками решения и заявляемым техническим результатом следующая.

Закачку газа в газонагнетательную скважину осуществляют непосредственно в нефтяную оторочку, и давление закачки превышает критическое, при котором происходит испарение изначально жидкой нефти из нефтяной оторочки (подгазовой зоны). Заявляемый способ обеспечивает как поддержание пластового давления, так и испарение нефти из нефтяной оторочки (подгазовой зоны) в сухой газ, с последующим отбором ее газодобывающими скважинами совместно с газовым конденсатом, что позволяет повысить коэффициент нефтеотдачи.

Способ поясняется иллюстративным материалом, где показано: а) - вид пласта в разрезе, б) - вид пласта в плане, где цифрами обозначено: 1 - кровля коллектора; 2 - газонефтяной контакт (ГНК); 3 - подошва коллектора; 4 - водонефтяной контакт (ВНК); 5 - добывающая скважина; 6 - газо-нагнетательная скважина; 7 - нефтяная оторочка; 8 - газонасыщенная зона (газовая шапка).

Способ осуществляют следующим образом.

Для нефтегазоконденсатной, газонефтяной или нефтегазовой залежи отбирают пробы нефти и/или газа, проводят эксперимент на хроматографе по определению компонентного состава пластовых флюидов и эксперимент по испарению пластовой нефти в сухой газ, постепенно поднимая давление, добавлением в ячейку, заполненную нефтью при пластовых давлениях и температуре, сухого газа. При этом осуществляется контроль за компонентным составом газовой и жидкой фазы в ячейке. Результатом эксперимента является значение критического давления, при котором происходит испарение нефти в газ и зависимость содержания испаренной нефти в газе от давления.

Затем для рассматриваемой залежи (с вовлеченными или планируемыми к освоению запасами газа газовой шапки) создают трехмерную геологическую и многокомпонентную фильтрационную модель продуктивного пласта. Выполняют адаптацию фильтрационной модели пласта по фактическим данным эксплуатации скважин и результатам контроля за процессом разработки залежи.

С помощью созданной и настроенной на результаты эксплуатации скважин фильтрационной и геологической модели пласта устанавливают текущую объемную конфигурацию нефтяной оторочки 7 (подгазовой зоны), то есть определяют положение поверхностей флюидальных контактов (газонефтяного 2 (ГНК) и водонефтяного 4 (ВНК)) на рассматриваемую дату разработки залежи.

С учетом текущих размеров нефтяной оторочки 7 и конфигурации флюидальных контактов осуществляют проектное размещение добывающих 5 и газонагнетательных скважин 6 с определением оптимальной проводки стволов скважин и расстояний от ВНК 4 и ГНК 2 для достижения оптимума по накопленной добыче нефти.

Нефтяную оторочку 7 (нефтенасыщенная зона), находящуюся между уровнями ВНК 2 и ГНК 4, разбуривают нагнетательными скважинами 6 согласно выбранной по результатам моделирования схеме разработки. Газонасыщенную зону 8, находящуюся выше поверхности ГНК 2, разбуривают добывающими скважинами 5 (либо в нефтяной части пласта под ГНК). Газонагнетательные скважины 6 располагают с отступом от ВНК 2, который выбирают заранее, исходя из результатов геолого-гидродинамического моделирования по максимальному времени эксплуатации до достижения заранее заданных ограничений по газонефтяному фактору или обводненности.

Затем в газонагнетательную скважину 6 осуществляют нагнетание сухого газа с забойным давлением, превышающим критическое давление испарения нефти, определенное по результатам эксперимента. Испаренную нефть в газообразном состоянии отбирают добывающей скважиной 5 совместно с газом и конденсатом.

В качестве примера процесса разработки на элементе нефтегазоконденсатной залежи с краевой нефтяной оторочкой рассмотрены четыре варианта.

Для проведения сопоставительного анализа создана 3D секторная геолого-гидродинамическая математическая модель с геометрией, соответствующей участку залежи, приуроченной к куполовидному поднятию. Модель включает газовую шапку, нефтяную оторочку и часть контактирующего с залежью водонапорного бассейна.

Исходные параметры пластовой системы приняты близкими к одному из нефтегазоконденсатных месторождений Западной Сибири (табл. 1).

Учитывалось изменение относительной проницаемости воды и нефти, газа и нефти в зависимости от изменения водо- и газонасыщенности зон пласта. Зависимости капиллярного давления на границе раздела фаз задавались в виде функций насыщенности. Процессы фазовых переходов нефти в газ моделировались с использованием математической модели, настроенной на лабораторные физико-химические исследования.

Граничным экономическим ограничением по переводу нефтедобывающих скважин под нагнетание газа является превышение обводненности продукции значения в 98% или достижение газового фактора 5000 м³/м³. Газодобывающие скважины отключаются при падении дебита газа ниже значения в 5000 м³/сут. Завершение прогнозных расчетов соответствует моменту отключения всех газодобывающих скважин. Возможно перед закачкой сухого газа в скважину осуществление предварительной добычы нефти из газонагнетательной скважины с последующим переводом ее под закачку при достижении газовых и/или водонефтяных факторов более заданных значений.

Исследованию подвергнуты следующие варианты, различающиеся по способу разработки нефтяной оторочки.

Вариант 1. Рассматриваемый участок нефтяной оторочки разрабатывается в режиме истощения пластовой энергии. Горизонтальные добывающие скважины с протяженностью горизонтального участка ствола 1500 м размещают в два ряда на расстоянии 100 м друг от друга и 300 м между рядами параллельно ГНК. Вскрытие перфорацией производят в нефтенасыщенной части разреза. Скважины эксплуатируют при депрессиях 50 кгс/см². Количество добывающих скважин - 22 ед.

Вариант 2. Аналогичен варианту 1 с той разницей, что скважины в последнем ряду, расположенном вблизи внешнего контура ВНК, являются нагнетательными и добавляют еще один ряд нагнетательных скважин в близости от ГНК. Количество добывающих скважин 11 ед., нагнетательных 22 ед. Добывающие скважины эксплуатируют при депрессиях 50 кгс/см², нагнетательные при репрессиях 100 кгс/см².

Вариант 3. Соответствует предложенному в патенте РФ №2127801, является прототипом заявляемого способа и аналогичен варианту 2 с той разницей, что стволы ряда, расположенного около ГНК, смещают непосредственно в газовую зону, а стволы ряда, расположенного около водонефтяного контакта смещают в воду и в них производят попеременную закачку воды и газа в равных по времени циклах. Количество добывающих скважин 11 ед., нагнетательных - 22 ед.

Вариант 4. Соответствует представленной схеме разработки. По числу и расположению скважин в плане аналогичен варианту 1, но один из рядов проходит через газовую зону пласта и отбирает газ с депрессией 10 кгс/см², а второй состоит из нефтедобывающих скважин с депрессией 50 кгс/см², которые переводят под закачку газа по достижению газового фактора в 5000 м³/м³ с репрессией в 100 кгс/см².

Сопоставление полученных результатов выполнено в рамках технико-экономического анализа показателей эффективности. Исходные данные представлены в табл. 1., сравнительные данные по рассматриваемым вариантам в табл. 2

По технологическим показателям разработки (величине коэффициента извлечения нефти (КИН), значению водонефтяного фактора (ВНФ)) вариант 3 является лучшим. Предлагаемый способ (вариант 4), обеспечивая близкие с вариантом 3 отборы нефти и конденсата, существенно превосходит его с экономических позиций.

Реализация рассматриваемой методики разработки нефтяной оторочки и подгазовых зон за счет испарения нефти в сухой газ позволяет повысить эффективность добычи нефти при продолжающейся добыче газа и конденсата, в том числе для частично истощенных нефтегазоконденсатных залежей.

Таким образом, результаты фильтрационных расчетов подтверждают, что предлагаемый способ позволяет обеспечить эффективный ввод в промышленную разработку нефтяных оторочек (подгазовых зон) нефтегазоконденсатных, газонефтяных и нефтегазовых залежей, а также повысить эффективность разработки нефтяных оторочек (подгазовых зон) при одновременном вводе нефтяной и газовой части.

Эффективность заявляемого способа обеспечивается за счет того, что в процессе испарения нефти задействуется весь ее объем, как гидродинамически подвижный, так и связный, что является значительным преимуществом по сравнению с вытеснением нефти водой или газом.