Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ГАЗОНЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ С ПОДОШВЕННОЙ ВОДОЙ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки газонефтяных залежей с подошвенной водой.

Газонефтяные залежи состоят из газонасыщенной части пласта, располагающейся в верхней сводовой части залежи, называемой газовой шапкой. Ниже газовой шапки залегает нефть и эту часть залежи часто называют нефтяной оторочкой, даже когда площадь нефтяной зоны больше площади газовой шапки. Под нефтяной оторочкой, как правило, имеется водоносная зона - зона подошвенной воды.

Известен способ разработки газонефтяных залежей с подошвенной водой путем опережающей разработки нефтяной оторочки и последующей разработки газовой шапки [Разработка и эксплуатация нефтегазоконденсатных месторождений [Ю.В. Желтов, В.Н. Мартос, А.Х. Мирзаджанзаде, Г.С. Степанова. М., «Недра», 1979 г., стр.13].

Недостатком данного способа разработки на режиме истощения пластовой энергии является невысокая эффективность добычи нефти, обусловленная быстрым снижением дебитов скважин, а также быстрым их обводнением подошвенной водой и «загазовыванием» скважин газом газовой шапки.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки газонефтяных залежей с подошвенной водой путем первоочередной разработки газовой шапки и отбора по крайней мере части газа с последующей совместной разработкой газовой шапки и нефтяной оторочки путем вскрытия последней добывающими и нагнетательными скважинами, закачки вытесняющего агента в нефтяную часть залежи и отбора нефти [Разработка и эксплуатация нефтегазоконденсатных месторождений / Ю.В. Желтов, В.Н. Мартос, А.Х. Мирзаджанзаде, Г.С. Степанова. М., «Недра», 1979 г., стр.8-12] (прототип).

Недостатком способа является невысокая эффективность добычи нефти, обусловленная утечками нефти в газовую шапку при снижении в ней давления при отборе газа.

Технический результат изобретения заключается в устранении указанных недостатков, а именно в повышении коэффициента нефтеотдачи при разработке залежей с подошвенной водой за счет более рационального использования подошвенных вод, снижения затрат на подготовку и закачку воды в пласт, а также в увеличении добычи газа и снижении обводненности добываемой продукции.

Необходимый технический результат достигается тем, что в известном способе разработки газонефтяной залежи с подошвенной водой путем первоочередной разработки газовой шапки газовыми скважинами и отбора по крайней мере части газа с последующей совместной разработкой газовой шапки и нефтяной оторочки путем вскрытия последней добывающими и нагнетательными скважинами, закачки вытесняющего агента в нефтяную часть залежи и отбора нефти, согласно изобретению, при начале отбора газа из газовой шапки осуществляют перепуск подошвенной воды в газовую шапку, перепуск подошвенной воды осуществляют с помощью скважины, в которой перфорирован интервал пласта в зоне подошвенной воды и в зоне газовой шапки, обеспечивают продвижение подошвенной воды вдоль газонефтяного контакта и создание барьера на газонефтяном контакте для сокращения перетока нефти в газовую шапку и внедрения подошвенной воды в нефтяную часть залежи, при этом регулируют объемы отбора газа и перепускаемой воды таким образом, что газонефтяной контакт поддерживают практически неподвижным; скважина для перепуска подошвенной воды может использоваться в качестве нагнетательной для закачки перепускаемой воды в нефтяной пласт на этапе разработки нефтяной оторочки; скважина для перепуска подошвенной воды может быть многозабойной с горизонтальными боковыми стволами, причем интервалы перфорации боковых стволов располагаются в зоне подошвенной воды в окрестности интервала перфорации добывающих скважин, предназначенных для разработки нефтяной оторочки; к перепускаемой воде могут подкачиваться другие жидкости, например полимерные растворы.

Существенными признаками способа являются:

1) Разработка газонефтяных залежей с подошвенной водой путем вскрытия газовой шапки газовыми скважинами, а нефтяной оторочки - добывающими и нагнетательными скважинами.

2) Первоочередная разработка газовой шапки с отбором по крайней мере части газа.

3) Отбор воды из зоны подошвенной воды.

4) Закачка (перепуск) отобранной воды из зоны подошвенной воды в газовую часть залежи при начале отбора газа.

5) Перепуск подошвенной воды осуществляют с помощью скважины, в которой перфорирован интервал пласта в зоне подошвенной воды и в зоне газовой шапки.

6) Обеспечение продвижения подошвенной воды вдоль газонефтяного контакта и создание барьера на газонефтяном контакте для сокращения перетока нефти в газовую шапку и внедрения подошвенной воды в нефтяную часть залежи.

7) Регулирование объема отбора газа и перепускаемой воды таким образом, что газонефтяной контакт поддерживают практически неподвижным.

8) Последующая закачка отобранной воды из зоны подошвенной воды в нефтяную часть залежи.

9) Закачка отобранной воды из зоны подошвенной воды в нефтяную часть залежи через ту же скважину, из которой отбирают воду.

10) Скважина для перепуска подошвенной воды может быть многозабойной, содержащей боковые стволы.

11) Отбор воды из зоны подошвенной воды в окрестности интервала перфорации добывающей скважины, предназначенной для отбора нефти.

12) Закачка дополнительного вытесняющего агента в нефтяную часть залежи и отбор нефти.

Признаки 1-2 являются общими с прототипом существенными признаками, а признаки 3-12 - отличительными существенными признаками изобретения.

Сущность изобретения заключается в следующем.

При разработке газонефтяных месторождений водоплавающего типа с первоочередной разработкой газовой шапки происходит падение пластового давления в газовой шапке, что вызывает течение нефти из нефтяной оторочки в газовую шапку. Данному обстоятельству способствует также подпор подошвенной воды. Нефть, перетекшую в газовую шапку в последующем извлечь очень сложно и обычно ее рассматривают как потерянную.

В предлагаемом способе производится отбор воды из водоносной подошвенной области и перепуск ее в газовую часть залежи с организацией горизонтального продвижения воды вдоль газонефтяного контакта (ГНК). Под действием гравитации вода будет стремиться двигаться вдоль ГНК, если перфорационные отверстия в скважине, через которую перепускают воду, также будут расположены вблизи ГНК, не намного выше его. Такой прием создает искусственный барьер (водяной) на границе газонефтяного контакта, сдерживающий перетоки нефти в газовую шапку за счет снижения фазовой проницаемости нефти. Перепуск воды обеспечивает также поддержание пластового давления в газовой шапке, что также способствует сокращению перетоков нефти, а отбор воды из зоны подошвенной воды снижает активность подошвенных вод и также снижает притоки воды в нефтяную оторочку. Регулируя объемы отборов газа и перепускаемой воды можно поддерживать ГНК практически неподвижным. Это позволит отбирать значительные объемы газа из газовой шапки, сводя перетоки нефти из оторочки в газовую шапку к минимуму. Скважины, обеспечивающие перепуск подошвенной воды целесообразно равномерно размещать по площади оторочки; количество их можно определить расчетами на моделях. Приближенным условием регулирования отборов, обеспечивающего практическую неподвижность ГНК, является примерное равенство объемов отбора газа и объемов перепускаемой воды. Более точно объемы отборов газа и перепуска воды определяются на моделях.

В предлагаемом способе при вводе в разработку нефтяной оторочки можно продолжить отбор воды из водоносной подошвенной области и перепуск ее в нефтяную часть пласта с организацией горизонтального вытеснения. При этом, как показывают исследования, целесообразно продолжить часть закачиваемой воды направлять в газовую шапку. Более того, в нагнетательной скважине целесообразно вскрыть и несколько метров водоносной подошвенной воды, что позволит минимизировать утечки нефти из нефтяной оторочки в подошвенную зону при организации закачки. Такой отбор и перепуск (закачку) можно произвести с помощью одной и той же скважины в наиболее предпочтительном варианте воплощения настоящего изобретения. При этом сокращаются затраты на водоподготовку, ликвидируется необходимость подъема воды на поверхность, т.е. сокращаются энергозатраты, сохраняется повышенная пластовая температура закачиваемой воды. Конечно, добытую воду можно извлекать на поверхность и закачивать в этот же или в другой горизонт, но этот способ менее эффективен. Закачку воды в нефтяной пласт можно осуществить через ту же скважину, из которой производится отбор воды. Для этого в скважине можно установить насос на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ), а интервал закачки ограничить установкой пакеров. Насосные трубы в интервале, ограниченном пакерами, должны быть перфорированы для обеспечения поступления отбираемой воды в нефтяной пласт. Расход перепускаемой воды можно регулировать за счет изменения производительности насоса, объемы перепускаемой воды целесообразно рассчитывать с помощью математических моделей с поиском оптимума.

При организации искусственного воздействия на пласт характер гидродинамических потоков в пласте существенно изменяется. Если при разработке на режиме истощения нефть вытеснялась за счет подъема водонефтяного контакта в вертикальном направлении, то при закачке воды (вытесняющего агента) в нефтяную часть пласта вытеснение в преобладающей степени происходит в горизонтальном направлении вдоль напластования. Искусственное воздействие на пласт обеспечивает рост пластовой энергии, более высокие дебиты скважин и более высокую нефтеотдачу. Вместе с тем и при искусственном воздействии на пласт конусы подошвенной воды продолжают развиваться. Это приводит к тому, что скважины обводняются интенсивнее, чем при разработке обычных залежей пластового типа, их приходится раньше отключать и нефтеотдача остается существенно меньше потенциально возможной. Особенно остро это проявляется на залежах с повышенной вязкостью нефти.

Наиболее предпочтителен вариант реализации способа с применением водозаборной-водонагнетательной скважины, имеющий интервал перфорации в зоне подошвенной воды в окрестности интервала перфорации скважины, предназначенной для отбора нефти. Если на 1 нагнетательную скважину приходится 2 или 3 добывающих, можно проложить боковые стволы к каждой из этих скважин.

При отборе подошвенной воды поблизости от ствола добывающей скважины снижается пластовое давление и условия для развития конуса подошвенной воды в значительной степени ликвидируются. Более того, может развиваться обратный конус нефти - в зависимости от уровня депрессий на пласт и координат интервалов перфорации. До прорыва воды, закачиваемой в соседнюю нагнетательную скважину и движущейся вдоль напластования, обводненность продукции добывающей скважины может снизиться вплоть до нуля. Предотвращая обводнение скважины подошвенной водой, можно добиться значительно большей нефтеотдачи нефтяной оторочки.

Выбор оптимальных параметров закачки/отбора, координат интервалов перфорации и местоположения интервала отбора воды из водоносной области можно осуществить с помощью математического моделирования.

Если активность водоносной зоны недостаточна, могут быть использованы дополнительные источники воды для организации воздействия на залежь.

Сущность изобретения поясняется чертежами, где:

Фиг.1 - Схема, показывающая принцип изобретения.

Фиг.2 - Схема размещения скважин.

Фиг.3 - Вариант с использованием водозаборно-нагнетательных скважин с боковыми стволами.

Способ осуществляется следующим образом.

На фиг.1 представлена схема разработки газонефтяной залежи с подошвенной водой, показывающая принцип осуществления предлагаемого изобретения, согласно которой разработку залежи начинают с разработки газовой шапки путем отбора газа газовыми скважинами. При этом залежь разбуривают также водозаборно-нагнетательными скважинами, в которых перфорирован пласт в водоносной подошвенной зоне и в зоне газовой шапки. Создают математическую модель залежи и рассчитывают оптимальный сценарий разработки. При отборе газа из газовых скважин через водозаборно-нагнетательные скважины начинается переток воды из зоны подошвенной воды в газовую шапку, который можно регулировать посредством установки в них насосов. После отбора определенного объема газа, начинают разработку нефтяной оторочки, разбуривая ее добывающими скважинами; отбор газа газовыми скважинами продолжают. В водозаборных скважинах также можно перфорировать пласт нефтяной оторочки и начинать закачку (перепуск) воды в нефтяной пласт. При необходимости бурятся также дополнительные нагнетательные скважины. Если активность водоносной зоны недостаточна, в залежь может закачиваться вода из других источников.

Примеры реализации способа.

Пример 1. На фиг.2 показана схема размещения скважин.

Пласт залегает на глубине 1000 м, насыщен нефтью вязкостью 300 мПа*с при пластовых условиях: температуре 30°С и давлении 10.5 МПа. Пласт сложен терригенными породами. Суммарная эффективная толщина нефтяного пласта 11 м, газового пласта - 22 м, начальная нефтенасыщенность 0.65, средняя пористость - 33%.

На данном элементе пробурили 1 газодобывающую скважину и начали отбор газа с ежегодным темпом 4% от начальных запасов газа. При этом были пробурены водозаборно-нагнетательные скважины, в которых перфорирован интервал пласта в зоне подошвенной воды и в зоне газовой шапки. Через 10 лет отбора газа приступили к разработке нефтяной оторочки, пробурив добывающие скважины и осуществив перфорацию нефтяной оторочки в водозаборно-нагнетательных скважинах. Отбор газа газовыми скважинами продолжали. Критерием окончания разработки в обоих случаях являлось достижение обводненности продукции значения 98%.

При реализации способа по прототипу осуществляли отбор газа в течение 10 лет, а затем разбурили элемент нагнетательными и добывающими скважинами и начали разработку нефтяной оторочки при продолжении отбора газа. Сопоставление результатов разработки по двум способам представлено в табл.1. Расчеты проводились с использованием коммерческого симулятора.

Из табл.1 следует, что реализация предлагаемого способа обеспечивает существенные преимущества по сравнению со способом по прототипу. Добыча нефти увеличилась на 23.5% за счет сокращения перетоков нефти в газовую шапку при росте объемов закачки воды всего на 0.4%, добыча жидкости сократилась на 4.1%. Добыча газа увеличилась на 1.3 млн. м³, или на 0.5%. Значительное увеличение добычи нефти при заметном сокращении добычи жидкости свидетельствует о том, что и обводненность добываемой продукции заметно снизилась, в том числе практически безводной нефти получено на 10% больше, чем по способу прототипа.

Пример 2. Элемент пласта имел такие же характеристики, что и в примере 1. Вместо вертикальных водозаборно-нагнетательных скважин в этом примере использованы скважины с двумя боковыми стволами, направленными практически перпендикулярно к горизонтальным добывающим скважинам, как показано на фиг.3.

Разработку элемента осуществляли так же, как и в примере 1. За счет регулирования отборов воды горизонтальными водозаборными стволами и регулирования дебитов добывающих скважин по сравнению с базовым вариантом накопленная добыча нефти увеличилась на 27.8%, добыча жидкости сократилась на 7.9%, соответственно снизилась обводненность добываемой продукции.

Пример 3. Элемент пласта имел такие же характеристики, что и в примерах 1 и 2. Разработку элемента осуществляли также как и в примере 1, однако на стадии разработки нефтяной оторочки в водозаборно-нагнетательные скважины периодически (раз в квартал) закачивали раствор полимера в объеме 1000 м³ с концентрацией полимера в растворе 0.5 кг/м³. По сравнению с базовым вариантом накопленная добыча нефти увеличилась на 32.9%, добыча жидкости сократилась на 11.6%, а добыча газа увеличилась на 3.9 млн. м³, или на 1.5%.

Из приведенных примеров видно, что преимуществом предлагаемого изобретения по сравнению с прототипом является улучшение технологических показателей разработки, а именно повышение коэффициента нефтеотдачи при разработке залежей с подошвенной водой за счет более рационального использования подошвенных вод, снижения затрат на подготовку и закачку воды в пласт, увеличение добычи газа и снижение обводненности добываемой продукции.