СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ГАЗОНЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Настоящее изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и может найти применение при разработке газонефтяных залежей, где добыча нефти сопряжена с риском прорыва газа из газовой шапки. Например, при разработке маломощных нефтяных оторочек высоковязкой нефти под газовой шапкой, когда между нефтяным и газонасыщенным интервалами пласта отсутствует надежная непроницаемая перемычка.

Известен способ [1] разработки газонефтяных залежей, в которых газовые, нефтяные и водоносные пласты разделены пластами непроницаемых пород, включающий бурение горизонтального ствола скважин в нефтяной части пласта и обсаженные ответвления с герметизацией затрубного пространства, направленные на пересечение непроницаемой перемычки, и вскрытие, в зависимости от типа скважины, газовой шапки или высоконапорного водоносного горизонта.

Способ позволяет сократить затраты на подъем пластовых флюидов на поверхность и продлить период фонтанной эксплуатации с помощью ответвления в газонасыщенную часть и создания естественного газлифта, тогда как ответвление в водоносный горизонт используется для вытеснения нефти из нефтеносного пласта и для повышения давления в нем. Недостатком способа является то, что он может применяться только в пластах с наличием непроницаемых перемычек, разделяющих газонасыщенную, нефтяную и водоносную части. При этом объемы добычи газа устанавливаются в зависимости от оптимального режима газлифтной эксплуатации. Данный способ не решает задачу по контролю за перемещением газонефтяного контакта (ГНК) и ограничению конусообразования газа из газовой шапки при разработке подгазовых залежей нефти, в которых газонасыщенная и нефтяная части гидродинамически связаны.

Известен способ [2] разработки газонефтяных месторождений, включающий бурение горизонтального ствола добывающей скважины в нефтяной части пласта и горизонтально-восходящего ответвления в той же скважине, пересекающего ГНК и вскрывающего газонасыщенный интервал пласта. Ответвление используется для создания естественного газлифта путем одновременной добычи флюидов из нефтяной части пласта и газа из газонасыщенной части.

Способ позволяет сократить затраты на подъем пластовых флюидов на поверхность и продлить период фонтанной эксплуатации. Недостатком способа является то, что объемы добычи газа устанавливаются в зависимости от оптимального режима газлифтной эксплуатации. Однако данным способом не решается задача контроля за перемещением газонефтяного контакта, что часто является более актуальным при разработке подгазовых залежей нефти, чем эффективность подъема жидкости на поверхность.

Задачей предлагаемого изобретения является возможность контроля перемещения ГНК для уменьшения интенсивности конусообразования газа из газовой шапки путем уменьшения развития градиента давления в вертикальном направлении в районе добывающей скважины при разработке подгазовых оторочек нефти за счет осуществления добычи газа из газовой шапки в заданных и контролируемых объемах, при этом добыча газа может осуществляться из одного или двух интервалов перфораций.

В итоге решение поставленной задачи позволяет продлить срок стабильной работы скважины и увеличить нефтеотдачу. Задача особенно актуальна для тонких оторочек высоковязкой нефти под газовой шапкой, когда относительная подвижность газа существенно выше, чем у нефти, что создает условия для быстрых прорывов газа в добывающие скважины. Кроме того, способ предполагает одновременную добычу нефти и газа в необходимых и контролируемых объемах, что позволяет оптимизировать затраты на подъем флюидов за счет естественного газлифта.

Поставленная задача решается тем, что в способе разработки газонефтяных залежей, включающем бурение горизонтального ствола добывающей скважины в нефтяной части пласта и горизонтально-восходящего ствола, пересекающего газонефтяной контакт, перфорацию эксплуатационной колонны с вскрытием нефтяной части и газовой шапки, подъем пластовых флюидов на поверхность за счет естественного газлифта, осуществляют перфорацию эксплуатационной колонны в газовой шапке в двух противоположных частях скважины в пределах отдельно взятого пласта, управление перетоками газообразных и жидких флюидов в скважине между различными интервалами перфораций выполняют с помощью регулируемых с поверхности перепускных устройств, при этом добычу газа в заданных контролируемых объемах осуществляют независимо как по заколонному пространству, так и по насосно-компрессорной трубе для создания газлифтного режима подъема жидкости на поверхность, при этом решают задачу контроля перемещения газонефтяного контакта, когда добыча газа создает в газовой шапке воронку депрессии над районом добычи жидких флюидов в нефтяной части, тем самым поддерживая стабильность газонефтяного контакта с отсрочкой времени формирования конуса газа, при этом ствол скважины в нефтяной части проводят на расстоянии от газовой шапки не менее ¹/₂ толщины нефтяной части.

В случае если горизонтально-восходящий ствол в газовую шапку не бурится, добыча газа из газовой шапки осуществляется только через один интервал перфорации, при этом добытый газ поднимается по заколонному пространству, а часть газа допускается в насосно-компрессорную трубу через регулируемое перепускное устройство для создания естественного газлифтного режима.

Вместо горизонтально-восходящего ствола есть возможность пробурить дополнительную скважину для добычи газа в газонасыщенной части пласта, непосредственно над районом добычи нефти или со смещением до ¹/₂ расстояния между нефтяными добывающими скважинами.

На фиг.1 изображена схема реализации способа. По способу осуществляется бурение горизонтальных скважин, состоящих из наклонно-направленного участка 1, горизонтального участка 2, расположенного в нефтяной части пласта на расстоянии от ГНК не менее ¹/₂ толщины нефтяной части h, горизонтально-восходящего участка 3, пересекающего ГНК 13 и углубляющегося в газонасыщенную часть пласта. Затрубное пространство эксплуатационной колонны изолируют пакерами 10 и 11 с целью недопущения перетоков флюидов по затрубному пространству из газонасыщенной части пласта в нефтенасыщенную и наоборот. Осуществляют перфорирование эксплуатационной колонны 4 в нефтяной части для добычи жидких флюидов, а также выше ГНК, через интервалы перфорации 5 и 6 для отборов газа из газовой шапки, интервал перфорации 5 - на наклонно-направленном участке 1, интервал перфорации 6 - на горизонтально-восходящем участке 3, при этом затрубное пространство 12 изолируют пакером 10 от остального объема скважины, тогда как добыча газа в районе 6 осуществляется по той же насосно-компрессорной трубе (НКТ) 9, что и добыча флюида в районе перфораций 4. Для регулирования расхода газа устанавливают специальные регулирующие перепускные устройства 7 и 8.

Заявленный способ разработки газонефтяной залежи заключается в отборе флюида из нефтяной части пласта через перфорации 4 одновременно с отбором газа из газонасыщенной части через перфорации 5 и 6, при этом объемы добычи газа через перфорации 6 устанавливаются в размере, достаточном для достижения оптимального газлифтного режима подъема пластовых флюидов на поверхность через НКТ 9, и контролируются дистанционно с поверхности перепускным устройством 8 и, при необходимости, перепускным устройством 7, в то время как добыча газа в районе 5 осуществляется по заколонному пространству 12 в объемах, позволяющих создать воронку депрессии в газовой шапке с целью уменьшить интенсивность формирования конуса газа из газовой шапки в районе добычи жидких флюидов 4.

В начале своей эксплуатации скважина, распложенная в подгазовой области, добывает нефть без газа. При снижении забойного давления (например, с целью увеличения дебита) происходит продвижение поверхности ГНК к скважине. Известно, что существует дебит, называемый критическим [3], при котором градиент давления между стволом скважины и ГНК становится значительным, и происходит быстрый прорыв газа, что, в свою очередь, может привести к тому, что скважина перестанет добывать нефть.

Необходимый технический результат заявленного способа заключается в том, что одновременная добыча нефти из нефтяной части пласта и газа из газовой шапки в том же районе уменьшает развитие градиента давления в вертикальном направлении. При этом подбирается такой режим добычи газа, зависящий от геолого-физических характеристик пласта и флюидов, чтобы в газовой шапке непосредственно над скважиной создавалась область пониженного давления, сопоставимая с величиной депрессии в нефтяной части. В этом случае в районе ГНК наблюдается граница с нулевым (или близким к нулевому) вертикальным градиентом давления, в результате чего перемещения ГНК и, как результат, формирования конуса газа не происходит.

В реальной ситуации ввиду несовершенства геометрии сетки, неоднородности свойств пласта и нестабильности режима работы скважин прорыв газа может происходить, но с задержкой в сравнении с вариантом без добычи газа. После того, как конус газа прорвался, дальнейшая добыча газа оказывает значительно меньшее влияние на сдерживание конусообразования, поэтому для сохранения энергетической составляющей газовой шапки после прорыва имеет смысл добычу газа ограничить.

Одновременная добыча нефти и газа по одной НКТ позволяет сократить затраты на подъем пластовых флюидов на поверхность за счет естественного газлифта. Кроме того, при определенных условиях, в призабойной зоне пласта (ПЗП) может происходить смешение нефти и газа, что приводит к снижению вязкости нефти и повышению продуктивности скважины.

Для каждого конкретного набора характеристик пласта и расположения скважин режим работы скважин подбирается индивидуально с использованием гидродинамического моделирования. Развитие конуса газа можно контролировать по параметру газожидкостного фактора добываемой продукции. Основные параметры, влияющие на эффективность способа: величина относительной фазовой проницаемости (ОФП) по газу, анизотропия проницаемости, отступ ствола скважины от ГНК, параметры системы поддержания пластового давления (ППД), величина критической газонасыщенности, абсолютная проницаемость пласта.

Способ может применяться и в случае, когда горизонтально-восходящее ответвление 3 в газовую шапку не бурится, при этом добыча газа из газовой шапки осуществляется только через один интервал перфорации 5, большая часть добытого газа поднимается по заколонному пространству 12, при этом некоторая часть допускается в НКТ 9 через регулируемое перепускное устройство 5 для создания естественного газлифтного режима (фиг.1). В этом варианте контролировать перемещение ГНК в процессе добычи нефти сложнее, поскольку добыча газа осуществляется только через один интервал перфорации, и воронка депрессии в газовой шапке создается менее равномерная.

Способ может применяться и в случае, когда вместо горизонтально-восходящего ответвления 3 бурится дополнительная скважина в газонасыщенной части пласта для осуществления добычи газа непосредственно над районом добычи нефти 4 или со смещением до ¹/₂ расстояния между нефтяными добывающими скважинами. В этом варианте перемещение ГНК контролируется более эффективно, поскольку газовая скважина размещается в пласте оптимальным образом с целью создания равномерной воронки депрессии в газовой части пласта. Наиболее оптимальное положение газовой скважины с точки зрения контроля за перемещением ГНК 13 - непосредственно над интервалом перфорации 4 нефтяной скважины (фиг.1). Однако с целью оптимизации количества газовых скважин и, соответственно, снижения затрат на их строительство газовые скважины могут буриться со смещением до ¹/₂ расстояния между нефтяными добывающими скважинами, что позволяет уменьшить число газовых скважин.

Результаты численного моделирования

Количественному анализу проблемы прорыва газа из газовой шапки в нефтяную добывающую скважину, а также применению горизонтальных скважин в подгазовых оторочках посвящен ряд работ [4, 5, 6] и др. Точное математическое решение не было получено, однако в настоящее время существует понимание основных принципов процесса фильтрации флюида в пластах с газовой шапкой.

Наиболее полноценным способом оценить эффективность способа до опытно-промышленных работ на месторождении является его численное моделирование. В композиционном неизотермическом симуляторе CMG STARS подготовлена секторная гидродинамическая модель, геолого-физические свойства продуктивной части взяты на примере Русского газонефтяного месторождения, пласты ПК [7]. Основные особенности модели в соответствии с ожидаемыми эффектами, которые необходимо воспроизвести [8]:

- псевдокомпозиционная - учитывает растворения газа в нефти и наоборот;

- неизотермическая - учитывает изменение вязкости при изменении температуры в результате расширения газа или закачки агентов в системе ППД;

- локальное неравномерное измельчение сетки для детального моделирования конуса газа (фиг.2), размер ячеек от 0.8 м - снижена численная ошибка, повышена устойчивость расчетного алгоритма;

- размер модели ~300 тыс. активных ячеек, в т.ч. около 150 тыс. - локальное измельчение;

- контроль газового фактора на забое - доля газа на приеме насоса не должна превышать 75% (техническое ограничение на ЭЦН с учетом газосепаратора);

- симметрия относительно границ модели - оптимальные граничные условия.

В модели работают две добывающие скважины в одном ряду, пятки горизонтальных стволов разведены в противоположные направления. Реализована неоднородность по проницаемости. При прорыве газа из газовой шапки установлен автоматический контроль работы скважин по забойному давлению, при этом, чем интенсивнее прорыв, тем дольше затем скважина находится в «накоплении».

Таким образом, можно сделать следующий вывод: созданная синтетическая модель учитывает все основные эффекты при анализе поставленной задачи. Модель также легко адаптируется для условий Восточно и Западно-Мессояхского, Северо-Комсомольского, Ван-Еганского месторождений - крупнейших месторождений высоковязкой нефти в Западной Сибири.

Очевидно, что главным фактором, определяющим риски прорыва газа из газовой шапки, является расстояние от ГНК до ствола добывающей скважины. В процессе численного моделирования рассмотрены 3 набора расчетов, так называемые кейсы: кейс «Русское» (мощность оторочки h=60 м), кейс «Мессояхское» (h=27 м) и кейс «Ван-Еганское» (h=12 м). Выполнено большое число расчетов, в которых варьируются параметры пласта, конструкция и расположение скважин, технологические режимы добывающих и нагнетательных скважин.

Ствол скважины в моделях располагается в середине нефтенасыщенного интервала, т.е. расстояние до ГНК вдвое меньше мощности нефтяной оторочки. Результаты расчетов нужно интерпретировать в первую очередь по этому показателю - например, кейс «Мессояхское» может быть представительным для Русского месторождения в случае, когда расстояние от ГНК до скважины составляет около 15 м.

В случае работы добывающих скважин на истощении без одновременной добычи газа можно наблюдать особенности формирования конуса газа из газовой шапки.

При малых дебитах наблюдается сохранение стабильной и ровной контактной поверхности ГНК, которая несущественно двигается вниз в процессе снижения пластового давления и расширения газовой шапки.

При рентабельных дебитах ГНК становится нестабильным еще в самом начале эксплуатации, происходит быстрое формирование языка газа. Поскольку эксплуатация идет при давлении ниже давления насыщения, из-за увеличения относительной фазовой проницаемости (ОФП) по газу развитие конуса ускоряется, когда соединяются области выделившегося газа вокруг ствола (неподвижного в силу наличия критической газонасыщенности) и собственно конуса газа. Отмечается склонность к образованию одного основного языка вместо нескольких мелких, двигающихся параллельно.

Контроль перемещения ГНК осуществляется путем добычи газа из газовой шапки в районе добывающей скважины. Подбирается такой режим добычи газа, чтобы непосредственно над нефтяной добывающей скважиной создавалась область пониженного давления, сопоставимая с величиной депрессии в нефтяной части. В этом случае в районе ГНК наблюдается граница с нулевым (или близким к нулевому) градиентом давления, в результате чего перемещения ГНК и, как результат, конусообразования газа не происходит или происходит с существенной задержкой.

Лучше всего эффект от замедления развития конуса газа проявляется в кейсе «Мессояхское» при работе на истощении. На фиг.3 представлены динамика добычи нефти (в целом по модели) для 3-х вариантов: без добычи газа, с добычей газа в объеме 30 тыс. м³/сут, с добычей газа в объеме 100 тыс. м³/сут. Средняя проницаемость пласта в данных вариантах составляет 350 мД.

Отметим, что в данных вариантах отбор газа в 30 тыс. м³/сут с точки зрения энергетики пласта почти не оказывает влияния на дебиты в течение 2-х лет. Затем наблюдается прирост добычи нефти за счет того, что формирование конуса газа происходит с задержкой. В относительных цифрах КИН прирост в сравнении с вариантом без добычи газа за 10 лет составил 24%.

В варианте с дебитом газа 100 тыс. м³/сут прорывы газа не происходят. Однако дебит газа оказался слишком большим, давление в районе добычи значительно снизилось от начального, в результате чего накопленная добыча существенно ниже, чем в варианте с меньшими объемами добычи газа или без добычи газа. Этот пример является показательным в том смысле, что для каждого конкретного набора характеристик пласта и расположения скважин режим их работы необходимо подбирать индивидуально.

После того как конус газа все-таки прорвался, дальнейшая добыча газа оказывает значительно меньшее влияние на сдерживание конусообразования. Чтобы не снижать энергетическую составляющую газовой шапки, после прорыва имеет смысл добычу газа ограничить.

Закачка воды в процессе поддержания пластового давления также оказывает позитивное влияние на сдерживание конусообразования газа. Например, на фиг.4 приведено сравнение накопленной добычи нефти по вариантам: добыча нефти, добыча нефти с одновременной добычей газа, добыча нефти с ППД (кейс «Ван-Еганское»).

Видно, что в долгосрочной перспективе ППД позволяет получить больше нефти, чем при способе одновременной добычи нефти и газа. Однако эти методы не являются конкурирующими. Добыча газа оказывает сдерживающие влияние на конусообразование газа в начальный период работы добывающих скважин, т.е. в то время, когда эффект ППД еще не ощущается. После того как вода от нагнетательных скважин достигает добывающих (в пласте с высоковязкой нефтью это происходит быстро), влияние добычи газа снижается. Таким образом, предлагаемый способ является эффективным инструментом для повышения нефтеотдачи нефтяных подгазовых оторочек, в том числе при действующей системе ППД.

В качестве примера рассмотрим кейс «Ван-Еганское» - варианты с ППД, а также ППД с одновременной добычей нефти и газа (фиг.5). Добыча газа в условиях ППД существенно снижает конусообразование - накопленная добыча нефти уже через 1-2 года на 25% превышает вариант с ППД без добычи газа. При этом нужно понимать, что эффективность закачки воды в данных случаях несколько идеализирована. Симулятор не учитывает вероятное образование червоточин и развитие кинжальных прорывов воды в условиях слабосцементированного коллектора и высоковязкой нефти, что может завышать эффективность закачки. Таким образом, в реальности положительное влияние добычи газа может оказаться еще более существенным.

После прорыва воды от нагнетательной скважины насос справляется с повышенными объемами добычи газа, поскольку газожидкостное соотношение на приеме насоса становится допустимым. Через некоторое время после прорыва воды газожидкостное соотношение начинает уменьшаться. Это можно использовать как показатель переориентации депрессии в нефтяной части пласта и уменьшать или прекращать добычу газа из газовой шапки. Есть существенный потенциал в оптимизации предлагаемого способа с помощью технологического режима работы добывающих и нагнетательных скважин. Например, различные объемы добычи газа или уровень компенсации закачкой в разные периоды. Это также оказывает влияние на общую добычу газа.

Для оценки устойчивости способа к геолого-физическим условиям выполнены расчеты в рамках анализа чувствительности. В частности, чем меньше ОФП по газу, тем меньше вероятность конусообразования. При этом эффект поддержки газовой шапкой давления в пласте не уменьшается. Таким образом, для каждого конкретного набора характеристик пласта возникает задача подбора корректного объема добычи газа - необходимо найти баланс между уровнем снижения давления и замедлением формирования конуса.

Анизотропия проницаемости также влияет на скорость формирования конуса. За счет более высокой горизонтальной проницаемости соответствующая составляющая притока будет больше, поэтому формирование депрессионной воронки в сторону ГНК происходит в меньшей степени, чем в изотропной среде. Кроме того, благодаря анизотропии происходит отбор жидкости из более отдаленных областей пласта. Другие параметры, влияющие на эффективность метода: отступ ствола скважины от ГНК, параметры системы ППД, величина критической газонасыщенности, проницаемость.

Расчеты показали, что представленный способ разработки нефтяных оторочек газонефтяных и нефтегазовых залежей является наиболее эффективным для нефтяных оторочек малой толщины. Тем не менее, очевидно, что он может применяться и в других характерных ситуациях:

- зоны уменьшенных (малых) толщин нефтяной оторочки;

- эксплуатация приконтактных пропластков в случае наличия двух и более пропластков в разрезе;

- несовершенство проводки горизонтального ствола, в результате чего одна часть ствола может быть существенно ближе к ГНК, чем остальная часть ствола.

Таким образом, в том или ином масштабе способ может быть применен как на этапе проектирования, так и на этапе оптимизации разработки большого числа газонефтяных и нефтегазовых месторождений.

Отличительными признаками заявленного изобретения являются следующие признаки:.

Перфорация (вскрытие) эксплуатационной колонны в газовой шапке осуществляется в двух противоположных частях скважины в пределах отдельно взятого пласта для возможности осуществления добычи газа через один или два интервала перфорации.

Управление перетоками газообразных и жидких флюидов в скважине между различными интервалами перфорации выполняют с помощью регулируемых с поверхности перепускных устройств. Конструкция содержит два независимых и взаимозаменяемых перепускных устройства, регулируемых с поверхности, которые позволяют осуществлять одновременную добычу нефти и газа по одной НКТ в необходимых объемах для сокращения затрат на подъем пластовых флюидов на поверхность за счет естественного газлифта.

Добычу газа в заданных контролируемых объемах осуществляют независимо из одного или двух интервалов вскрытия газовой шапки, расположенных в противоположных концах скважины в пределах целевого продуктивного пласта, что позволяет создать более равномерную воронку депрессии в газовой шапке и, таким образом, более эффективно контролировать перемещение ГНК, продлевая срок стабильной работы скважины.

Независимо и одновременно решают задачу контроля перемещения ГНК и задачу снижения затрат на подъем пластового флюида на поверхность за счет естественного газлифта.

Бурение горизонтального участка скважины в нефтяной части осуществляется на расстоянии не менее ¹/₂ от толщины нефтяной части.

Горизонтально-восходящее ответвление в газовую шапку может не буриться, при этом добыча газа из газовой шапки осуществляется только через один интервал перфорации, большая часть добытого газа поднимается по заколонному пространству, при этом некоторая часть допускается в НКТ через регулируемое перепускное устройство для создания естественного газлифтного режима.

Вместо горизонтально-восходящего ответвления может буриться дополнительная скважина в газонасыщенной части пласта для осуществления добычи газа, непосредственно над районом добычи нефти или со смещением до ¹/₂ расстояния между нефтяными добывающими скважинами.

Использованная в способе совокупность существенных признаков позволяет решить поставленную задачу контроля перемещения газонефтяного контакта для уменьшения интенсивности конусообразования газа из газовой шапки.

Заявленный способ является наиболее эффективным при разработке нефтяных оторочек малой толщины, а также газонефтяных месторождений высоковязкой нефти. Тем не менее он может применяться и в других характерных случаях: эксплуатация приконтактных запасов нефти в случае наличия двух и более нефтенасыщенных пропластков в разрезе; для нивелирования несовершенства проводки горизонтального ствола скважины, в результате чего одна его часть может быть существенно ближе к ГНК, чем остальная часть, тем самым увеличиваются риски конусообразования.

Таким образом, в том или ином масштабе способ может быть применен как на этапе проектирования, так и на этапе оптимизации разработки большого числа газонефтяных месторождений.

Способ позволяет осуществлять добычу газа в существенных объемах, которые могут использоваться для собственных нужд, например, генерации электроэнергии, либо продаваться. Кроме того, добываемые объемы газа могут использоваться для внедрения энергоемких методов увеличения нефтеотдачи, например, тепловых методов воздействия на пласт на месторождениях высоковязкой нефти, где газ используется для нагрева воды.

Использованные при составлении заявки источники

1. Патент РФ №2260681, МПК E21B 43/12, опубл. 20.09.2005 - аналог.

2. Патент SU №1818466, A1 E21B 43/12, 43/00, опубл. 30.05.1993 - прототип.

3. Muskat, M., Wyckoff R.D. An Approximate Theory of Water Coning in Oil Production. // Transcripts AIME, 114. - 1935.

4. Chaperon, I. Theoretical Study of Coning Toward Horizontal and Vertical Wells in Anisotropic Formations: Subcritical and Critical Rates. // SPE 15377. - 1986.

5. Dikken, B.J. Pressure Drop in Horizontal Wells and its Effect on Production Performance. // Journal of Petroleum Technology, pp.1426-1433. - 1990.

6. Butler, R.M. Gravity Drainage to Horizontal Wells. // Journal of Canadian Petroleum Technology, 31. - 1992.

7. Эдельман И.Я., Иванцов Н.Н., Шандрыгин А.Н., Макаров Е.М., Закиров И.С. Подходы к разработке месторождений высоковязкой нефти в арктических условиях на примере Русского месторождения. // SPE 149917. - 2011.

8. Иванцов Н.Н., Стрекалов А.В. Особенности численного моделирования разработки месторождений высоковязкой нефти. // Нефтяное хозяйство. - 2013. - №5. - С.69-73.