способ разработки нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей, включающий одновременную регулируемую добычу флюидов из различных частей залежи с ограничением перемещения газонефтяного контакта и сегрегированием выделяющегося из нефти растворенного газа в газонасыщенную часть залежи, создание депрессии и осуществление ее поддержания и контроля, отличающийся тем, что на скважинах, пробуренных в нефтенасыщенную часть залежи, создают максимально допустимую депрессию, при которой выделяющийся из нефти растворенный газ сегрегирует в газонасыщенную часть залежи, не поступая на забой скважин, а контроль депрессии производят путем замера газонефтяного фактора на скважинах, пробуренных в нефтенасыщенную часть залежи и/или путем поддержания среднего забойного давления в этих скважинах, равным пороговому значению забойного давления, определяемому в соответствии с выражением

P^*= P_o+ ln(^*/^o)^1/,

где ^o начальное значение коэффициента продуктивности по нефти, т/сут МПа;

P₀ начальное значение пластового давления, МПа;

^* пороговое значение коэффициента продуктивности по нефти, т/сут МПа;

a показатель, характеризующий степень снижения коэффициента продуктивности по нефти, 1/МПа.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при избыточном напоре законтурных вод осуществляют добычу нефти из нефтенасыщенной части залежи, газа из газонасыщенной и воды из водонасыщенной частей.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей.

Известен способ разработки нефтегазовых залежей (авт.св. СССР N 109945, 1957), предусматривающий создание непроницаемых барьеров на границах газонефтяного и/или водонефтяного контактов с целью предотвращения загазовывания и обводнения добывающих скважин.

Недостатком способа является быстрый прорыв газа или воды, так как они обходят искусственные перегородки в прискважинной зоне нефтедобывающих скважин.

Известен способ разработки нефтегазовой залежи, подстилаемой водой, предусматривающий одновременно-раздельный отбор посредством добывающих скважин газа, нефти и воды соответственно из газовой, нефтяной и водяной зон залежи с одновременной закачкой в залежь газа и/или воды посредством нагнетательных скважин [1]

Недостатком способа является деформация границ раздела нефть-газ, нефть-вода, в результате чего интервал перфорации скважины загазовывается или обводняется, а дебиты нефти резко падают. Отбор газа приводит к уходу нефти между добывающими скважинами в газовую часть пласта.

Известен способ разработки нефтегазовой залежи, предусматривающий закачку газа и/или воды в газовую и/или водяную зоны в область ухода нефти из нефтяной зоны пропорционально скорости ухода нефти из нефтяной зоны в смежные [2]

Недостатком способа является большая сложность определения зоны ухода нефти в смежные зоны, которую авторы предлагают устанавливать гидродинамическими расчетами с использованием двумерной математической модели. В условиях анизотропных пластов и фактической трехфазности и трехмерности фильтрации флюидов данный способ не обеспечивает точность и не исключает уход нефти из нефтяной зоны и ее потерь.

Известен способ разработки нефтегазовой залежи, предусматривающий отбор газа из газовой шапки, превышающий отбор нефти, пока газонефтяной контакт не достигнет уровня, на котором насыщенность нефтью газовой шапки равна остаточной насыщенности нефтью газовой шапки при вытеснении нефти водой из нефтяной части пласта [3]

Недостатком способа является деформирование поверхности в газовой шапке, на которой насыщенность нефтью равна остаточной нефтенасыщенности после вытеснения из пласта нефти водой из нефтяной части, в процессе перемещения нефтяного слоя в газовую шапку из-за образования переходной зоны выше текущего газонефтяного контакта (ГНК) вследствие понижения пластового давления и развития режима растворенного газа. Отбор газа приводит к уходу нефти в газовую шапку выше поверхности ГНК и потерям в нефтеотдаче.

Известен способ разработки нефтегазовой залежи, предусматривающий создание зоны с нефтенасыщенностью, равной остаточной при вытеснении нефти водой из нефтяной зоны, путем понижения газонефтяного контакта закачкой газа в газовую шапку и/или отбором нефти из нефтяной зоны на величину, достаточную для прохождения образования в результате закачки воды нефтяного вала по созданной зоне без выхода в газовую шапку. Закачку воды предусматривается осуществлять темпами, не допускающими выхода нефтяного вала в газовую шапку (авт.св. СССР N 143484А1, 1986).

Недостатком способа является неучет сил гравитации, под воздействием которых закачанная вода быстро опускается на подошву объекта или какой-либо другой хорошо выдержанный барьер и вызывает нерегулируемый подъем нефтяного слоя выше созданной зоны в газовую шапку, что сопряжено с перемещением поверхности газонефтяного контакта и необходимостью проводить массовые переносы интервалов перфорации в скважинах, а также ремонтные работы со спуском хвостовиков в случае загазовывания интервалов перфорации и, таким образом, с потерями нефти.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ разработки нефтегазовой залежи, предусматривающий одновременную регулируемую добычу флюидов из различных частей залежи с ограничением перемещения газонефтяного контакта [4]

Недостатком способа является отсутствие эффективного контроля за создаваемой депрессией на пласт в процессе разработки залежи. В связи с этим реализация данного способа сопровождается прорывами газа и воды к интервалам перфорации и выбытием добывающих скважин из эксплуатации.

С целью предотвращения вышеуказанных осложнений при разработке нефтегазовых и нефтеконденсатных залежей, предусматривающей одновременную регулируемую добычу флюидов из различных частей залежи с ограничением перемещения газонефтяного контакта, необходимо создавать на скважинах, пробуренных в нефтенасыщенную часть залежи, такую максимально допустимую депрессию, при которой выделяющийся из нефти растворенный газ сегрегирует в газонасыщенную часть залежи, не поступая на забой скважин. При этом необходимо осуществлять постоянный контроль за величиной депрессии путем замера газонефтяного фактора на скважинах, пробуренных в нефтенасыщенную часть залежи и/или путем поддержания среднего забойного давления в этих скважинах равным пороговому значению забойного давления, определяемого в соответствии с выражением:

P^*= P_o+ln(^*/^o)^1/ (1)

где ^o начальное значение коэффициента продуктивности по нефти, т (сутМПа); Р₀ начальное значение пластового давления, МПа;

^* пороговое значение коэффициента продуктивности по нефти, т (сутМПа); a показатель, характеризующий степень снижения коэффициента продуктивности по нефти, 1/МПа. Показатель, характеризующий степень снижения коэффициента продуктивности по нефти a является для каждого месторождения величиной постоянной, численно равной тангенсу угла наклона прямой, характеризующей зависимость между средними значениями депрессий (Р_пл - Р_з) по залежи и коэффициентом продуктивности по нефти, в полулогарифмических координатах, где Р_пл среднее пластовое давление по залежи, Р_з среднее текущее забойное давление по скважинам пробуренным в нефтенасыщенную часть залежи. Способ обеспечивает эффективную комплексную разработку залежи, полноту выработки запасов, а также предусматривает добычу законтурной пластовой воды при избыточном ее напоре, в том числе с целью извлечения из нее ценных компонентов, например йода, брома и т.п. Кроме того, реализация данного способа повышает эффективность добычи растворенного в нефти газа, который при регулируемой сегрегации в газонасыщенную часть залежи становится высоконапорным и может транспортироваться на значительные расстояния в отличие от низконапорного, добываемого совместно с нефтью.

На фиг. 1 изображена схема осуществления способа на примере нефтегазоконденсатной залежи со следующими геолого-физическими характеристиками:

Средняя глубина залегания, м 1502

Тип залежи Пластовая,сводовая

Тип коллектора Терригенный

Средняя общая толщина, м 100

Средняя газонасыщенная толщина, м 52,5

Средняя нефтенасыщенная толщина, м 22,8

Средняя пористость, доли ед. 0,32

Сжимаемость порового пространства, 1/МПа 510^-5

Средняя насыщенность нефтью (газом), доли ед. 0,87

Средняя проницаемость, мкм² 1,2

Пластовая температура,^oС 61

Начальное пластовое давление, МПа 14,9

Вязкость нефти в пластовых условиях,мПас 2,4

Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м³ 0,909

Объемный коэффициент нефти 1,29

Сжимаемость нефти, 1/МПа 10^-3

Давление насыщения нефти газом, МПа 14,8

Газосодержание нефти (газовый фактор), м³/т 61

Вязкость газа в пластовых условиях, мПас 0,018

Плотность газа в поверхностных условиях, т/м³ 0,0009

Содержание стабильного конденсата, г/м³ 13,685

Вязкость воды в пластовых условиях, мПас 0,549

Плотность воды в поверхностных условиях, т/м³ 1,03

Объемный коэффициент воды 1,00

Сжимаемость воды, 1/МПа 710^-4

Начальный коэффициент продуктивности по нефти, т/(сутМПа) 1,33

Показатель, характеризующий степень снижения коэффициента продуктивности по нефти, 1/МПа 0,46

Залежь состоит из газонасыщенной 1, нефтенасыщенной 2 и водонасыщенной 3 частей, разделенных контактами: газ-нефть (ГНК) и вода-нефть (ВНК). На многих нефтегазовых залежах газонасыщенные части (газовые шапки) содержат нефть, насыщенность которой по толщине газовой шапки изменяется от минимума в наивысшей точке газовой шапки до максимума на границе начальной поверхности ГНК. Подобные переходные зоны в пределах газовой шапки могут быть сформированы в процессе разработки нефтегазовой залежи, при этом существует такая поверхность газовой шапки, на которой насыщенность нефтью равна остаточной нефтенасыщенности после вытеснения из пласта нефти водой из нефтенасыщенной части залежи (зона Н). Это позволяет производить разработку нефтенасыщенной части, положение которой регулируется ниже поверхности, на которой насыщенность нефтью равна остаточной насыщенности при вытеснении нефти водой из нефтенасыщенной части.

Способ разработки нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей реализуется следующим образом. На залежи осуществляют одновременную регулируемую добычу, например, нефти из нефтенасыщенной части залежи 2 через добывающие скважины 6, газа из газонасыщенной части 1 через добывающие скважины 4.

Добыча флюидов оптимизируется с помощью трехмерного многокомпонентного математического моделирования на каждый момент, исходя из условий ограничения перемещения ГНК путем установления максимально допустимой депрессии на скважинах, пробуренных в нефтенасыщенную часть залежи. Максимально допустимую депрессию постоянно поддерживают в процессе добычи флюидов и контролируют ее величину. Для этого систематически производят замер пластового давления посредством пьезометрических скважин и устанавливают на скважинах, пробуренных в нефтенасыщенную часть залежи, такие забойные давления, которые обеспечивают максимально допустимую депрессию, при которой выделяющийся из нефти растворенный газ сегрегирует в газонасыщенную часть залежи, не поступает на забой скважины, ограничивая таким образом перемещение газонефтяного контакта.

Величину максимально допустимой депрессии контролируют двумя методами. Первый путем замера газонефтяного фактора на скважинах, пробуренных в нефтенасыщенную часть залежи. При этом значение газонефтяного фактора не должно превышать нормальное его текущее значение. В настоящем примере начальное пластовое давление Р₀ 14,9 МПа, забойное давление, соответствующее максимально допустимой депрессии, P^*= 14.75МПа. В процессе разработки, за три года, пластовое давление снижается до 14,7 МПа, при этом забойное давление, соответствующее максимально допустимой депрессии, составит 14,6 МПа, т.е. со временем, по мере увеличения газонасыщенности пористой среды и уменьшения нефтенасыщенной толщины, величина максимально допустимой депрессия уменьшается до 0,1 МПа.

По второму методу величину максимально допустимой депрессии контролируют путем поддержания среднего забойного давления в скважинах, пробуренных в нефтенасыщенную часть залежи, равным пороговому значению забойного давления, определяемому в соответствии с выражением (1). В настоящем примере начальное значение коэффициента продуктивности ^o = 1,33 т/(сутМПа), начальное пластовое давление Р₀ 14,9 МПа, пороговое значение коэффициента продуктивности (^*) снижается в процессе разработки в связи с уменьшением нефтенасыщенной толщины и через три года снизится до 1,16 т/(сутМПа), степень снижения коэффициента продуктивности = 0,46 1/МПа. Таким образом, определяемое в соответствии с выражением (1) пороговое значение забойного давления составит 14,6 МПа и, учитывая снижение за три года пластового давления до 14,7 МПа, максимально допустимая депрессия составит 0,1 МПа.

При значениях, больших устанавливаемой в соответствии с данным способом максимальной депрессии, происходит поступление части выделяющегося из нефти растворенного газа в скважины. Дальнейшая утилизация этого низконапорного газа связана с большими затратами, при этом сегрегация в газонасыщенную часть залежи оставшейся части выделяющегося из нефти растворенного газа не обеспечивает функцию эффективного регулирования положения газонефтяного контакта. При меньших значениях устанавливаемой в соответствии с данным способом депрессии происходит снижение дебитов скважин и соответственно к падению темпов разработки залежи в целом.

В том случае, когда на залежи напор законтурных вод избыточен, для эффективного регулирования положения нефтенасыщенной части залежи осуществляют одновременную регулируемую добычу нефти из нефтенасыщенной части 2 через добывающие скважины 6, газа из газонасыщенной части 1 через добывающие скважины 4 и воды из водонасыщенной части 3 через добывающие скважины 5. При этом при необходимости осуществляют закачку воды через нагнетательные скважины 7. Добыча всех компонентов, а также объем закачки оптимизируется с помощью трехмерного многокомпонентного математического моделирования на каждый момент исходя из условий установления максимально допустимой депрессии на скважинах, пробуренных в нефтенасыщенную часть залежи, при которой выделяющийся из нефти растворенный газ, не поступая на забой скважин, сегрегирует в газонасыщенную часть залежи.