способ разработки месторождений флюидов

Формула изобретения

Способ разработки месторождений флюидов, включающий заложение устьев добывающих и нагнетательных скважин в виде куста или батареи, бурение в массиве горных пород и крепление стволов вертикальных, наклонных и/или криволинейных скважин, вскрытие ими продуктивного пласта в заданных пунктах и разработку месторождения по всей площади или отдельными блоками, отличающийся тем, что добывающие и нагнетательные скважины каждого куста или батареи размещают в центральной части месторождения или разрабатываемого блока, так, чтобы их трассы прошли в зоне допустимых, за счет устранения опасности сдвигового нарушения обсадных колонн, значений горизонтальных подвижек массива горных пород, деформирующегося в процессе извлечения флюидов.

Описание изобретения к патенту

Изобретение в основном относится к области нефтяной и нефтегазовой промышленности, предназначено к использованию при выборе системы расположения эксплуатационных скважин в процессе подготовки к разработке месторождений нефти, газового конденсата и газа, а также других флюидов (подземных вод или твердых полезных ископаемых, переводимых в недрах в подвижное состояние).

Известен способ (система) разработки месторождений флюидов с равномерным (по квадратной или треугольной геометрической сетке) расположением скважин по площади месторождения [Гиматудинов Ш.К. и др. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, М., Недра, 1988, с.63].

Недостатки этого способа:

- высокая трудоемкость работ по обустройству буровых площадок и перемещению буровых установок;

- большие затраты на создание и обслуживание системы сбора флюидов;

- значительный ущерб от нарушения почвенного покрова;

- опасность загрязнения ландшафта продуктами деятельности (буровые растворы, выбросы, утечки флюидов и др.);

- высокая доля скважин с пониженным сроком эксплуатации вследствие деформации обсадных колонн: "Анализ промысловых материалов показывает, что деформация обсадных эксплуатационных колонн практически имеет место на всех без исключения разрабатываемых месторождениях нефти и газа" [Вяхирев Р.И., Коротаев Ю. П. , Кабанов И.И. Теория и опыт добычи газа. М., ОАО "Издательство "Недра". 1998, с.201].

Известен также способ разработки месторождений флюидов с неравномерным расположением скважин по площади месторождения. Возможны следующие варианты реализации этого способа [Гиматудинов Ш.К. и др. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. М., Недра, 1988, с.63]:

1. С расположением скважин цепочками или рядами, параллельными контуру нефтеносности залежи или ряду нагнетательных скважин, с неодинаковым расстоянием между скважинами в рядах и между рядами. Для этого варианта характерны все недостатки, присущие указанному способу с равномерным расположением скважин;

2. С батарейным расположением скважин. По этому варианту скважины размещают по кольцевой схеме в центральной части залежи на своде поднятия.

3. С расположением группы скважин на ограниченной площади месторождения в виде "куста".

Расположение скважин по батарейной и особенно кустовой схемам устраняет отрицательные последствия, связанные с равномерным или неравномерным размещением скважин по площади месторождения, обеспечивает возможность экономически оправданного ведения буровых работ в условиях заболоченной местности, сильно пересеченного рельефа, на акваториях. Однако основной недостаток таких схем размещения скважин, связанный с опасностью нарушения эксплуатационных колонн, остается. Объясняется это тем, что при выборе схемы размещения и положения трасс скважин не учитываются закономерности деформирования массива горных пород, проявляющегося в результате изменения внутрипорового давления флюида в продуктивном пласте.

В настоящем изобретении поставлена задача создания способа разработки месторождений флюидов с расположением эксплуатационных скважин, обеспечивающим снижение опасности нарушения обсадных колонн сдвиговыми внешними нагрузками в течение всего срока извлечения запланированного объема запасов. Поставленная цель достигается тем, что скважины каждого куста размещают в центральной части месторождения или разрабатываемого блока так, чтобы их трассы прошли в зоне допустимых значений горизонтальных подвижек массива горных пород, деформирующегося в процессе извлечения флюидов.

В дальнейшем изобретение поясняется описанием его сущности, примером его выполнения и сопровождающими чертежами, на которых показаны:

на фиг. 1 - известный способ разработки с равномерным и кустовым расположением эксплуатационных скважин;

на фиг.2 - предлагаемый способ разработки.

Сущность изобретения заключается в следующем. Из механики горных пород известно, что извлечение полезного ископаемого из недр сопровождается изменением напряженно-деформированного состояния вмещающего массива горных пород, что, в частности, проявляется в виде его деформаций, разрушений и сдвижений, в определенных условиях - вплоть до земной поверхности. Применительно к разработке нефтегазовых месторождений известны случаи, когда величина оседания земной поверхности достигала 12 м [Вяхирев Р.И., Коротаев Ю. П. , Кабанов Н.И. Теория и опыт добычи газа. М., ОАО "Издательство "Недра", 1998, с.202].

Снижение пластового давления приводит к увеличению эффективного напряжения в зернах твердой фазы пласта, их деформированию и, как следствие, к уменьшению толщины продуктивного пласта. Это в свою очередь вызывает изменение условий контактного взаимодействия продуктивного пласта с вышележащими породами, нарушает их равновесное состояние. Параметры деформирования подработанного породного массива зависят от геологического строения и структуры массива, свойств слагающих пород, глубины залегания, размеров и формы продуктивного пласта, его геометрических, физических и механических характеристик, способа и интенсивности разработки месторождения и некоторых других факторов. Однако для всех случаев свойственны общие закономерности проявления процессов деформирования, характеризуемые обычно так называемыми кривыми сдвижения [Горное дело. Энциклопедический справочник. Т.2. М., Углетехиздат, 1957, с.621]. На фиг.1 показано распределение кривых вертикального оседания 2 и горизонтального сдвижения (подвижек) 3 земной поверхности для условий разработки пласта горизонтального залегания 1. Там же дано распределение кривых сдвижения для промежуточного горизонтального сечения по высоте породного массива. Параметры и положение кривых сдвижения определяются углами сдвижения и степенью подработки, определяемой соотношением протяженности отрабатываемого пласта и расстояния от него до рассматриваемого горизонта или земной поверхности. Из фиг.1 видно, что максимальное оседание породной толщи 2 имеет место над центральной частью отработанной площади, а зоны максимального проявления горизонтальных составляющих сдвижения 3 занимают промежуточное положение между зоной максимального оседания и границами сдвижения массива горных пород. На состояние скважин (обсадных колонн и цементного камня) наиболее неблагоприятное воздействие оказывают горизонтальные составляющие сдвижения, вызывая их изгиб и сдвиг (срез). В наибольшей степени такие явления опасны на границах контакта более прочных пород вышележащей толщи с менее прочными нижележащими породами или в случае формирования свода разгрузки с отрывом пород свода разгрузки от вышележащего массива горных пород. При этом следует отметить, что если нейтрализация действующих на скважину при сдвижении пород осевых усилий сжатия или растяжения может быть в какой-то мере обеспечена посредством создания опорных или податливых конструктивных элементов, то создание средств противодействия горизонтальным подвижкам массива практически неосуществимо. При применении известных способов разработки с размещением вертикальных скважин 4 по площади месторождения или кустовом расположении наклонных скважин 5 значительная доля их попадает в зоны максимального развития горизонтальных подвижек массива (на фиг.1 заштрихованы).

Предлагаемый способ разработки осуществляют следующим образом. На стадии выделения объекта разработки помимо обычно учитываемых факторов [см. Гиматудинов Ш. K. и др. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. М. , Недра, 1988, с.61, 62] оценивают параметры деформирования продуктивного пласта и сдвижения массива горных пород в процессе извлечения флюидов на данном месторождении (блоке) по принятой технологии. Основные этапы такой оценки включают следующее (см. фиг.2):

- определение максимальной величины деформирования продуктивного пласта 1 вследствие извлечения флюидов;

- построение границ сдвижения массива горных пород 7 по характерным (обычно взаимно ортогональным) вертикальным сечениям по месторождению (блоку);

- выделение горизонта 8 возможного расслоения массива горных пород по его высоте:

1) на контакте нижней части породного массива с более прочной породной толщей;

2) по условиям формирования зоны деформирования породного массива над отрабатываемой площадью месторождения;

3) по данным нарушения обсадных колонн скважин, эксплуатируемых в аналогичных условиях;

- оценку величины максимального оседания нижней части породной толщи ₀ на горизонте возможного расслоения ее с верхней частью;

- оценку величины максимальной горизонтальной составляющей сдвижения горных пород на горизонте расслоения;

- построение эпюры распределения горизонтальных составляющих сдвижения горных пород на горизонте расслоения;

- установление зоны допустимых значений горизонтальных составляющих сдвижения А - Б на горизонте расслоения;

- распределение трасс эксплуатационных скважин: вертикальных 4 и наклонных 5 с заложением их в центральной части месторождения (блока), криволинейных 9 и 10 - с заложением их таким образом, чтобы устья располагались на одной со скважинами 4 и 5 буровой площадке, а трассы проходили через зону А - Б.

Пример расчета параметров заложения эксплуатационных скважин выполнен для одного из нефтеносных месторождений Севера Европейской части России, характеризующегося сложными почвенно-климатическими условиями производства буровых и коммуникационных работ.

Продуктивный интервал представлен девонскими отложениями со слабонаклонной антиклинальной покрышкой из плотного аргиллита. Характерный размер залежи l=3000 м. Глубина залегания H=3500 м. Эффективная толщина залежи h=75 м, пористость m= 15%. Технология разработки предусматривает первоначальную добычу нефти на режиме растворенного газа (газовый фактор 76 м³/м³, давление в коллекторе 35 МПа, давление насыщения 12 МПа) с переходом на режим добычи с заводнением по контуру залежи.

Вертикальное оседание кровли продуктивного пласта при снижении пластового давления определяется следующими факторами:

1) деформацией пласта вследствие перераспределения нагрузок на скелет и флюиды;

2) поперечными деформациями скелета пласта при снижении порового давления.

В общем случае применительно к условиям залегания нефтеносного пласта считают, что удельная нагрузка (горное давление) на горизонтальную площадку последнего р_горн уравновешивается следующим образом [Басниев К.С., Кочина И. П., Максимов В.М. Подземная гидромеханика. М., Недра, 1993, с.51, 52]:

p_горн = _ГgH = _эф+p, MПa, (1)

где _Г - средняя плотность пород налегающей толщи, кг/м³;

g - ускорение свободного падения, м/сек²;

H - глубина залегания, м;

_эф - эффективное напряжение на горизонтальной площадке скелета пласта, МПа;

р - пластовое (поровое) давление флюида, МПа.

Снижение пластового давления р, во-первых, как это следует из (1), приводит к увеличению напряжения на горизонтальной площадке скелета _эф, а во-вторых, частично снимает реактивное сопротивление со стенок пор твердой фазы пласта, деформируемых под действием напряжения _эф на величину градиента падения пластового давления.

В рассматриваемом случае эффективное напряжение в твердой фазе пласта при _Г = 2600 кг/м³; g=9,82 м/сек², Н=3500 м, р=35 МПа=3510⁶ Па в соответствии с (1) равно _эф = 54,4 МПа.

При снижении пластового давления до р₁=15 МПа напряжение в твердой фазе увеличивается до

Величина усадки пласта под действием дополнительной удельной нагрузки p составит



где _Z - деформация твердой фазы пласта в направлении оси Z;

Е- модуль Юнга материала продуктивного пласта, МПа.

Для породы, представленной глинистыми известняками, при коэффициенте пористости m=0,15 модуль Юнга E=0,1510⁴ МПа [Кобранова В.П. Петрофизика. М. , Недра, 1986, с.389, рис.161].

Тогда при h=75 м и р=20 МПа усадка пласта h=1 м.

В свою очередь деформации стенок пор в результате снижения пластового давления на p=20 МПа



Поперечная деформация твердой фазы пласта _Z в силу распределения напряжений-деформаций по А.Н. Диннику при коэффициенте Пуассона =0,45



а усадка кровли пласта вследствие проявления этих деформаций

h = _Zh = 0,021875 = 1,65 м. (5)

Таким образом, на основании оценки только упругих деформаций продуктивного пласта величина оседания его кровли равна

₀ = h+h = 1 м+1,65 м = 2,65 м. (6)

В реальных условиях в силу свойств пород и условий нагружения высока вероятность деформирования твердой фазы пласта за пределами пропорциональных отношений и . Поэтому рассчитанная величина оседания кровли пласта должна рассматриваться как минимальная и может быть скорректирована с учетом опытных данных и известных закономерностей сдвижения массива горных пород при подземной добыче твердых полезных ископаемых.

В рассматриваемом случае положение горизонта возможного расслоения определим по высоте свода разгрузки массива горных пород над отрабатываемой площадью. Для относительно равномерно слоистого массива осадочных пород высота свода разгрузки Н_р и эквивалентная ширина выработанного пространства l связаны зависимостью Н_p = 0,36l [Жуков В.В. Расчет элементов систем подземной разработки по фактору прочности. Л., Наука, 1977, с.82-84]. Тогда для изометричной залежи с характерным размером l=3000 м высота свода разгрузки массива H_р=1080 м.

Наибольшая величина горизонтальной составляющей сдвижения пород при пологом залегании месторождения осадочного типа равна [Горное дело. Энциклопедический справочник. Т.2. М., Углетехиздат, 1957, с.624]

₀ = (0,2-0,35)₀. (7)

Примем среднее ее значение ₀ = 0,28₀.

Тогда в данном случае ₀ = 0,282,65м = 0,74 м. Такая величина горизонтальной подвижки массива безусловно является опасной для состояния эксплуатационных скважин, поэтому выбор места их заложения в безопасной зоне является необходимой мерой. Данные о значении горизонтальных критических подвижек породного массива для эксплуатационных скважин отсутствуют, но можно предположить, что допустимая величина не должна превышать _д = 2-5 см, когда еще возможен, очевидно, ремонт скважины. Приняв _д = 3 cм, найдем (промежуточные расчеты не приведены), что зона А - Б (см. фиг.2), рекомендуемая для прохождения трасс скважин через опасный горизонт состояния породного массива, описывается около центральной вертикальной оси месторождения окружностью радиусом 110 м.

Схема размещения скважин 4, 5, 10, 11 по предлагаемому способу для условий рассматриваемого месторождения представлена на фиг.2.

Таким образом, по сравнению со способами размещения эксплуатационных скважин (вертикальных, наклонных и криволинейных) на площади месторождения по определенной сетке или в виде нескольких кустов предлагаемый способ размещения скважин обеспечивает:

- увеличение ресурса работы скважин за счет устранения опасности сдвигового нарушения обсадных колонн;

- сокращение трудоемкости и продолжительности подготовительных работ по бурению скважин в связи с производством их на одной площадке;

- снижение затрат на сооружение и эксплуатацию систем сбора продукции;

- более щадящее воздействие на объекты окружающей среды.