способ разработки месторождения нефти

Формула изобретения

1. Способ разработки месторождения нефти, включающий вскрытие продуктивного пласта эксплуатационными скважинами, извлечение нефти и подъем ее на поверхность за счет пластовой энергии или механизированными способами, отличающийся тем, что разработку месторождения нефти осуществляют первоначально разобщенными блоками первой очереди с их параметрами по числу, ширине и протяженности, обеспечивающими разгрузку продуктивного пласта на отработанной площади от горного давления, а в последующем - расположенными между ними блоками второй очереди.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что предварительно до разработки месторождения в продуктивном пласте на границе между блоками создают гидроизолирующие жесткие или полужесткие барьеры с применением тампонажных материалов.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области нефтяной и нефтегазовой промышленности, предназначено к использованию при выборе системы расположения эксплуатационных скважин, способа и режима воздействия на продуктивный пласт с целью увеличения полноты извлечения нефти, а также может быть использовано при добыче других флюидов.

Обоснование и применение эффективных способов разработки и технологических процессов, обеспечивающих повышение нефте- и газоотдачи месторождений углеводородов, является важнейшей научно-технической проблемой. Актуальность ее решения очевидна, поскольку "...в настоящее время более 60% отечественных запасов нефти приурочено к коллекторам с трудноизвлекаемыми запасами, эффективность разработки которых традиционными методами невысока" [Л.Х. Ибрагимов, И. Т. Мищенко, Д.К. Челоянц. Интенсификация добычи нефти. М.: Наука, 2000, с. 5]. Например, для условий нефтяных месторождений Республики Татарстан "Несмотря на значительные усилия по совершенствованию методов разработки, проектные значения коэффициента нефтеизвлечения остаются на уровне 16-20% для карбонатных и 25-35% для терригенных коллекторов с трудноизвлекаемыми запасами [Р. Н. Дияшев, А.В. Костерин, Э.В. Скворцов. Фильтрация жидкости в деформируемых нефтяных пластах. Казань, 1999, с. 13].

Известен способ разработки нефтеносных пластов при упруговодонапорном режиме. При этом способе "Сжатые жидкости противодействуют тяжести... пород, стараясь расширить поровый объем пласта". "Во время пуска добывающих скважин давление в призабойной части пласта понижается, при этом увеличивается объем жидкости. . . и сокращается поровый объем", что и обеспечивает приток жидкостей к призабойной части скважины [Ш.К. Гиматудинов и др. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1988, с. 71].

При значительных преимуществах этого способа разработки по сравнению с другими способами основные недостатки его связаны с некоторой предельной для данных геологических условий величиной пластового давления даже при наличии гидродинамической связи продуктивного пласта с водоносной областью питания, а также ограниченным запасом упругой энергии пласта, залегающего в непроницаемых границах.

Известен способ разработки при режиме растворенного газа, который может быть реализован в результате исчерпания энергетических ресурсов пласта при его разработке в замкнуто-упругом режиме.

Способ разработки нефтяных месторождений при режиме растворенного газа характеризуется низкой эффективностью, поскольку сопровождается интенсивным понижением пластового давления и, как следствие, быстрым падением добычи нефти [Ш.К. Гиматудинов и др. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1988, с. 76, 77].

Известны также способы разработки нефтяных месторождений с воздействием на пласт системами заводнения (законтурное, внутриконтурное, блоковое, площадное, избирательное, очаговое), в том числе с применением различных добавок (ПАВ, щелочных растворов, полимеров, пен, эмульсий и др.), регулирующих параметры процесса заводнения, а также средствами и методами воздействия, повышающими нефтеотдачу пласта.

Последнее направление связано с локальным воздействием на пласт в зоне эксплуатационных скважин, которое существенно не влияет на пластовое давление и соответственно на режим разработки месторождения.

Способы разработки с применением систем, ... "предусматривающих закачку воды в пласт с целью поддержания давления в нем на уровне давления насыщения" [Ш. К. Гиматудинов и др. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1988, с. 77], характеризуются относительно высокой сложностью ведения процесса заводнения, нарушение которого приводит к прорыву воды к добывающим скважинам, большими энергетическими и трудовыми затратами (водонефтяной фактор достигает 20 м³/т), а также неблагоприятными воздействиями на окружающую гидрогеологическую среду.

В настоящем изобретении поставлена задача стабилизировать, а при необходимости - обеспечить увеличение пластового давления (исходного или оптимального для данных условий) посредством деформирования скелета и твердой фазы пласта, приводящего к уменьшению объема порового пространства.

Поставленная цель достигается тем, что разработку месторождения нефти осуществляют первоначально разобщенными блоками первой очереди с параметрами их, обеспечивающими разгрузку продуктивного пласта на отработанной площади от горного давления, а в последующем - расположенными между ними блоками второй очереди.

А также тем, что предварительно до разработки месторождения в продуктивном пласте на границе между блоками создают жесткие или полужесткие гидроизолирующие барьеры с применением тампонажных материалов.

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

на фиг. 1 - схема очередности разработки месторождения,

на фиг. 2 - схема к расчету параметров блоков.

Сущность изобретения заключается в следующем. При разработке месторождения в результате извлечения нефти изменяются условия контактного взаимодействия продуктивного пласта с окружающим массивом горных пород: напряжения в породах кровли и подошвы пласта уменьшаются, образуется так называемый свод разгрузки. Вследствие этого нагрузка от веса пород кровли выше свода разгрузки, приходящаяся ранее на пласт, частично или полностью передается на невовлеченные в разработку окружающие участки пласта или породы за контуром нефтеносности.

Направленное использование потенциальной энергии гравитационного поля достигается локализацией и концентрацией ее на ограниченном участке продуктивного пласта. Для этого месторождение площадью L l (в плане) делят на протяженные блоки, разрабатываемые в две стадии: блоками первой очереди 1 и блоками второй очереди 2 (см. фиг. 1). Ширина первичных a и вторичных b блоков определяется технологическими соображениями, а также условиями, исключающими значительную подработку первичным блоком налегающих пород при глубине залегания пласта H, т.е.

bа(0,50,6)H (1)

Число блоков: второй очереди

(2)

первой очереди

n₁=n₂+1.

Число блоков первой очереди - нечетное. Окончательную корректировку ширины блоков предпочтительнее производить в сторону увеличения ширины первичных блоков (обычно с флангов месторождения).

Ширину блоков a и b принимают с учетом технологии разработки продуктивного пласта, но в целях более полного использования дополнительных гравитационных нагрузок на пласт в пределах блока второй очереди рекомендуется соблюдать соотношение

0,5ab1,5a (3)

Протяженность блоков l существенным образом влияет на степень передачи нагрузок от веса пород над отработанными блоками первой очереди на участки пласта в пределах блоков второй очереди. Соблюдение условий плоской деформации массива горных пород в сечении S-S (см. фиг. 1), т.е. при

l(810)a (4)

обеспечивает практически полную передачу этих нагрузок.

Высота свода разгрузки массива пород над выработанным пространством при подземной разработке твердых полезных ископаемых H_p практически равна ширине отработанного пространства [В. В. Жуков. Расчет элементов систем подземной разработки по фактору прочности. Л.: Наука, 1977, с. 82]. Учитывая более высокую способность осадочных пород месторождения нефти деформироваться без разрыва сплошности, а следовательно, возможность передачи нагрузки от веса пород свода 4 (см. фиг.2) окружающему массиву, принимаем

H_p=(0,50,8)a (5)

Заменив в пределах допустимой точности расчетных оценок единичный объем массива горных пород 5 в контуре АБВГДЕА (см. фиг.2) объемом массива в контуре АБВВ"ГДЕЕ"А, найдем величину удельной нагрузки (горное давление) на участок пласта блока второй очереди

(6)

где a и b - ширина блоков первой и второй очередей разработки, м;

H - глубина залегания пласта, м;

H_p - высота свода разгрузки кровли, м;

- средняя плотность пород кровли, кг/м³;

g - ускорение свободного падения, м/с

В зависимости от физико-механических свойств пород пласта и кровли, а также ширины блока b распределение напряжений на горизонтальных площадках (удельная нагрузка) характеризуется эпюрой 6 или 7, однако с достаточной точностью напряженное состояние оценивается средним значением 8. Для сравнения на фиг. 2 показана эпюра 9 исходных напряжений на горизонтальных площадках пласта блока второй очереди. В торцовых частях блоков вследствие взаимодействия подработанного массива с массивом горных пород за контуром месторождения доля нагрузки, передаваемой на пласт блока второй очереди, снижается. Устранить влияние этого фактора можно посредством разработки совместно с блоками первой очереди блоков, расположенных по контуру месторождения поперек направления простирания основной системы блоков (на фиг. 1 положение поперечных внутренних границ блоков 3 показано пунктиром).

Предлагаемый способ разработки месторождения флюидов осуществляют следующим образом. На стадии выделения объекта разработки и выбора его параметров по принятой методологии [Ш.К. Гиматудинов и др. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1988, с.61-100] осуществляют также следующие операции по учету влияющих факторов, расчету параметров и оценке результатов применения способа:

- ориентирование положения блоков по площади месторождения с учетом соотношений (2) и (4), имея в виду при прочих равных условиях получить наибольшую долю площади месторождения, приходящуюся на блоки второй очереди,

- выбор ширины блоков с учетом условий (1) и (3): при чрезмерно большом значении a может быть потерян эффект пригрузки пласта блока второй очереди, при малом значении a - снижается доля пригрузки,

- определение высоты свода разгрузки массива горных пород в результате разработки первичного блока с учетом зависимости (5),

- сопоставительная оценка исходного напряженного состояния пласта и напряженно-деформированного состояния участка пласта блока второй очереди после отработки блоков первой очереди по известной методологии (см., например, [К. С. Басниев, И.Н. Кочина, В.М. Максимов. Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993, с. 51-53] ). включающая в конечном итоге определение изменений коллекторских свойств пласта блока второй очереди и, в частности, увеличение коэффициента сжимаемости пор, что приводит к повышению пластового и забойного давлений, в определенной мере характеризующих степень повышения нефтеотдачи пласта;

- совокупная оценка показателей извлечения нефти при разработке блоков первой и второй очередей, трудовых, материальных и энергетических затрат на реализацию способа, при этом следует иметь в виду, что такие оценки и сравнения с аналогами носят многовариантный оптимизационный характер.

Предлагаемый способ разработки месторождения нефти может быть использован при различных системах размещения эксплуатационных скважин как в первичных, так и во вторичных блоках, выбираемых с учетом конкретных условий, свойственных данному объекту разработки. Положение эксплуатационных скважин на фиг. 2 показано условно. Увеличение горного давления на участке пласта блока второй очереди приводит к увеличению усадки пласта за счет увеличения коэффициентов сжимаемости пор скелета и твердой фазы. В свою очередь это вызовет перераспределение горного давления и передачу части нагрузки на пласт в пределах блоков первой очереди и, как следствие, приведет к интенсификации или восстановлению нефтеотдачи этих площадей.

В случае неблагоприятного воздействия первичных и вторичных блоков друг на друга может быть осуществлено предварительное гидродинамическое разобщение их способом создания в пласте на границах между блоками жестких или полужестких барьеров [М.Б. Панфилов. Единая концепция разработки сложнопостроенных нефтегазовых месторождений. М.: ИРЦ "Газпром", 1994, с. 27].

Пример расчета параметров, характеризующих изменения деформационных и коллекторских свойств пласта, выполнен для следующих условий. Характерные размеры месторождения: длина L = 8000 м, ширина l = 4000 м. Глубина залегания пласта H = 3500 м. Эффективная толщина пласта h = 100 м. Пластовое давление p = 35 МПа. Коэффициент пористости пласта m = 20%. Модуль Юнга пород пласта: по нормали E = 0,2510⁴ МПа, по напластованию = 0,1510⁴ МПа. Коэффициент Пуассона пород пласта в исходном состоянии ₁ = 0,5, в процессе разработки ₂ = 0,45. Плотность пород (усредненная) = 2600 кг/м³.

По условиям рельефа и развития транспортной схемы принимаем поперечное относительно длинной оси месторождения расположение блоков. Ширина блоков: a = 500 м, b = 400 м. Число блоков в соответствии с (2)



Принимаем число вторичных блоков n₂ = 8. Тогда число первичных блоков n₁ = 8 + 1 = 9. Общая расчетная ширина блоков составляет L" = 5009 + 4008 = 7700 м. С учетом формы пласта (в плане) увеличиваем ширину фланговых блоков до 575 м. Условие (4) реализации плоской деформации массива горных пород соблюдается, т. е. 5008 = 4000 м. Высота свода разгрузки массива горных пород в соответствии с (5)

H_p = 0,8500 м = 400 м.

Исходное напряженное состояние пласта (горное давление)

P_Г = gH = 26009,823500 = 89,4 МПa.

Горное давление на пласт блока второй очереди в соответствии с зависимостью (6)

P"_Г = [(500+400)3500-400500]26009,82/400 = 200,9 МПа.

При неизменном пластовом давлении p в соответствии с применяемой зависимостью [К. С.Басниев и др. Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993, с. 52] имеем:

_эф = P_Г-p = 89,4-35 = 54,4 МПa,



т.е. эффективное напряжение в пласте по сравнению с исходным состоянием _эф возрастает в 3 раза. И если, как отмечено в этой же работе (с. 52), изменение пористости от изменения пластового давления происходит линейно, то изменение коэффициента сжимаемости пор _n с увеличением горного давления происходит по гиперболическому закону [В.М. Добрынин, Б.Н. Куликов, гл. VI Физические свойства осадочных пород. В кн. Справочник по физическим свойствам минералов и горных пород при высоких термодинамических параметрах. М.: Недра, 1978, с. 141-143]. В частности, здесь же показано, что при увеличении эффективного давления с 40 до 80 МПа коэффициент сжимаемости пор уменьшается в 2-3 раза для большинства нефтеносных осадочных пород.

В условиях, когда двухстадийная разработка месторождения блоками благоприятна с точки зрения предотвращения защемления нефти в пласте, управляемый режим уменьшения порового пространства является эффективным способом увеличения показателя извлечения нефти.

Таким образом, предлагаемый способ разработки месторождения нефти в две стадии по сравнению с применяемыми способами разработки и повышения нефтеотдачи пласта обеспечивает:

- использование естественного практически беззатратного энергетического ресурса силового воздействия на продуктивный пласт,

- стабильный во времени режим поддержания эффективного давления в продуктивном пласте,

- более высокий уровень поддержания запаса упругой энергии пласта, кратно превышающий энергию водоносной области питания, ресурсов пласта при разработке его в замкнуто-упругом режиме или при разработке пласта системами с заводнением,

- более полное извлечение нефти из пласта и экономичность технологии разработки в силу указанных преимуществ способа,

- возможность применения в условиях, исключающих или затрудняющих применение способов искусственного воздействия на пласт,

- высокую экологическую безопасность, поскольку отсутствуют меры и средства искусственного воздействия на пласт и окружающий массив горных пород.