способ разработки водонефтяной зоны месторождения нефти

Формула изобретения

1. Способ разработки водонефтяной зоны месторождения нефти, включающий формирование элементов разработки на основе бурения добывающих и нагнетательных скважин, закачку воды для вытеснения нефти к забоям добывающих скважин, отличающийся тем, что на одних торцах всех элементов разработки вблизи кровли продуктивного пласта бурят добывающую горизонтальную скважину, перпендикулярную внешнему водонефтяному контакту, в качестве нагнетательной используют вертикальную скважину, которую размещают на противоположных торцах элементов разработки в водонефтяной зоне недалеко от внешней границы водонефтяного контакта или сразу за ним со вскрытием всего водоносного пласта, при этом нагнетательные скважины должны находиться от добывающих на таком расстоянии, чтобы нефть к скважине вытеснялась пластовой водой при пластовой температуре.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в случае значительной слоистости продуктивного пласта добывающий ствол пересекает прослои от кровли до последнего глинистого или плотного прослоя в направлении к чисто нефтяной зоне.

Описание изобретения к патенту

Предлагаемое изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к повышению эффективности разработки водонефтяной зоны месторождения нефти.

Актуальность и важность проблемы связана с тем, что каждое месторождение имеет водонефтяную зону (ВНЗ), но запасы нефти здесь относятся к трудноизвлекаемым. Поэтому коэффициент извлечения нефти по ВН3 обычно оказывается низким.

Известен способ разработки месторождения нефти вертикальными добывающими скважинами (см. Муслимов Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения. Изд. Казанского Государственного Университета, 2003 г, стр.32-33, 80-81, 160-161, 172-174).

Недостатками данного способа добычи нефти являются следующие:

- происходит образование водяных конусов, приводящих к росту обводненности добываемой продукции;

- рано достигается нерентабельный дебит скважины по нефти, что предопределяет низкий коэффициент извлечения нефти;

- ранняя и высокая обводненность добываемой продукции ухудшает все технико-экономические показатели разработки месторождения.

Наиболее близким к предлагаемому способу разработки водонефтяной зоны нефтяного месторождения является способ разработки горизонтальными добывающими и нагнетательными скважинами (см. Закиров С.Н., Закиров И.С., Закиров Э.С., Баганова М.Н., Спиридонов А.В. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. Москва, 2004 г., стр.150-154).

Недостатки, присущие рассматриваемому способу, состоят в следующем:

- процессу вытеснения нефти водой подвергается, в основном, зона между горизонтальной нагнетательной и горизонтальной добывающей скважинами, а выработка запасов нефти в периферийной зоне пласта оказывается невысокой;

- неочевидной является принятая, без специальных исследований, сетка скважин на основе горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин.

В основу настоящего изобретения положена задача обоснования эффективного способа разработки водонефтяной зоны месторождения нефти на основе постановки крупномасштабных математических экспериментов.

Выполнение поставленной задачи достигается тем, что предлагаемый способ разработки водонефтяной зоны месторождения нефти включает формирование элементов разработки на основе бурения добывающих и нагнетательных скважин и закачку воды для вытеснения нефти к забоям добывающих скважин, отличается тем, что на одних торцах всех элементов разработки вблизи кровли продуктивного пласта бурят добывающую горизонтальную скважину, перпендикулярную к внешнему водонефтяному контакту, в качестве нагнетательной используют вертикальную скважину, которую размещают на противоположных торцах элементов разработки в водонефтяной зоне недалеко от внешней границы водонефтяного контакта или сразу за ним со вскрытием всего водоносного пласта, при этом нагнетательные скважины должны находиться от добывающих на таком расстоянии, чтобы нефть к скважине вытеснялась пластовой водой при пластовой температуре, а также тем, что в случае значительной слоистости продуктивного пласта добывающий ствол пересекает прослои от кровли до последнего глинистого или плотного прослоя в направлении к чисто нефтяной зоне.

Способ осуществляют следующим образом.

Применительно к подлежащему вводу в эксплуатацию или разрабатываемому нефтяному месторождению исследуют несколько вариантов по числу скважин, приходящихся на водонефтяную зону (ВНЗ).

В рассматриваемом варианте по числу скважин N осуществляют разбиение площади ВНЗ на N элементов разработки (см. фиг.1).

На фиг.1 приводится схема месторождения нефти в плане с выделением ВНЗ и чисто нефтяной зоны, а также в качестве примера два элемента разработки. На фиг.2 дается профильный разрез продуктивного пласта вдоль длинной оси месторождения. Здесь пунктирной линией выделен элемент разработки в разрезе.

На фиг.3 схематично представлено объемное изображение элемента разработки.

На этом элементе формируют систему разработки из горизонтальной добывающей и вертикальной нагнетательной скважин (см. фиг.3). Горизонтальная добывающая скважина размещается на лицевом торце элемента разработки вблизи кровли пласта. Нагнетательная вертикальная скважина размещается на противоположном торце сразу за отметкой внешней границы водонефтяного контакта (ВНК) и она вскрывает всю толщину водоносного пласта.

На фиг.4 приводится схема размещения в плане указанных добывающей и нагнетательной скважин.

С такими скважинами рассматриваемый элемент пласта вводится в разработку. Закачиваемая в пласт вода вытесняет нефть к забою добывающей скважины. Обоснование эффективности освоения ВНЗ по предлагаемому способу дается в дальнейшем. Отметим лишь дополнительную аргументацию в пользу указанного местоположения нагнетательной скважины.

При распространенном, в практике разработки месторождений, внутриконтурном заводнении имеет место охлаждение нефтеносного пласта. О негативности явления охлаждения говорится, например, в цитируемой монографии Р.Х.Муслимова. В предлагаемом способе закачиваемая, обычно холодная, вода вытесняет перед собой пластовую воду. В результате нефть к скважине вытесняется пластовой водой при пластовой температуре.

Допустимо также нагнетательную скважину разместить и в ВНЗ недалеко от внешней границы ВНК.

Пример реализации предлагаемого способа.

Предположим, рассматриваются перспективы разработки месторождения, изображение которого в плане дается на фиг.5. Математические эксперименты выполнены для трех характерных элементов разработки 1, 2 и 3.

Опыт разработки месторождений нефти показывает, что практически все продуктивные карбонатные и немалое число терригенных коллекторов характеризуются наличием трещиноватости. Преобладающее направление трещин совпадает с длинной осью структуры. Эта преобладающая трещиноватость осложнена трещиноватостью меньшего масштаба с направленностью, почти перпендикулярной к основной системе трещин. Опыт разработки месторождений с трещиноватыми коллекторами свидетельствует, что трещиноватость нередко оказывает негативное влияние на показатели разработки.

Принятые для рассмотрения элементы разработки отличаются между собой с точки зрения возможного влияния трещиноватости на показатели разработки. В дальнейших исследованиях наличие трещиноватости учитывается заданием анизотропии коллекторских свойств вдоль осей ОХ и OY. Для определенности принимается, что значения коэффициентов проницаемости вдоль координатных осей К_х и К_у удовлетворяют неравенству К_у>К_х. А именно, во всех расчетах принято, что К_у/К_х=10.

Все элементы разработки имеют одинаковые геометрические размеры 1220×400×34 м. При трехмерном (ЗД) двухфазном (нефть-вода) моделировании элементы разработки аппроксимировались сеточными областями размерности 61×20×34 элементарных ячеек. Размеры ячеек по латерали составляли 20×20 м, по вертикали - 1 м. Исходные геолого-физические параметры приняты согласно таблице.

Для каждого типового элемента разработки исследовано по 24 варианта по типам и сеткам скважин. В том числе и с реализацией гидравлического разрыва пласта (ГРП) в добывающей и/или нагнетательной скважине. Трещина ГРП моделировалась явным образом элементарными ячейками малой толщины (1 мм). В соответствующих вариантах ориентация трещины ГРП совпадает с осью Y, имеющей направление вдоль длинной оси структуры (ось ОХ направлена вдоль короткой оси структуры). Проницаемость набивки проппанта в трещине ГРП принята равной 1000 мдарси вдоль оси OY, 100 мдарси - вдоль оси ОХ и 10 мдарси - вдоль оси OZ. Выполнены расчеты и для случая, когда проницаемости К_х , К_у и K_z для трещины ГРП задавались равными 10 дарси. При этом предполагалось, что трещины ГРП вскрывают только нефтенасыщенную толщину или нефте- и водонасыщенную толщину.

Исследованию подвергнуты типы добывающей и нагнетательной скважин - обе скважины горизонтальные, обе скважины вертикальные, одна из скважин - вертикальная, другая - горизонтальная.

Выделенный элемент разработки для расчетов схематизирован так, как показано на фиг.6. На фиг.7-9, в качестве примера, схематично представлены некоторые варианты разработки рассматриваемого элемента пласта.

Во всех вариантах задавались одинаковые технологические режимы эксплуатации скважин: в добывающей скважине забойное давление равняется 150 кгс/см², в нагнетательной - 550 кгс/см ². Прогноз показателей разработки продолжается до выполнения одного из следующих ограничений:

- обводненность добываемой продукции - 98%;

- минимально допустимый дебит скважины по нефти - 1 м³/сут.

Результаты прогнозных расчетов анализировались по следующим показателям: величине коэффициента извлечения нефти, водонефтяного фактора (отношение накопленной добычи воды к накопленной добыче нефти), а также безразмерного срока разработки элемента пласта.

Результаты выполненных исследований весьма объемны. Поэтому в качестве примера на фиг.10 приводятся прогнозные показатели эксплуатации только для трех вариантов применительно к первому элементу разработки.

Первый вариант относится к случаю, когда в точках 1 и 2 фиг.4 размещаются соответственно вертикальные добывающая и нагнетательная скважины. Во втором варианте в точке 1 сооружается вертикальная нагнетательная скважина, а в точке 2 - горизонтальный добывающий ствол. Третий вариант отражает рекомендуемый авторами способ разработки ВНЗ.

Рассмотрение данных фиг.10 показывает, что рекомендуемый способ разработки отличается

- предпочтительными динамиками годовых и накопленных отборов нефти;

- наименьшим темпом обводнения добываемой продукции.

Аналогичные преимущества рекомендуемый способ имеет перед другими исследованными вариантами разработки.

Аналогичные результаты имеют место применительно ко второму и третьему элементам разработки. Несмотря на то, что они характеризуются разным проявлением анизотропии коллекторских свойств пласта.

Аналогичные результаты получаются в случае слоисто-неоднородного по коллекторским свойствам пласта. Только в этом случае ствол добывающей скважины имеет трассировку, показанную на фиг.11. При этом ствол начинается от кровли и заканчивается перед последним глинистым или уплотненным пропластком.

Таким образом, выполненные поисковые исследования показывают, что рекомендуемый способ разработки характеризуется наилучшими технологическими, а значит, и технико-экономическими показателями добычи нефти по отношению ко всем экспертно выявленным системам разработки ВНЗ.

Таблица Геолого-физическая характеристика продуктивного пласта
Параметры	Значения
Средняя глубина залегания, м	4407.5
Тип залежи	пластовая
Тип коллектора	терригенный
Пористость, %	12
Средняя нефтенасыщенность, доли ед.	0.70
Проницаемость вдоль оси X, дарси	0.010
Проницаемость вдоль оси Y, дарси	0.100
Проницаемость вдоль оси Z, дарси	0.001
Начальная пластовая температура, °С	97
Начальное пластовое давление, кг/см 2	450
Сжимаемость породы, 1/кг/см2	1.565·10-6
Вязкость нефти в поверхностных условиях, сП	2.00
Вязкость нефти в пластовых условиях, сП	0.65
Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3	780
Объемный коэффициент нефти, нм3/м3	1.4
Вязкость воды в поверхностных условиях, сП	0.55
Плотность воды в поверхностных условиях, кг/м 3	1190
Сжимаемость воды, 1/кг/см2	4.4·10-5
Давление насыщения нефти газом, кг/см2	420
Газосодержание, м3/т	500
Абсолютная отметка ВНК, м	4415