способ разработки глубокопогруженных залежей углеводородов

Формула изобретения

1. Способ разработки глубокопогруженных залежей углеводородного сырья, включающий разбуривание залежи добывающими скважинами и отбор нефти через них фонтанным способом до снижения пластового давления ниже давления насыщения, отличающийся тем, что предварительно определяют количество углеводородной массы залежи, разделяют ее по запасам на две равные доли - верхнюю и нижнюю, каждую из выделенных долей залежи разбуривают вертикальными и/или горизонтальными скважинами и ведут разработку путем реализации трех основных режимных состояний:

упруго-водонапорного режима с расходом запаса упругой энергии пластовых систем и насыщающих их жидкостей до давления насыщения нефти газом;

смешанного режима фильтрации флюидов - нефти, газа и воды с постепенным наращиванием охвата нефтенасыщенных коллекторов режимом растворенного газа в условиях снижения пластового давления на 50-90% ниже давления насыщения и вторжения вод водонапорного бассейна;

глубокого развития режима растворенного газа с вторжением воды водонапорного бассейна с трехфазной фильтрацией пластовых флюидов - газа, нефти и воды.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что определение количества углеводородной массы залежи ведут по формуле

V _у=V_H+V_г×1,035×10 ^-3, м³,

где V _у - запасы углеводородов или количество добытых углеводородов, м³;

V_H - запасы нефти или количество добытой нефти при стандартных поверхностных условиях, м³;

V_г - запасы газа, растворенного в нефти, или количество добытого газа, нм³.

Описание изобретения к патенту

Предлагаемое изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при разработке глубокопогруженных нефтегазовых месторождений больших объемов, имеющих природные условия смесимости газа с пластовой нефтью.

Известны способы разработки залежей нефти, включающие законтурную, приконтурную и площадную закачку воды с целью поддержания пластового давления на уровне давления насыщения нефти газом. Такие способы приобрели в мировой практике традиционный характер.

Известен, например, способ разработки нефтегазовых и газоконденсатных залежей, включающий закачку воды в центральную область газовой шапки, причем воду закачивают до достижения в зоне газонефтяного контакта давления смешиваемости газа газовой шапки с нефтью и поддерживают это давление в процессе добычи. При разработке нефтяной залежи одна или несколько нагнетательных скважин расположены в центральной части газовой шапки, а эксплуатационные скважины - в нефтенасыщенной области. Основное условие разработки - поддержание на границе газ - нефть давления смесимости. При этом давление на забое добывающих скважин может составлять 85-95% от минимального давления смесимости, а забойное давление нагнетательных скважин превышать минимальное давление смесимости на величину, необходимую для создания рабочего перепада давлений между зонами отбора и закачки (патент РФ №2012782 С1, опубл. 15.05.1994).

К недостаткам этого способа относятся:

- низкий охват залежи вытесняющим агентом в неоднородных пластах;

- высокие затраты на нагнетание вытесняющего агента;

- консервация от потребителя значительных объемов нефти и газа.

Известен также способ разработки нефтегазовых залежей, при котором эксплуатацию добывающих скважин осуществляют при режимах заданных газовых факторов, определяемых из условия обеспечения естественного газлифта или/и требуемой степени интенсификации добычи нефти, или/и дополнительной добычи газа и конденсата из газоконденсатной шапки в качестве товарных продуктов. Предлагаемый режим заданного газового фактора предполагает, что допускается контролируемое поступление в скважину газа из газовой шапки. При этом нефтегазовая залежь разрабатывается при режиме истощения пластовой энергии или, предпочтительно, с поддержанием пластового давления, например, путем заводнения (патент РФ №2107810 С1, опубл. 27.03.1998).

Недостатком описанного способа является невозможность на практике сохранения постоянным газового фактора в условиях прорыва газа газовой шапки. Газовый фактор не может являться критерием для установления режимного состояния эксплуатационной скважины, так как газовый фактор динамичен во времени и зависит от многих факторов как пластовых режимов, так и поверхностных условий - промыслового транспорта добываемой продукции из скважин. При этом эксплуатация скважин в таком режиме приведет к полному прекращению дренирования запасов нефти (на что указывают и модельные исследования).

Известен и принят за прототип способ разработки нефтяной залежи, включающий двухэтапное разбуривание добывающими скважинами с уплотнением сетки скважин на втором этапе. На первом этапе разбуривают залежь с плотностью сетки добывающих скважин 2000-3000 га/скв. и отбирают нефть при фонтанной эксплуатации скважин в первой половине этапа и циклической фонтанно-насосной эксплуатации во второй половине этапа до достижения пластового давления 0,75-0,80 давления насыщения, на втором этапе уплотняют сетку добывающих скважин до 80-12 га/скв. и отбирают нефть через добывающие скважины при насосной эксплуатации до достижения пластового давления 0,50-0,60 давления насыщения. На втором этапе возможен отбор нефти до достижения пластового давления 0,30-0,40 давления насыщения (патент РФ №94032641 А1, опубл. 27.07.1996).

К общим недостаткам известных способов относятся:

- высокие затраты на обустройство месторождений и проведение закачки вытесняющего агента;

- низкий охват неоднородных коллекторов залежей нефти вытесняющим агентом;

- суммарный объем добычи газа, как углеводородного сырья, ограничен природным фактором - растворимостью газа в пластовой нефти.

Недостатком способа, принятого за прототип, является то, что нефтеотдача залежи имеет невысокий уровень и не позволяет окупить затраты на промышленное освоение залежи.

Задачей изобретения является повышение технологической и экономической эффективности разработки глубокопогруженных залежей нефти за счет:

- увеличения коэффициента извлечения углеводородов (более высокой степени выработки запасов нефти и газа, растворенного в нефти);

- значительного снижения затрат на их извлечение;

- безусловного улучшения экологической обстановки недр, преимущественно, за счет исключения заводнения пласта.

Поставленная задача достигается тем, что в способе разработки глубокопогруженных залежей углеводородного сырья, включающем разбуривание залежи добывающими скважинами и отбор нефти через них до снижения пластового давления ниже давления насыщения, согласно изобретению определяют количество углеводородной массы залежи, разделяют ее по запасам на две равные доли (верхнюю и нижнюю), каждую из выделенных долей залежи разбуривают вертикальными и/или горизонтальными скважинами и ведут разработку путем реализации трех основных режимных состояний:

- упруго-водонапорного режима с расходом запаса упругой энергии пластовых систем и насыщающих их жидкостей до давления насыщения нефти газом;

- смешанного режима фильтрации флюидов - нефти, газа и воды с постепенным наращиванием охвата нефтенасыщенных коллекторов режимом растворенного газа в условиях снижения пластового давления на 50-90% ниже давления насыщения и вторжения вод водонапорного бассейна;

- глубокого развития режима растворенного газа с вторжением воды водонапорного бассейна с трехфазной фильтрацией пластовых флюидов - газа, нефти и воды.

Глубокопогруженные залежи углеводородов имеют существенное превышение начального пластового давления над давлением насыщения нефти газом (от 34,0 до 40,0 МПа), как показатель весьма высокого запаса упругой энергии, обеспечивающего жидкофазную фильтрацию пластовых флюидов. Таким образом, природные режимы пластовых систем таких объектов могут быть отнесены к четко выраженным упруго-водонапорным режимным состояниям.

Залежью углеводородов именуется категория залежей нефти, отличающихся высоким содержанием растворенного газа. К этой категории относятся залежи, в которых теплотворные способности пластовой нефти и растворенного в ней газа достигают близких значений, т.е. показатель отношения теплотворной способности пластовой нефти к теплотворной способности растворенного в ней газа соответствует значениям от 0,3 и более, т.е. газонасыщенность пластовой нефти - от 300 нм³/м ³ и более.

Перевод газа, растворенного в нефти (или чисто природного), в физическую субстанцию - аналог нефти - осуществляется путем использования коэффициента (являющегося отношением теплотворных способностей газа и нефти), равного значению 1,035×10 ^-3.

Расчетная формула оценки углеводородной массы таких залежей имеет вид:

V_у=V _н+V_г×1,035×10 ^-3, м³,

где V _у - запасы углеводородов (или количество добытых углеводородов), м³;

V_н - запасы нефти (или добыча нефти) при стандартных поверхностных условиях, м³;

V_г - запасы газа, растворенного в нефти, (или добыча газа), нм ³.

Выделение новой категории залежей - залежи углеводородов - и определение количества углеводородной массы залежи являются необходимым условием для предлагаемой технологии их разработки с полным использованием природной упругой энергии и энергии растворенного газа.

При разбуривании продуктивного объекта и его вскрытии могут использоваться как вертикальные, так и горизонтальные скважины или смешанная схема. Выбор той или иной категории скважин обосновывается проектным документом путем вариантных технологических и технико-экономических исследований.

Базой вскрытия является объект, запасы углеводородов которого разделены (по вертикали структуры) на две равные доли - верхнюю и нижнюю, которые вскрывают равным количеством скважин (по 50% от общего фонда).

При вскрытии верхней части запасов с помощью вертикальных скважин (далее ВС) положение фильтра (перфорации) формируют в прикровельной части объекта, длину фильтра выбирают равной 10-15% величины этажа нефтеносности в границе проекции скважины при депрессии на пласт в процессе эксплуатации скважин - не более величины гидростатического напора пластовой жидкости в проекции скважины (в границах верхней части запасов). Режим эксплуатации ведут со снижением пластового давления ниже давления насыщения (ограничением может служить только сохранение фонтанного способа добычи).

При вскрытии верхней части запасов с помощью горизонтальных скважин (далее ГС) положение фильтра формируют также в прикровельной части объекта, длину фильтра выбирают равной 5% длины продольной оси структуры при депрессии на пласт в процессе эксплуатации ГС - не более 1/2 величины гидростатического напора пластовой жидкости в проекции ГС (в границах верхней части запасов).

Режим эксплуатации ведут со снижением пластового давления ниже давления насыщения (ограничением может служить только сохранение фонтанного способа добычи).

При вскрытии нижней части запасов с помощью ВС фильтр (перфорацию) располагают так, чтобы верхние дыры перфорации находились на отметке плоскости, делящей запасы углеводородов пополам, длину фильтра выбирают равной 10% величины этажа нефтеносности в проекции скважины при депрессии на пласт в процессе эксплуатации скважин - не более величины гидростатического напора пластовой жидкости в проекции скважины (в границах нижней части запасов). Режим эксплуатации ведут при снижении среднего пластового давления в нижней части залежи только до уровня давления насыщения (ограничением может служить только сохранение фонтанного способа добычи).

При вскрытии нижней части запасов с помощью ГС фильтр располагают аналогично - на отметке плоскости, делящей запасы углеводородов пополам, длина фильтра - 5% длины продольной оси структуры, депрессия на пласт в процессе эксплуатации - не более 1/2 величины гидростатического напора пластовой жидкости в проекции ГС (в границах нижней части запасов). Режим эксплуатации ведут при снижении среднего пластового давления в нижней части залежи только до уровня давления насыщения (ограничением может служить - сохранение фонтанного способа добычи).

Конструкции скважин должны обеспечивать полную изолированность ствола эксплуатационной колонны от вскрытых пластов всего пройденного разреза и полное предотвращение фильтрации пластовых флюидов вдоль крепи скважин (предотвращение перетоков флюидов вдоль цементного камня).

В выделенных частях залежи (верхней и нижней) проводят индивидуальное развитие трех основных режимных состояний.

В верхней части залежи реализуют развитие упругого режима пластовых систем со снижением пластового давления до давления насыщения с однофазной фильтрацией нефти, затем переходят к развитию глубокого режима растворенного газа с двухфазной фильтрацией нефти и выделяющегося из нефти газа (этап основного периода разработки залежи), на завершающем этапе разработки залежи не исключен переход к трехфазной фильтрации (+ вода) по мере вторжения вод водонапорного бассейна в коллекторы верхней части залежи. В нижней части залежи на этапе основного периода разработки залежи реализуют упруговодонапорный режим выработки запасов углеводородов при однофазной фильтрации нефти с постепенным наращиванием двухфазной фильтрации нефти и воды по мере вторжения вод водонапорного бассейна, а затем переходят к смешанному режиму дренирования (до конца разработки) - упруго водонапорному с частичным развитием режима растворенного газа в объеме нижней части залежи с формированием двух- и трехфазной фильтрации пластовых флюидов.

При реализации предлагаемых новых режимных состояний дренирования запасов углеводородов глубокопогруженных залежей с истощением пластовой энергии ниже давления насыщения создаются два главных положительных фактора:

- снижение пластового давления на 50-90% ниже давления насыщения явится дополнительным эффектом повышения степени извлечения нефти и, в большей степени, повышения извлечения углеводородов в газовой фазе;

- в условиях массивных залежей с большим этажом нефтеносности будут происходить активные процессы гравитационной сегрегации нефти и выделяющегося из нефти газа с образованием динамичной газовой шапки в сводовой части разрабатываемого объекта.

Запасы нефти с растворенным в ней газом приводят к запасам углеводородов путем приведения нефти и газа к единой теплофизической базе - к отношению их теплотворных способностей (нефть - Т _н=8118,0×10³ ккал/м ³, газ - Т_г=8400 ккал/нм ³):

Т_г/Т_н =1,035×10^-3

Тогда начальные балансовые запасы углеводородов (углеводородная масса залежи) определяются как сумма:

Q^у _бал=Q^н _бал+Q ^г _бал×1,035×10 ^-3,

где Q^н _бал - начальные балансовые запасы нефти,

Q ^г _бал - начальные балансовые запасы газа, растворенного в нефти.

Количество углеводородов, добытых на этапе использования запаса упругой энергии, определяются как сумма:

Q_у ^ур =Q_н ^ур+Q _н ^ур×Г×1,035×10 ^-3,

где = Q_н ^ур - количество нефти, добываемой при использовании запаса упругой энергии,

Г - газонасыщенность пластовой нефти.

Прирост нефтеотдачи на этапе развития режима растворенного газа (далее РРГ), исходя из опыта разработки принимается равным 20% от остаточных запасов нефти или рассчитывается применительно к конкретной залежи.

Количество нефти, добытой на этапе развития режима растворенного газа:

Q_н ^ррг=(Q^н _бал-Q_н ^ур)×0.2

Количество углеводородов, извлеченных на этапе развития РРГ:

Q_у ^ррг=Q _н ^ррг+Q_н ^ррг×Г_ср×1,035×10 ^-3,

где Г_ср - средний газовый фактор на этапе развития РРГ.

Определяется Г _ср по данным лабораторного эксперимента - дифференциального разгазирования глубинной пробы нефти ниже давления насыщения или допускается аналитическое определение, как отношение:

где Г(Р_пл ^к) - газовый фактор на конец разработки,

Г - начальная газонасыщенность пластовой нефти,

P_s - давление насыщения нефти газом.

Тогда средний газовый фактор на этапе развития РРГ будет равен:

.

Пример1.

Ресурсная база углеводородов регионов Северного Кавказа включает большое количество глубокопогруженных залежей в меловых отложениях, отличающихся уникальными природными характеристиками. Это брахиантиклинали с очень высокими этажами нефтеносности (от 600 до 1000 м и более), со сложной структурной и фильтрационной характеристикой коллекторов, во многом выраженной двойной пористостью, высокой газонасыщенностью пластовой нефти, очень низкой ее вязкостью (десятые доли мПа·с) и аномально высокими пластовыми давлениями.

В качестве примера приводим прогнозные показатели разработки глубокопогруженной залежи углеводородов (далее Г-П.З.У.) Старогрозненского месторождения (залежь углеводородов апта) с переходом к развитию режима растворенного газа.

Исходные данные:

- начальные балансовые запасы углеводородов в соответствии с подсчетом запасов нефти и газа (в поверхностных условиях) -

50756,1×10³+19977,6×10 ⁶×1,035×10^-3=71432,9 тыс.м ³,

- начальные извлекаемые запасы углеводородов - 27144,5 тыс.м³, (КИН=0,380),

- накопленная добыча нефти при полном расходе запаса упругой энергии над давлением насыщения (КИН=0,465) - 23601,6 тыс.м³,

- накопленная добыча газа при полном расходе запаса упругой энергии над давлением насыщения (КИН=0,465) - 9289,6 млн.нм ³,

- накопленная добыча углеводородов при полном расходе запаса упругой энергии над давлением насыщения (КИН=0,465):

Q_у ^ур=23601,6×10 ³+9289,6×10⁶×1,035×10 ^-3=33216,3 тыс.м³,

- остаточные балансовые запасы: нефти - 27154,5 тыс.м³ , растворенного газа - 10688,0 млн.м³,

- остаточные балансовые запасы углеводородов - 38216,6 тыс.м ³.

Перспективы разработки залежи при развитии РРГ:

- накопленная добыча нефти на этапе развития РРГ:

Q_н ^ррг=(50756,1-23601,6)×10 ³×0,2=5430,9 тыс.м³,

- полная накопленная добыча нефти на конец разработки залежи (на этапах использования запаса упругой энергии и развития РРГ):

Q_н=(23601,6+5430,9)×10 ³=29032,5 тыс.м³,

- конечный коэффициент нефтеотдачи - 0,572,

- накопленная добыча углеводородов на этапе развития РРГ:

Q_у ^ррг=Q _н ^ррг+Q_н ^ррг×Г_ср×1,035×10 ^-3=5430,9×10³+5430,9×10 ³×950,6×1,035×

×10 ^-3=10773,9 тыс.м³, где

где

Г - начальная газонасыщенность пластовой нефти, равная 393,6 нм³/м ³;

Г(Р_пл ^к ) - газ. фактор на конец разработки (при остаточном Р _пл=10 МПа)

- накопленная добыча углеводородов при полном расходе запаса упругой энергии над давлением насыщения и РРГ:

Q_у= Q_у ^ур+ Q_у ^ррг=(33216,3+10773,9)×10 ³=43990,2 тыс.м³.

- коэффициент конечной углеводородоотдачи - 0,616.

С учетом дальнейшего использования запаса пластовой энергии и естественного вторжения вод водонапорного бассейна коэффициент конечной углеводородоотдачи достигнет значения 0,700.

Пример 2-3. Такие же расчеты были проведены по месторождениям Горячеисточненское и Гудермесское Чеченской республики. Основные показатели выработки запасов углеводородов при применении предлагаемого нового технологического способа при истощении пластовой энергии на 50-90% ниже давления насыщения (конечное пластовое давление - 10 МПа) на группе месторождений Чеченской республики приведены в таблицах 1-3.

Основными положительными чертами нового технологического способа разработки залежей углеводородов являются:

- разработка залежей углеводородов осуществляется без применения методов поддержания пластового давления;

- достигается существенно большая углеводородоотдача (нефть + растворенный газ) по сравнению с любыми другими технологиями разработки аналогичных залежей (запасы нефти и газа аналогичных месторождений, находящиеся на балансе нефтедобывающих компаний РФ, при применении предлагаемого способа разработки увеличиваются по нефти на 50-60% и по газу - на 70-80% (почти удваиваются), таким образом, дополнительный эффект повышения степени извлечения нефти и, тем более, повышение газоотдачи при снижении пластового давления ниже давления насыщения будет существенно превышать эффект от искусственного заводнения залежей;

- существенно повышается экономическая рентабельность (доходность всех видов) разработки залежей углеводородов в связи с исключением капиталовложений на применение методов ППД и сохранением фонтанного способа добычи углеводородов в течение всего периода разработки;

- сохраняется в процессе разработки и на перспективу экологическая чистота недр углеводородов.

Применение предлагаемого способа разработки глубокозалегающих месторождений углеводородов должно привести к пересмотру инвестиционных вложений в развитие нефтегазодобывающей промышленности (в частности, Чеченской республики) с существенным повышением эффективности использования базы ресурсов углеводородов. К ряду положительных факторов, кроме уже упомянутых, относятся:

- почти кратное наращивание ресурсной базы углеводородов без проведения капиталоемких разведочных работ;

- повышение темпов добычи нефти и нефтяного газа;

- сокращение сроков разработки месторождений;

- достижение высокой степени выработки запасов углеводородов.

Кроме того, компании - держатели лицензий на недра и операторы - разработчики месторождений углеводородов должны придерживаться важного принципа - нефть, конденсат и попутный газ глубокопогруженных залежей углеводородов не являются рыночным товаром, а представляют собой ценнейшее химическое сырье многоцелевой переработки. Это должны учитывать и административно-исполнительные структуры на местах и принимать решения по развитию соответствующей нефте- и газоперерабатывающей промышленности.

Таблица 1 Основные показатели разработки залежей углеводородов Чеченской Республики с применением нового технологического принципа
Показатели (параметры)	Месторождения углеводородов
	Старогрозненское залежь апта	Горячеисточн-е, залежь альбапта	Гудермесское, верхний мел
Параметры залежей:
- нач. балансовые запасы:
Нефти, млн. м3	50,756	9,670	12,177
растворенного в нефти газа, млн.нм 3	19977,6	3124,0	5187,6
- принятые КИН, доли ед.	0,380	0,350	0,600
- нач. балансовые запасы углеводородов: млн.м 3	71,433	12,904	17,546
- относительное содержание углеводородов газовой фазы, %	29,0	25,0	44,1
- нач. пластовое давление, МПа	68,4	61,8	70,5
- давление насыщения, МПа	34,2	28,4	35,3
Выработка запасов нефти при использовании запаса упругой энергии над давлением насыщения:
- суммарная добыча:
нефти, млн. м3	23,602	4,277	6,624
газа, млн. нм 3	9289,7	1381,7	2821,8
углеводородов, млн. м3	33,216	5,707	9,545
- коэфф. нефтеотдачи, доли. ед.	0,465	0,442	0,544
Выработка запасов нефти и у.г.в. при режиме растворенного газа:
- суммарная добыча:
нефти, млн.м3	5,431	1,079	1,111
газа, млн. нм3	5161,8	800,3	1151,7
углеводородов, млн. м 3	10,774	1,907	2,302
Общие показатели выработки запасов нефти и углеводородов.:
- суммарная добыча:
нефти, млн.м3	29,033	5,356	7,735
газа, млн. нм 3	14451,5	2182,0	3973,5
углеводородов, млн. м3	43,990	7,613	11,847
- коэффициенты:
нефтеотдачи, доли. ед.	0,572	0,554	0,635
газоотдачи	0,723	0,698	0,766
углеводородоотдачи	0,616	0,590	0,675

Таблица 2 Динамика выработки запасов нефти, газа и углеводородов при полном истощении пластовой энергии
Показатели	Старогрозненское					Горячеисточненское				Гудермесское
	Предельное снижение пластового давления, МПа
	10	5		0	10		5		0	10		5	0
Выработка запасов нефти и у.г.в. при РРГ:
- суммарная добыча:
нефти, млн. м3	5,431	5,431		5,431	1,079		1,079		1,079	1,111		1,111	1,111
газа, млн. нм3	5162,7	5787,8		6412,7	800,3		922,7		1045,6	1151,7		1285,4	1419,4
углеводородов, млн. м3	10,774	11,421		12,068	1,907		2,034		2,161	2,302		2,441	2,580
Общие показатели выработки запасов нефти и у.в.д.:
- суммарная добыча:
нефти, млн. м	29,033	29,033		29,033	5,356		5,356		5,356	7,735		7,735	7,735
газа, млн. нм3	14451,5	15076,6		15702,4	2182,0		2304,4		2427,3	3973,5		4107,2	4241,2
углеводородов, млн. м 3	43,990	44,637		45,284	7,613		7,741		7,868	11,847		11,986	12,125
- коэффициенты:
нефтеотдачи, доли. ед.	0,572	0,572		0,572	0,554		0,554		0,554	0,635		0,635	0,635
газоотдачи	0,723	0,755		0,786	0,698		0,738		0,777	0,766		0,792	0,818
Углеводородоотдачи	0,616	0,625		0,634	0,590		0,600		0,605	0,675		0,683	0,691
Таблица 3 Сравнение показателей выработки запасов нефти, газа и углеводородов при различных режимах разработки Старогрозненского месторождения
Показатели			Режимы разработки залежи
			Упругий (водонапорный)					ППД (поддерж. пластового давления)			Истощения
Суммарная добыча: - нефти, млн. м3 - газа, млн. нм3 - углеводородов, млн. м3			23,602 9289,7 33,216					23,972 9429,4 33,716			29,083 15702,4 45,284
Коэффициенты: - нефтеотдачи, доли единиц - газоотдачи, - углеводородоотдачи,			0,465 0,465 0,465					0,472 0,472 0,472			0,572 0,786 0,634