RU2107810C1

RU2107810C1 - Способ разработки нефтегазовых залежей

Info

Publication number: RU2107810C1
Application number: RU96107206A
Authority: RU
Inventors: Сумбат Набиевич Закиров; Искандер Сумбатович Закиров
Original assignee: Сумбат Набиевич Закиров; Искандер Сумбатович Закиров
Priority date: 1996-04-19
Filing date: 1996-04-19
Publication date: 1998-03-27

Abstract

Использование: изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам разработки нефтегазовых (газонефтяных) месторождений. Сущность: способ разработки нефтегазовых залежей, включающий бурение скважин, вскрытие продуктивных интервалов с последующим отбором нефти из добывающих скважин, отличающийся тем, что предварительно отбор нефти из скважин осуществляют с дебитом выше начального критического безгазового дебита, фиксируют прорыв газового конуса в скважину и изменяют дебит скважины по нефти до достижения величины газового фактора большего начального газового фактора и меньшего величины газового фактора, соответствующей снижению коэффициента извлечения нефти нефтяной оторочки, после чего отбор нефти производят с поддержанием величины установленного газового фактора посредством изменения депрессии на пласт. Предлагаемый способ разработки позволяет: осуществлять эксплуатацию скважин в условиях естественного газ-лифта, интенсифицировать дебиты скважин по нефти, осуществлять попутную добычу газа и конденсата из газоконденсатной шапки в качестве товарных продуктов без бурения специальных добывающих скважин. 3 з.п. ф-лы, 5 ил.

Description

Предлагаемое изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно к области разработки нефтегазовых (газонефтяных) залежей.

Эффективность разработки залежей рассматриваемого типа на основе традиционных технологий не высока. Коэффициент нефтеизвлечения (КИН) из нефтяной оторочки (НО) составляет в среднем 15%. Основная причина низкой эффективности извлечения нефти из НО заключается в том, что при эксплуатации добывающих скважин формируются конуса газа и воды. В результате газ и вода прорываются к забоям добывающих скважин, замещая нефть и снижая содержание нефти в продукции скважин до нуля. Следовательно, рано достигается нерентабельный уровень добычи нефти из залежи, что и предопределяет низкие значения КИН.

Известен способ разработки нефтегазовых залежей на основе барьерного заводнения [1] . Согласно этому способу бурится как система добывающих, так и нагнетательных скважин. При этом вода закачивается в область над газонефтяным контактом (ГНК) с целью разобщения газовой шапки от нефтяной оторочки. Однако в случаях низкой анизотропии пласта по коллекторским свойствам закачиваемая вода "проваливается" в нефтяную оторочку, вызывая обводнение скважин и не рост, а снижение КИН.

Также известен способ разработки нефтегазовой залежи, включающий бурение добывающих горизонтальных скважин в нефтенасыщенной области и эксплуатацию их в режиме критических безгазовых дебитов [2]. В известном способе по мере отбора нефти и продвижения газового конуса к забою добывающей скважины ее дебит по жидкости (а значит и по нефти) снижается так, чтобы газовый конус не прорывался в скважину, т.е. эксплуатация скважины в каждый момент времени осуществляется при критическом безгазовом дебите, который определяется и поддерживается при реализации режима истощения пластовой энергии, носителем которой является газовая шапка. Однако при использовании указанного способа возникает необходимость в механизированном способе добычи нефти. Это связано с тем, что при режиме критических безгазовых дебитов текущий газовый фактор всегда равняется начальному газовому фактору растворенного в нефти 'газа, которого, например, при использовании наклонных и горизонтальных скважин оказывается недостаточно для подъема нефти на поверхность. Кроме того, режим критических безгазовых дебитов нефти достаточно жестко ограничивает сверху добывные возможности скважин по нефти.

Задачей изобретения является повышение темпов отбора нефти за счет осуществления эксплуатации скважин, дренирующих нефтяную оторочку, на режиме предварительно выбранного газового фактора, обеспечивающего режим естественного газ-лифта, оптимальную степень интенсификации добычи нефти, а также полный или частичный отказ от бурения на газоконденсатную шапку добывающих газ и конденсат скважин.

Поставленная задача достигается тем, что в способе разработки нефтегазовых залежей, включающем бурение скважин и вскрытие нефтенасыщенных интервалов с последующим отбором нефти из добывающих скважин, согласно изобретению, эксплуатацию добывающих скважин осуществляют при режимах заданных газовых факторов, определяемых из условия обеспечения естественного газ-лифта или/и требуемой степени интенсификации добычи нефти, или/и дополнительной добычи газа и конденсата из газоконденсатной шапки в качестве товарных продуктов.

В основу изобретения положена идея отказа от режима критических безгазовых дебитов и замены его на найденный впервые авторами режим заданного газового фактора. Величина заданного газового фактора находится из учета нескольких факторов, первым из которых является условие эксплуатации добывающей скважины в режиме естественного газлифта. Затем, как показывают выполненные исследования, при газовом факторе, большем начального газового фактора, дебит по нефти оказывается соответственно больше, чем при режиме критических безгазовых дебитов, что позволяет интенсифицировать темпы отбора нефти из НО. Предлагаемый новый 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. Третий фактор, принимаемый во внимание при определении величины задаваемого газового фактора, заключается в полном или частичном отказе от бурения добывающих скважин на газоконденсатную шапку. Такие скважины являются составной частью сайклинг-процесса, реализуемого в газоконденсатной шапке с целью повышения конденсатоотдачи пласта, или предназначены для добычи газа и конденсата в качестве товарных продуктов.

В дальнейшем изобретение поясняется описанием конкретного варианта его выполнения и сопровождающими чертежами.

На фиг.1 дается профильный разрез элемента разработки нефтегазовой залежи и сеточная область, на базе которой выполнены соответствующие газогидродинамические расчеты. На фиг.2 дается сопоставление зависимостей от времени дебита нефти при режиме критических безгазовых дебитов и при заданном газовом факторе, равном 75 м³/м³. На фиг.3 дается сопоставление динамик дебита нефти при различных заданных значениях газового фактора. На фиг.4 приводится сравнение динамик накопленной добычи нефти при режиме критических безгазовых дебитов со случаем, когда на скважине задан газовый фактор, равный 75 м³/м³. На фиг.5 производится сопоставление зависимостей от времени накопленной добычи нефти при эксплуатации скважины с различными газовыми факторами.

Способ осуществляют следующим образом.

Производят разбуривание нефтегазовой залежи горизонтальными или вертикальными скважинами. Все они вскрывают нефтенасыщенную оторочку так, что ствол горизонтальной скважины или интервал дренирования в вертикальной скважине находятся выше ВНК, но ниже ГНК.

Принимаем для определенности, что каждая пара скважин в излагаемом изобретении образуют элемент разработки.

Нефтегазовая залежь и, в частности, рассматриваемая пара скважин пускаются в эксплуатацию. При этом начальный дебит по нефти задается выше начального критического безгазового дебита. После прорыва газового конуса в скважину, что сопровождается, например, ростом газового фактора, дебит скважины по жидкости в процессе дальнейшей эксплуатации уменьшают или увеличивают так, чтобы иметь заданный газовый фактор.

В случае, если параметры пласта и особенности его геологического строения известны с приемлемой степенью достоверности, то величина начального дебита скважины при заданном газовом факторе может находиться на основе газогидродинамических расчетов с использованием трехмерной, трехфазной математической модели. В дальнейшем скважина эксплуатируется таким образом, что текущий газовый фактор поддерживается на заданном уровне. Для этого изменяют депрессию на пласт (забойное давление) в ту или иную сторону. Следует отметить, что заданный газовый фактор может быть переменной во времени зависимостью, например, в связи с ростом обводненности добываемой продукции.

Нагнетательная скважина в рассматриваемом элементе разработки используется для закачки рабочего агента, например, воды с целью поддержания пластового давления.

Величина заданного газового фактора устанавливается исходя из учета одного из следующих условий:
обеспечение работы фонтанного подъемника в режиме естественного газ-лифта (без реализации компрессорного способа добычи);
достижение требуемой степени интенсификации добычи нефти по сравнению с тем, что может обеспечить режим критических безгазовых дебитов;
частичный или полный отказ от бурения на газоконденсатную шапку добывающих газ и конденсат скважин в случае реализации сайклинг- процесса в газоконденсатной шапке или для повышения эффективности разработки нефтегазовой залежи за счет получения (помимо нефти) газа и конденсата в качестве товарных продуктов.

Более реальной представляется ситуация, когда величина задаваемого газового фактора будет устанавливаться исходя из одновременного учета трех указанных факторов.

Пример реализации предлагаемого способа.

Рассматривается элемент разработки нефтегазовой залежи, профильный разрез которого приводится на фиг. 1. Здесь продуктивной является часть разреза, вследствие замещения глинами выше и нижезалегающих отложений. Продуктивный пласт залегает под углом в 2^o. Толщины газо-, нефте- и водонасыщенных отложений равняются соответственно 22 м, 12 м и 20 м. Длина сечения ГНК и ВНК на профильном разрезе составляет 2175 м. Расстояние между скважинами - 500 м. В эксплуатационной скважине интервал перфорации в 4 м располагается на расстоянии 3 м от ВНК. На противоположном торце выделенного элемента находится нагнетательная скважина. Проницаемость пласта вдоль напластования равняется - 1,3 дарси, поперек напластования - 0,65 дарси, коэффициент пористости - 33%. Вязкости газа, нефти и воды в пластовых условиях составляют соответственно 0,013 мПа•с, 1,82 мПа•с и 0,5 мПа•с. Начальное пластовое давление равняется 25 МПа, пластовая температура T_пл = 67^o.

Исследуются следующие варианты разработки рассматриваемого элемента пласта.

Вариант I. Добывающая скважина эксплуатируется при поддержании критических безгазовых дебитов нефти.

Вариант II. Добывающая скважина эксплуатируется при поддержании заданного газового фактора на уровне 75 м³/м³ (начальный газовый фактор - 69 м³/м³). Другими словами, данный вариант реализует практически режим критических безгазовых дебитов. Поэтому его значение состоит в доказательстве того, что в пределе режим заданного газового фактора переходит в режим критических безгазовых дебитов.

Варианты III и IV аналогичны варианту II. Отличие состоит лишь в величинах заданных газовых факторов. В варианте III значение заданного газового фактора составляет 100 м³/м³, а в IV варианте - 120 м³\м³.

Результаты расчетов и их сопоставление дается на фиг.2-5.

Фиг. 2 показывает, что режим критических безгазовых дебитов нефти обеспечивает в среднем такую же динамику дебитов нефти, как и в случае эксплуатации скважины с заданным газовом фактором на уровне почти начального газового фактора. Точное равенство заданного газового фактора начальному газовому фактору математически реализовать не удается вследствие вырождения задачи. Однако это и не требуется.

Фиг. 3 подтверждает мысль о том, что переход к режиму заданных газовых факторов позволяет интенсифицировать процесс добычи нефти. Так последовательное увеличение заданной величины газового фактора приводит к росту текущих дебитов нефти.

Фиг. 4 иллюстрирует очевидный факт практического совпадения динамики накопленной добычи нефти при реализации режима критических безгазовых дебитов и режима заданного газового фактора при условии практического его равенства начальному газовому фактору.

Зависимости, представленные на фиг.5, являются логическим следствием результатов, изображенных на фиг. 3. А именно имеем, что более высокие значения заданного газового фактора дают возможность увеличить накопленную добычу нефти за принятый срок разработки.

Таким образом, приведенные результаты исследований подтверждают справедливость предлагаемого подхода к эксплуатации скважин, дренирующих нефтяную оторочку. Кроме того, они показывают, что контролируемый отбор газа из газовой шапки из одних и тех же добывающих скважин вместе с нефтью позволяет интенсифицировать добычу нефти по сравнению с режимом критических безгазовых дебитов. А заданная величина газового фактора обеспечивает подъем добываемой продукции на устье скважины. При этом дополнительная добыча газа и конденсата приводит, естественно, к снижению числа скважин на газоконденсатную шапку, предназначенных для извлечения, наряду с нефтью, газа и конденсата в качестве товарных продуктов.

Claims

1. Способ разработки нефтегазовых залежей, включающий бурение скважин и вскрытие продуктивных интервалов с последующим отбором нефти из добывающих скважин, отличающийся тем, что предварительно отбор нефти из скважин осуществляют с дебитом выше начального критического безгазового дебита, фиксируют прорыв газового конуса в скважину и изменяют дебит скважины по нефти до достижения величины газового фактора, большего начального газового фактора и меньшего величины газового фактора, соответствующей снижению коэффициента извлечения нефти нефтяной оторочки по отношению коэффициента извлечения нефти в режиме критических безгазовых дебитов, после чего отбор нефти производят с поддержанием величины установленного газового фактора посредством изменения депрессии на пласт.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в процессе отбора нефти контролируют обводненность продукции и по ее величине корректируют выбранное значение газового фактора.

3. Способ по пп.1 и 2, отличающийся тем, что отбор нефти осуществляют в условиях заводнения пласта через нагнетательные скважины и поддерживают текущее пластовое давление на уровне его начального значения.

4. Способ по пп. 1 - 3, отличающийся тем, что отбор нефти из нефтяной оторочки в условиях заводнения пласта дополняют сайклинг-процессом в газоконденсатной шапке или самостоятельной добычей газа и конденсата в качестве товарных продуктов, и дополнительный отбор газа и конденсата из нефтяных скважин направлен на полный или частичный отказ от бурения скважин на газоконденсатную шапку, призванных добывать газ и конденсат.