RU2167276C1

RU2167276C1 - Способ разработки нефтяного месторождения

Info

Publication number: RU2167276C1
Application number: RU2000112123/03A
Authority: RU
Inventors: В.И. Леонов; Р.М. Курамшин; ков А.В. Б; А.В. Бяков; вин С.Ф. Мул; С.Ф. Мулявин
Original assignee: Закрытое акционерное общество "Сибнефтепроект"
Priority date: 2000-05-15
Filing date: 2000-05-15
Publication date: 2001-05-20

Abstract

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяных месторождений с бурением дополнительных скважин. Обеспечивает интенсификацию добычи нефти на начальном этапе разработки. Сущность изобретения: проводят размещение добывающих и нагнетательных скважин чередующимися рядами. На начальном этапе разработки размещают дополнительные добывающие скважины вокруг каждой добывающей скважины в сетке разбуривания. При этом забои дополнительных скважин размещают вокруг каждой добывающей скважины в сетке разбуривания с образованием единого структурного элемента за счет расположения забоев дополнительных добывающих скважин в пределах призабойной зоны каждой добывающей скважины, которую вычисляют по аналитической формуле. 1 табл., 3 ил.

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам разработки нефтяных месторождений с бурением дополнительных скважин, и может быть предназначено для разработки нефтяных залежей слабосцементированными или рыхлыми породами нефтяного коллектора, или слабоподвижными запасами, а также нефтяных месторождений с высокой степенью расчлененности по простиранию и разрезу.

В соответствии с представлениями теории фильтрации и общепринятой методикой проектирования разработку нефтяного месторождения осуществляют в несколько стадий. На первой стадии разработки предусматривают, в целях уточнения геологического строения, охвата системой эксплуатационных скважин и заводнением в целом, размещение на месторождении редкой сетки проектного фонда добывающих и нагнетательных скважин. В последующем осуществляют бурение предусмотренных проектным документом дополнительных и резервных скважин, предназначенных для достижения утвержденного коэффициента извлечения нефти (КИН).

Практическую реализацию разработки осуществляют путем многостадийного проектирования на базе последующих различных проектных документов в течение многих лет с учетом уточненного геологического строения объектов разработки, структуры извлекаемых запасов, а также дополнительно полученных исходных параметров проектирования [1].

Недостатки способа состоят в том, что первоначальная редкая сетка скважин определяет геологическое строение в пределах основных продуктивных горизонтов, выделяет отдельные линзовидные залежи и низкопродуктивные пропластки, для выработки которых, как вторичных объектов, требуется существенное уплотнение сетки скважин, в результате чего на конечной стадии разработки значительно возрастает соответствующий фонд скважин, как правило, превосходящий первоначальный в три - пять раз. Высокие предельные значения величин депрессий добывающих и репрессий нагнетательных скважин, используемые с целью достижения проектных уровней добычи нефти и конечной величины КИН при значительных расстояниях между скважинами, способствуют искажению естественных фильтрационных потоков нефти и вытеснителя, обуславливают возникновение и формирование необратимых процессов в продуктивном пласте, снижающих в целом продуктивность эксплуатационных скважин, кроме того, физический износ значительного фонда скважин на конечном этапе разработки обуславливает дополнительные затраты на восстановительные работы эксплуатационного фонда скважин, а также добуривание новых или перебуривание существующих скважин.

Известен способ разработки многопластового нефтяного месторождения в целом, в котором высокопродуктивные нефтеносные пласты выделяют в самостоятельные объекты разработки путем размещения вертикальных и наклонно-направленных скважин, а низкопродуктивные нефтеносные пласты разрабатывают возвратным первоначальным фондом скважин после истощения и обводнения высокопродуктивных пластов [2].

Основным недостатком способа является консервация запасов низкопродуктивных пластов на многие годы, в течение которых первоначальный фонд скважин претерпевает физический износ, требующий значительных затрат на ремонтные работы, либо ликвидацию с последующим перебуриванием, а также предусмотренный проектным документом фонд используют в основном для совершенствования осуществляемой системы разработки высокопродуктивных пластов, а для выработки малоподвижных запасов нефти периферийных, застойных участков в целом по месторождению, используют непредусмотренный первоначальным проектным документом дополнительный фонд скважин, что в конечном счете значительно увеличивает фонд скважин.

Известен способ разработки нефтяных месторождений, включающий объединение пластов в один объект разработки путем вскрытия пластов и пропластков одним фильтром единой сеткой скважин. Способ предусматривает выделение на месторождении нескольких самостоятельных объектов разработки, для которых предусматривают бурение основного, резервного и дополнительного фондов скважин [3].

Недостатками способа являются значительный фонд скважин с существенным физическим и моральным износом при достаточно низком значении КИН на завершающей стадии разработки месторождения, неравномерность заводнения высокопроницаемых и слабопроницаемых пластов (пропластков), объединенных в единый объект разработки, в силу чего в пластах остаются значительные запасы нефти, оттесненные закачиваемой водой от забоев добывающих скважин, низкая изученность месторождения на первоначальной стадии разработки, высокие значения депрессий на забое добывающих скважин и репрессий в нагнетательных скважинах, способствующих появлению необратимых процессов, снижающих фильтрационные и емкостные характеристики нефтяного месторождения.

Наиболее близким решением, взятым за прототип, является многостадийный рядный (трех, или более) способ разработки нефтяного месторождения, включающий рядное размещение нагнетательных скважин, размещение добывающих скважин между рядами нагнетательных скважин с заданным шагом сетки разбуривания и ее уплотнение путем бурения дополнительных скважин на стадии падающей добычи нефти, закачку вытесняющего рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины [4].

К недостаткам способа относятся: предельная величина продуктивности скважины - (элемента) разработки ограничивает интенсификацию добычи нефти в целом по месторождению, консервация запасов нефти по объектам разработки с высокой степенью зональной и послойной неоднородности, многостадийное проектирование месторождения ввиду того, что первоначальная редкая сетка скважин не обеспечивает проектной величины КИН в силу невовлечения в разработку объектов с зональной и послойной неоднородностью, для выработки запасов которых используют уплотнение первоначальной сетки скважин. Однако, как показывает опыт разработки, увеличить КИН путем уплотнения сетки скважин на поздней стадии разработки не удается [5]. Значительный фонд скважин на конечном этапе разработки, численно превосходящий первоначальный в 3-4 раза с высоким процентом физического износа, требующего значительных производительных ресурсов материальных, трудовых затрат на ремонт и восстановление, низкая обеспеченность геологической информацией на первоначальной стадии разработки месторождения снижает эффективность моделирования адресных геологических и гидродинамических моделей.

Задачей изобретения является интенсификация добычи нефти на начальном этапе разработки, вовлечение в разработку объектов с зональной и послойной неоднородностью на первоначальной стадии разработки, повышение эффективности фонда скважин на начальном этапе разработки месторождения, повышение геологической изученности месторождения на ранней стадии его эксплуатации и ее использование в адресных геологических и гидродинамических моделях на начальном этапе разработки месторождения.

Решение поставленной задачи достигается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения, включающем рядное размещение нагнетательных скважин, размещение добывающих скважин между рядами нагнетательных скважин с заданным шагом сетки разбуривания и ее уплотнение путем бурения дополнительных скважин, закачку вытесняющего рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, согласно изобретению уплотнение сетки разбуривания скважин проводят на начальном этапе разработки путем размещения дополнительных добывающих скважин вокруг каждой добывающей скважины в сетке разбуривания с образованием единого структурного элемента за счет расположения забоев дополнительных добывающих скважин в пределах призабойной зоны (r_пр) каждой добывающей скважины, которую вычисляют по формуле
r_пр = r_сехр(-S),
где r_с - фактический радиус скважины;
S - коэффициент совершенства скважины.

На основании геологических данных определяют шаг сетки разбуривания нефтяного месторождения. В соответствии с выбранным шагом сетки на плане нефтяного месторождения размещают ряды нагнетательных и добывающих скважин. Проводят уплотнение сетки путем размещения вокруг каждой добывающей скважины одной или более добывающих скважин. Для чего из каждой добывающей скважины сетки разбуривания проводят окружность радиусом r_пр. В окружность вписывают квадрат, две стороны которого перпендикулярны рядам скважин, а две другие параллельны. В углах вписанного квадрата размещают дополнительные добывающие скважины. Повторяют указанные операции для каждой добывающей скважины в сетке разбуривания.

Для структурного элемента используют аналогичное в нефтяной практике понятие - плотность сетки. Плотность сетки определяют по дренируемой площади добывающей скважины сетки разбуривания. Число структурных элементов вычисляют по плотности сетки разбуривания.

Структурный элемент разработки может быть использован при разработке не только вновь вводимых месторождений, но и для нефтяных месторождений, находящихся в эксплуатации.

Способ поясняется чертежами, где на фиг. 1 показано размещение скважин в соответствии с шагом сетки разбуривания; на фиг. 2 - размещение дополнительных добывающих скважин, где 1 - добывающая скважина сетки разбуривания, 2 - 5 дополнительные добывающие скважины, совокупность скважин 1 - 5 представляет собой структурный элемент разработки; на фиг. 3 показано размещение (уплотнение) добывающих скважин по прототипу.

Отбор нефти из добывающих скважин (1 - 5) структурного элемента осуществляют раздельно либо путем единого ствола.

Забои дополнительных скважин оставляют открытыми или обсаживают. Вторичное вскрытие скважин структурного элемента осуществляют в зависимости от условий эксплуатации залежи - полное или частичное, единовременно или разновременно.

Дополнительные скважины используют для разработки одного пласта или для разобщения пластов, объединенных в единый объект разработки. Разобщение объектов разработки ведут путем селективной во времени перфорации дополнительных скважин.

Ввод скважин структурного элемента в эксплуатацию осуществляют мгновенно, последовательно одна за другой, группами или чередованием, сообразуясь с геологическими условиями и условиями эксплуатации месторождения. Количество дополнительных скважин в структурном элементе и величину r_пр определяют, на основе геологических, геофизических и гидродинамических данных по месторождению, условий разработки и эксплуатационных возможностей.

Размещение структурных элементов по фиг. 2 является не единственным. Например, для более редких сеток число структурных элементов определяют рядом - пять, четыре, три, два и один. При этом число добывающих скважин для ряда составит соответственно 5,4,3,2,1, а число дополнительных добывающих скважин - 20,16,12,8 и 4.

Изменение плотности сетки позволяет не только увеличивать фонд скважин по отношению к фонду скважин по фиг. 3, но и сокращать последний при сохранении эффективности разработки.

Для качественной оценки добычи нефти (жидкости) структурным элементом разработки используем известные в гидродинамике понятия как призабойная зона, приведенный радиус, укрупненная скважина.

Известно, что на продуктивность скважины влияет ее призабойная зона (ПЗП) [6], в которой происходит изменение основных гидродинамических и теплофизических характеристик движущихся флюидов. Именно в призабойной зоне в полной мере осуществляется струйное течение жидкости к стволу добывающей скважины.

Продуктивность скважины (ее способность обеспечить приток флюидов к стволу) [6] определяют по формуле

где Q - дебит жидкости;
K - проницаемость пласта;
h - толщина пласта;
P_пл - пластовое давление;
P_заб - забойное давление;
μ - вязкость флюида;
R_к - радиус контура питания;
r_с- фактический радиус скважины;
S - скин фактор.

Анализ формулы показывает, что применительно к добывающей скважине интенсивность притока флюида к стволу скважины определяется характеристикой породы или коэффициентом проницаемости пласта K и фактическим радиусом скважины r_с для заданных значений P_пл и P_заб. Следуя формуле (1), очевидно, что для больших значений r_с производительность скважины выше. Величина радиуса r_с определяется технологическими условиями бурового оборудования. Ограниченность радиуса скважины условиями серийного производства не позволяет в конечном счете увеличивать r_с с целью повышения производительности скважины, что в конечном счете не позволяет увеличивать продуктивность скважины, например, малопроницаемых коллекторов.

Из гидродинамики известно, что сам радиус r_с связан с состоянием призабойной зоны пласта. Их совместное влияние на продуктивность скважины в гидродинамике учитывают посредством известного приведенного радиуса r [7], который вычисляют по формуле
r_пр = r_сexp(-s), (2)
где r_с - фактический радиус скважины;
s - коэффициент совершенства скважины.

С учетом формулы (2) производительность скважины, определяемая формулой (1), примет вид

Анализ формулы (3) показывает, что производительность скважины прямо пропорциональна приведенному радиусу r_пр. Чем больше r_пр, тем больше дебит Q₂. Следовательно, воздействуя на призабойную зону, увеличивают приведенный радиус r_пр и, в конечном счете, производительность скважины.

В промысловой практике так и поступают. Путем воздействия тем или иным способом на призабойную зону увеличивают продуктивность скважины. Оценку повышения производительности скважины за счет увеличения приведенного радиуса определяют путем деления дебита Q₂ на дебит Q.

Отсюда дебит Q₂ составит величину
Q₂ = 1n(R_к/r_с)/(1n(R_к/r_пр))Q, (4)
Анализ формулы (4) показывает, что, например, при R_к, равном 500 м (шаг сетки разбуривания), и значении r_пр от 10 до 15 м увеличение дебита Q₂ составляет величину от 2 до 2,5 раз. Таким образом, воздействие на призабойную зону численно оценивают посредством приведенного радиуса.

В предлагаемом решении величину радиуса r_пр размещения дополнительных скважин вокруг добывающей скважины сетки разбуривания принимаем за приведенной радиус одной укрупненной скважины. Тогда производительность структурного элемента, как одной укрупненной скважины, вычисляем по формуле (3), а сам структурный элемент рассматриваем как расширение призабойной зоны каждой добывающей скважины сетки разбуривания.

Предлагаемое решение позволяет получить уровень интенсификации добычи нефти, сопоставимый с уровнем интенсификации добычи нефти при использовании горизонтального ствола, использовать в качестве дополнительных скважин стволы транзитных скважин, что сокращает затраты на строительство дополнительных скважин, использовать более редкую сетку разбуривания, например, шаг сетки скважин разбуривания равен 500 м, при использовании структурного элемента с радиусом r_пр 100 м шаг сетки разбуривания можно увеличить до 700 м, при этом расстояние между соседними скважинами сетки разбуривания сохраняется на уровне 500 м, проведение ремонтных исследовательских работ скважины в одном структурном элементе независимо от других скважин этого элемента, что, в свою очередь, позволяет сократить потери в добыче, а также другие негативные явления, связанные с остановкой скважины; автономная работа скважин структурного элемента создает благоприятные условия для регулирования, контроля процессом разработки с минимизацией потерь в добыче при технологических остановках скважин.

В качестве примера реализации способа использованы результаты расчетов гидродинамического моделирования по трехмерной, двухфазной фильтрации флюидов на участке прямоугольной формы Асомкинской нефтяной залежи, пласт Ю₁. Линейные размеры участка 1200 х 2400 м в плане при толщине пласта 10 м. Залежь чистонефтяная. Шаг сетки разбуривания 600 х 600 м по треугольной схеме размещения скважин.

Трехрядная система разработки с поддержанием пластового давления путем закачки воды. Доля добычи продукции угловых скважин принята равной 0,25 на границе 0,5. Фонд сетки разбуривания скважин 10, в том числе восемь добывающих, четыре нагнетательных (фиг. 1). Число дополнительных добывающих скважин 32 (фиг. 2).

Ввод скважин в разработку мгновенный. Размер шага расчетной сетки в системе координат XYZ 50 х 50 х 2 м соответственно. Кровля, подошва пласта и боковые границы непроницаемые.

Пластовое давление - 26.5 МПа. Депрессия на забоях добывающих скважин 1 - го ряда 3,0 МПа, для скважин стягивающего (нулевого) ряда 5,0 МПа. Репрессия на забоях нагнетательных скважин - 11 МПа. Ограничение на отключение добывающей скважины - достижение предельной обводненности 96.5%.

Коллектор анизотропный, проницаемостью по напластованию 0,025 мкм, по разрезу 0,0045 мкм². Пористость 0,17 д.е., нефтенасыщенность - 0,62 д.е. Неоднородность по напластованию 0,72. Вязкость нефти 1,46 МПа/с, плотность дегазированной нефти 833,5 кг/м³.

Расчет выполнен для аналога с размещением скважин, фиг. 1, для предлагаемого решения - фиг. 2 и прототипа - фиг. 3.

Гидродинамические условия разработки для всех рассматриваемых случаев неизменны. Результаты расчетов сведены в табл. 1.

Построчно структура таблицы отражает последовательно одно за другим: текущий год, достигнутые в этот год разработки: уровень добычи нефти, коэффициент извлечения нефти, обводненность соответственно для аналога, прототипа и предлагаемого решения.

Из таблицы видно, что сопоставление уровней добычи нефти по годам разработки показало, что наиболее интенсивный отбор нефти достигается при разработке участка предлагаемым способом. Особенно интенсивно происходит отбор нефти на начальном этапе разработки. Так, превышение уровня добычи в первый год разработки над уровнем добычи прототипа составляет величину почти 30,0 тыс.т.

Как показывает результат сопоставления данных расчета, тенденция превышения уровней добычи нефти сохраняется и в последующие годы разработки, что указывает на эффективность использования пробуренного фонда скважин.

Превышение уровней добычи характеризуется и посредством достигнутого уровня коэффициента извлечения нефти (КИН). Так, за первые десять лет разработки превышение КИН составляет в среднем более 3%. В дальнейшем, в силу предельности извлекаемых запасов, превышение КИН снижется, но его окончательное значение выше, чем достигнутое значение КИН в случае прототипа, при меньшем значении обводненности продукции. Т.е. предлагаемое решение имеет запас прочности.

В сравнении с аналогом предлагаемое решение превосходит не только ежегодными уровнями добычи, но и сокращением срока разработки, а следовательно, и снижением эксплуатационных затрат для достижения того же результата.

Низкие значения обводненности продукции скважин для аналога свидетельствуют о том, что часть скважин выбыла из процесса разработки, не обеспечив выработку дренируемых запасов и тем самым снизив эффективность бурения указанных скважин.

Таким образом предлагаемый способ добычи нефти обеспечивает интенсификацию добычи, повышает эффективность пробуренных скважин на первичной стадии эксплуатации месторождения, позволяет достигать более высоких значений коэффициента извлечения нефти при меньшей обводненности продукции скважин.

Источники информации
1. Крылов А.П., Белаш П.М., Борисов Ю.П. и др. Проектирование разработки нефтяных месторождений (принципы и методы). М.: Гостоптехиздат, 1962, с. 17- 19.

2 Максимов М.И. Геологические основы разработки нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1975, с. 296-317.

3. Максимов М.И. Геологические основы разработки нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1975, с. 340-344.

4 Максимов М.И. Геологические основы разработки нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1975, стр. 382-384, рис. 327, прототип.

5. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России. /Абдулмазитов Р.Д., Баймухаметов К.С., Викторин В.Д. и др./ М.: ВНИИОЭНГ, 1966, Т. 1, с. 144-145.

6. Разработка нефтяных месторождений. Т. II. Эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин. Ибрагимов Г.3., Хисамутдинов Н.И. и др., - М.: ВНИИОЭНГ, 1994, стр. 11.

7. А.П. Телков. Подземная гидрогазодинамика. - Уфа, 1974, стр. 109.

Claims

Способ разработки нефтяного месторождения, включающий рядное размещение нагнетательных скважин, размещение добывающих скважин между рядами нагнетательных скважин с заданным шагом сетки разбуривания и ее уплотнение путем бурения дополнительных скважин, закачку вытесняющего рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что уплотнение сетки разбуривания скважин проводят на начальном этапе разработки путем размещения дополнительных добывающих скважин вокруг каждой добывающей скважины в сетке разбуривания с образованием единого структурного элемента за счет расположения забоев дополнительных добывающих скважин в пределах призабойной зоны (r_пр) каждой добывающей скважины, которую вычисляют по формуле
r_пр = r_cexp(-S),
где r_c - фактический радиус скважины;
S - коэффициент совершенства скважины.