RU2808627C1 - Способ разработки трещинно-кавернозной залежи с газовой шапкой и подстилающей водой - Google Patents
Способ разработки трещинно-кавернозной залежи с газовой шапкой и подстилающей водой Download PDFInfo
- Publication number
- RU2808627C1 RU2808627C1 RU2022133742A RU2022133742A RU2808627C1 RU 2808627 C1 RU2808627 C1 RU 2808627C1 RU 2022133742 A RU2022133742 A RU 2022133742A RU 2022133742 A RU2022133742 A RU 2022133742A RU 2808627 C1 RU2808627 C1 RU 2808627C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- oil
- wells
- water
- well
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 95
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 32
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 89
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 27
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 15
- 238000002955 isolation Methods 0.000 claims abstract description 10
- 239000000872 buffer Substances 0.000 claims abstract description 6
- 238000011109 contamination Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 102
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 23
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims description 5
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 claims description 4
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 10
- 238000003809 water extraction Methods 0.000 abstract description 4
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 7
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 7
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 7
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 6
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 5
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 4
- 230000008859 change Effects 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 3
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 3
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 239000002199 base oil Substances 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 238000013178 mathematical model Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000010606 normalization Methods 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 210000002105 tongue Anatomy 0.000 description 1
Abstract
Изобретение относится к скважинной разработке газонефтяной залежи с осложненными условиями и может быть использовано при добыче нефти из залежи с газовой шапкой, в том числе газовой залежи с нефтяной оторочкой, приуроченной к трещиновато-кавернозным коллекторам с нижней - постилающей водой. Способ разработки трещинно-кавернозной залежи с газовой шапкой и подстилающей водой включает бурение куста эксплуатационных скважин, по меньшей мере одного, с горизонтальными стволами в нефтяной зоне - под газонефтяным контактом, определение в поверхностных и в пластовых условиях физико-химических свойств флюидов, определение фильтрационно-емкостных свойств породы околоскважинной и межскважинной зон, обустройство наземной инфраструктуры с системой сбора нефти кустов скважин и эксплуатацию скважин. При эксплуатации скважин определяют забойное давление, суточный дебит нефти, воды, газа, буферное давление. После чего производят моделирование многофазного притока к скважинам в пласте, учитывающее конусообразование газа и воды, многофазного потока в межскважинном пространстве, учитывающее интерференцию скважин, многофазного потока в стволах эксплуатационных скважин и потока продукции в наземной системе ее сбора с образованием системы совместного моделирования. В системе совместного моделирования обеспечивают необходимое давление для каждого куста эксплуатационных скважин с учетом режимов работы скважинного оборудования, забойных давлений и дебитов упомянутых скважин. С помощью упомянутой системы совместного моделирования прогнозируют состояние пластовой системы с дебитами и забойными давлениями в эксплуатационных скважинах на заданный период времени, которые периодически корректируют по фактически замеренным данным в этих скважинах. Также с помощью упомянутой системы определяют максимально возможную добычу нефти при заданных ограничениях на отборы газа и/или воды и необходимых давлениях в системе сбора для каждого куста, для которых определяют тип эксплуатационного оборудования скважин, режимы его работы, период его использования. После чего для последующих периодов времени эксплуатации скважин, характеризующихся значениями величин забойного давления и суточного дебита нефти, воды и газа, отличными от величин в предыдущем периоде времени, оценивают возможность перехода на режим работы скважин, отличный от режима в предыдущем периоде времени, с эксплуатационным оборудованием, отличным от оборудования, используемого в предыдущем периоде времени. Исключают неконтролируемое загазовывание и/или обводнение нефтяной зоны залежи на каждом периоде времени эксплуатации с помощью упомянутой выше системы моделирования, на основе которой определяют также периоды времени остановки работы скважин, предотвращающие критическое конусообразование газа и/или воды, необходимость и своевременность последующей изоляции каналов газо- и/или водопроявления. Обеспечивается увеличение добычи нефти. 3 з.п. ф-лы, 1 пр., 2 табл.
Description
Изобретение относится к скважинной разработке газонефтяной залежи с осложненными условиями и может быть использовано при добыче нефти из залежи с газовой шапкой, в том числе газовой залежи с нефтяной оторочкой, приуроченной к трещиновато-кавернозным коллекторам с нижней - постилающей водой.
Известен способ разработки газонефтяной залежи, включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин, нагнетание воды и создание барьерного заводнения, т.е. изоляции частей пласта, содержащих газ и нефть, после чего осуществляют раздельную эксплуатацию части пласта, содержащей газ, и части пласта, содержащей нефть, с использованием пробуренных скважин (Амелин И.Д. Особенности разработки нефтегазовых залежей, Москва, Недра, 1978, 136 с.).
Недостатком данного способа является низкий дебит скважин и возможность образования водяных «языков» с последующим прорывом воды в нефтяные скважины.
Известен также способ разработки газонефтяной залежи с использованием горизонтальных скважин, причем одна из них расположена выше газонефтяного контакта (ГНК), а другая - ниже ГНК, и нагнетанием воды для образования барьера над газонефтяным контактом (RU 2439308, 10.01.2012).
Недостатками данного способа являются:
- ограниченность применения - в основном для месторождений с высоковязкой нефтью;
- возможность разрушения водяного барьера, разделяющего пласт на две области, содержащие газ и нефть;
- трудность своевременного определения текущего положения флюидального контакта для создания барьера.
Известен способ разработки газонефтяной залежи с использованием добывающих и нагнетательных скважин, предусматривающий использование моделирования для прогнозирования положения флюидальных контактов (RU 2606740 С1, 10.01.2017).
В соответствии с последним известным решением предусматривают использование 3-х мерной геологической и многокомпонентной фильтрационной модели продуктивного пласта, с помощью которой устанавливают положение текущих размеров нефтяной оторочки и поверхностей флюидальных контактов, а именно газонефтяного и водонефтяного (ВНК), на рассматриваемую дату разработки залежи. С учетом этих данных и существующих ограничений по упомянутым выше флюидальным контактам осуществляют размещение скважин.
Недостатками известного способа являются:
- его крайне низкая эффективность в условиях трещиноватого пласта из-за неизбежных и быстрых прорывов закачиваемого газа и/или воды в добывающие скважины;
- недоучет фактора, связанного с гидродинамическим взаимодействием скважин по системе наземной коммуникации скважин - системе сбора нефти;
- отсутствие методов оперативного управления добычей нефти из скважин для предотвращения прорывов газа и/или воды в эти скважины;
- отсутствие упомянутых выше методов при факте прорыва газа и/или воды в добывающие скважины.
Техническим результатом данного изобретения является увеличение добычи нефти за счет ограничения прорывов конусов газа и/или воды в эксплуатационные скважины.
Необходимый технический результат достигается тем, что способ разработки трещинно-кавернозной залежи с газовой шапкой и подстилающей водой включает: бурение куста эксплуатационных скважин, по меньшей мере одного, с горизонтальными стволами в нефтяной зоне - под газонефтяным контактом; определение в поверхностных и в пластовых условиях физико-химических свойств флюидов, определение фильтрационно-емкостных свойств пласта околоскважинной и межскважинной зон; обустройство наземной инфраструктуры с системой сбора нефти куста скважин и линиями коммуникации; эксплуатацию скважин, при которой определяют забойное давление, суточный дебит нефти, воды, газа, буферное давление; совместное моделирование многофазного притока к эксплуатационным скважинам в пласте, учитывающее конусообразование газа и воды, многофазного потока в межскважинном пространстве, учитывающее интерференцию эксплуатационных скважин, многофазного потока в стволов эксплуатационных скважин и потока продукции в наземной системе ее сбора с образованием системы совместного моделирования, в которой обеспечивают необходимое давление для каждого куста эксплуатационных скважин с учетом режимов работы скважинного оборудования, забойных давлений и дебитов упомянутых скважин; при этом с помощью упомянутой системы совместного моделирования прогнозируют состояние пластовой системы с дебитами и забойными давлениями в эксплуатационных скважинах на заданный период времени, которые периодически корректируют по фактически замеренным данным в этих скважинах, а также определяют максимально возможную добычу нефти при заданных ограничениях на отборы газа и/или воды и необходимых линейных давлениях в системе обустройства для каждого куста скважин, для которых определяют тип эксплуатационного оборудования скважин, режимы его работы, период его использования, после чего для последующих периодов времени эксплуатации скважин, характеризующихся значениями величин забойного давления и суточного дебита нефти, воды и газа, отличными от величин в предыдущем периоде времени, оценивают возможность перехода на режим работы скважин, отличный от режима в предыдущем периоде времени, с эксплуатационным оборудованием, отличным от оборудования, используемого в предыдущем периоде времени, исключают неконтролируемое загазовывание и/или обводнение нефтяной зоны залежи на каждом периоде времени эксплуатации с помощью упомянутого выше моделирования, на основе которого определяют также периоды времени остановки работы эксплуатационных скважин, предотвращающие критическое конусообразование газа и/или воды, необходимость и своевременность последующей изоляции каналов газо- и/или водопроявления, а также задают дополнительные особенности разработки залежи при исчерпании предшествующих мер, обеспечивающие допустимые загазованность и/или обводнение разрабатываемой залежи.
Кроме того:
- периоды времени остановки работы эксплуатационных скважин, предотвращающие критическое конусообразование газа и/или воды, выбирают такими, при которых добыча нефти за период эксплуатации, следующий за периодом простоя, превышает добычу нефти по сравнению со случаем непрерывной эксплуатации скважины за аналогичный период времени (период простоя в совокупности с периодом эксплуатации по предыдущему варианту);
- при полном исчерпании эффекта от периодических остановок эксплуатационных скважин принимают решение об изоляции каналов притока газа и/или воды;
- дополнительно прогнозируют состояние пластовой системы с дебитами и забойными давлениями в эксплуатационных скважинах на заданный период времени, при которых предотвращают образование магистральных каналов нежелательных прорывов воды и/или газа и, при фактически полученном состоянии пластовой системы, совпадающем с прогнозным, преимущественно осуществляют заблаговременную изоляцию каналов притока газа и/или воды - до факта их прорыва в скважину.
Сущность изобретения заключается в том, что на нефтегазовой залежи, характеризующейся вышеотмеченными сложными геологическими условиями, опасными по неконтролируемым прорывам газа и/или воды, в том числе по трещинам, предусматривают использование особой системы моделирования. Главным отличием предложенного способа является создание и использование системы совместного моделирования, с помощью которой осуществляют расчет интерференции скважин в залежи и образования конусов воды и/или газа (с учетом прорывов по трещинам) вблизи скважин на основе сопряженных полуаналитических моделей (иерархической модели), параметры которых (в частности, свойства пласта и жидкостей в межскважинной и околоскважинных зонах - пустотности, проницаемости, сжимаемости, вязкости) адаптируют по промысловым данным (динамике дебитов нефти, воды и/или газа, замерам забойного и пластового давления), а также расчет потоков и давлений в скважинах и наземной системе сбора их продукции. По этим данным с помощью модели оптимизации прогнозируют оптимальную добычу для каждой из скважин (дебит и давление), соответствующую максимально возможной добыче нефти из группы скважин при заданных ограничениях (минимизации отборов воды и/или газа). При этом, определяют давления в наземной системе обустройства, при которых эта система может пропустить оптимальные отборы, и определяют режимы работы скважинного оборудования (в частности, характеристики насоса или штуцера на устье скважины), обеспечивающие оптимальную добычу с учетом интерференции скважин не только по залежи, но и по поверхностной инфраструктуре.
Для определения оптимального дебита одновременно используют модель многофазного притока к группе скважин в пласте (иерархическую модель), модель оптимизации добычи нефти при ограничениях сверху на отборы воды и/или газа по группе скважин, модель многофазного течения в системе сбора месторождения и модель многофазного течения в стволе скважины с учетом скважинного оборудования. В данном подходе учитывают сохранение потоков в каждой точке системы, непрерывность давления во всей системе, а также течение флюида через насосы и штуцеры. Уникальность разработанного способа состоит в том, что он позволяет определять режим работы пласта при изменении настроек скважинного оборудования и, наоборот, определять необходимый режим работы скважинного оборудования для обеспечения максимально возможной с учетом потенциала пласта добычи нефти. Более того, использование системы совместного моделирования позволяет заблаговременно оценить и обеспечить увеличение добычи нефти на различных стадиях добычи (на естественном режиме истощения пластовой энергии и на последующих стадиях разработки с применением насосного оборудования) и своевременно предпринять мероприятия по модификации применяемой технологии с целью ограничения обводнения, загазовывания извлекаемой продукции, образования в призабойной зоне водо- и/или газонефтяной эмульсий, а также каналов прорыва газа и/или воды.
При этом, на начальном этапе эксплуатацию скважин осуществляют при щадящем давлении (депрессии). Величину упомянутого давления в зависимости от времени (ΔP(t)) определяют по формуле
где ΔHo(t) - мощность нефтенасыщенной части пласта в зависимости от времени, м; α - параметр, определяющий изменение положения контактов при изменении давления при активной газовой шапке и подошвенной воде, м/МПа (α=αw+αg, где , при этом γw, γ0 и γg - характеризует удельный вес воды, нефти и газа, соответственно).
После прорыва газа и воды в скважину и достижения определенных заранее и допустимых значений газового фактора или обводненности в качестве основного мероприятия по увеличению добычи нефти предусматривают периодическую остановку работы эксплуатационных скважин, предотвращающую критическое конусообразование газа и/или воды. Превышение этих определенных заранее значений и дальнейший рост обводненности и/или газового фактора приводит к значительному снижению добычи нефти. Период остановки и последующий режим работы скважины подбирают таким образом, чтобы изменить тенденцию обводнения и/или загазовывания продукции - тенденцию повышения проявления этих негативных факторов на тенденцию стабилизации или снижения проявления этих факторов, причем таким образом, чтобы повысить добычу нефти за последующий после остановки период, с избытком компенсирующий остановку скважины. При полном исчерпании эффекта от периодических остановок скважины - отсутствии прироста добываемой нефти - предусматривают изоляцию каналов флюидопроявления, порядок и схему осуществления которой отрабатывают на предлагаемой иерархической модели. Эти мероприятия именно в предлагаемой последовательности определены как наиболее эффективные для увеличения добычи нефти из скважины, ограничения отборов воды и газа и образования эмульсий в призабойной зоне. При достижении критических значений газового фактора создают непроницаемый газовый экран за счет применения изоляционных средств. Моделирование данного мероприятия осуществляют на основе иерархической модели путем задания соответствующего условия в месте создания экрана. Именно эти мероприятия, упомянутые выше, в совокупности обеспечивают блокировку движения водо- и/или газонефтяного контакта и исключают образование в призабойной зоне водо- и/или газонефтяной эмульсий, снижающих добычу нефти.
Дополнительно отмечается, что упомянутая выше единая система моделирования включает в себя иерархическое моделирование, позволяющее воспроизводить динамику показателей работы группы скважин для одного из самых сложных случаев - для трещинно-кавернозной залежи с газовой шапкой и подстилающей водой на основе реальных данных. В соответствии с разработанной технологией моделирования в связи с высокой неопределенностью исходной информации о пласте используют полуаналитические модели и минимально необходимый набор исходных данных, позволяющий отразить сложные физические процессы, происходящие в карбонатной трещинно-кавернозной залежи с контактными запасами. Изменение поля давления в пласте в точке с заданными координатами для последовательных моментов времени вследствие интерференции скважин рассчитывают на основе решения уравнения пьезопроводности и метода суперпозиции с учетом изменения дебитов влияющих скважин во времени; обводненность и газовый фактор продукции каждой скважины определяют, исходя из предложенной модели околоскважинной зоны - соответствующего конусообразования воды и газа в каждый момент времени с учетом вязкостей и проницаемостей каждой из фаз (Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. М.-Ижевск: ИКИ, 2006. 436 с.).
Значения параметров пустотности и проницаемости пласта и свойств околоскважинной зоны, обеспечивающие наилучшее воспроизведение фактических показателей работы скважин, уточняют путем автоматизированной адаптации иерархической модели, основанной на минимизации нормированных квадратов отклонений расчетных дебитов нефти, воды, газа и давления от фактических для всех моментов времени. В качестве множителей нормировки выбирают максимальный суммарный дебит всех фаз или начальное пластовое давление, соответственно. Совместное моделирование включает также одновременный расчет газожидкостного потока в системе труб наземной инфраструктуры и скважинного оборудования, в которой на забое скважин в качестве граничных условий задают забойные давления и дебиты нефти, воды и газа такие же, как и в модели пласта. В основу математической модели газожидкостного потока в трубе положены одномерные уравнения сохранения массы и энергии и эмпирическая корреляция для градиента давления, например, Беггз-Брилла (Brill J.P., Mukherjee Н.K. Multiphase Flow in Wells. Texas: Richardson Publ., 1999, 156 pp.). В составе жидкой фазы учитывают нефть и воду. Выделение/растворение газа из/в нефти в зависимости от давления рассчитывают по формуле для растворимости где индекс sat соответствует давлению насыщения, st - стандартным условиям. Уравнения замыкают термодинамическими характеристиками, экспериментальными соотношениями между истинным объемным и расходным газосодержанием и зависимостями гидравлического уклона от физических свойств перекачиваемых сред, структуры и параметров потока (в частности, скорости, истинного объемного и расходного газосодержания). Эта модель позволяет учитывать нефть, воду, газ, растворенный в нефти, и свободный газ. В качестве граничных условий задают давление и температуру на одном из концов трубы, а также расходы нефти, газа и воды, приведенные к стандартным условиям. В модели системы сбора в узлах соединения труб задают условия непрерывности давления и суммарных потоков фаз. Разработанная модель позволяет рассматривать трубы системы сбора, состоящие из прямолинейных элементов произвольного наклона. Такую модель применяют, в частности, для описания течения в скважине от забоя до приема насоса и от выхода из насоса до буфера для скважин, оснащенных насосами, либо от забоя до устья для фонтанирующих скважин. Модель дополняют опциями, позволяющими учесть изменение давления, связанное с напором насоса либо с наличием штуцера вблизи устья фонтанирующей скважины. С использованием модели поверхностной инфраструктуры по известным суммарным дебитам фаз каждого куста скважин рассчитывают одинаковое линейное давление для всех скважин куста. Рассчитанные значения давления сопоставляют с замеренными на забое, на приеме насоса, на буфере и модель дополнительно уточняют.
После настройки совместной модели выполняют прогнозные расчеты по базовому варианту и определяют оптимальный вариант, обеспечивающий максимум добычи нефти куста за фиксированный период времени при заданных ограничениях на отбор газа и воды, например, взятых из базового варианта. Для нахождения оптимального режима работы N скважин решают задачу максимизации добычи нефти , где значения дебитов и соответствующую им добычу нефти определяют на основе совместного моделирования с использованием настроенной по фактическим данным модели с учетом ограничений на суммарные отборы воды и газа и ограничений по скважинам
где - накопленная добыча воды и газа газовой шапки;
- максимально допустимые отборы воды и газа газовой шапки;
- накопленная добыча нефти для i-ой скважины за период времени Т;
- ограничения на максимальную и минимальную добычу нефти по i-ой скважине, исходя из ее технологических ограничений.
В результате находят не только оптимальные дебиты скважин, но и соответствующие им настройки скважинного оборудования, при которых реализуют оптимальную добычу. Если оптимальное решение упирается в одно или несколько технологических ограничений по скважинам, обусловленных имеющимся скважинным оборудованием, рассматривается другое оборудование, позволяющее расширить диапазон соответствующих ограничений и увеличить добычу. Затем с использованием системы совместного моделирования для последующих периодов времени определяют необходимость и своевременность дополнительных мероприятий, способствующих снижению водо- и газо-проявлений, и обеспечивающих полноту извлечения нефти (периодические остановки скважин, создание экранов для воды и газа), а также согласованные режимы работы скважинного оборудования и системы в целом.
Способ разработки трещинно-кавернозной залежи с газовой шапкой и подстилающей водой осуществляют следующим образом.
По способу осуществляют бурение куста эксплуатационных скважин, по меньшей мере одного. Для этого осуществляют бурение скважин с горизонтальными стволами в нефтяной зоне, которая расположена под газонефтяным контактом. В поверхностных и в пластовых условиях с применением традиционных средств определяют физико-химические свойства флюидов - плотность нефти, газа и воды, их сжимаемость, вязкость, объемный коэффициент фаз, газовый фактор. Кроме того, определяют фильтрационно-емкостные свойства породы околоскважинной и межскважинной зон - проницаемость и пустотность слагающих пород, их проницаемость по нефти, воде и газу. Определяют размеры вышеупомянутых зон. Обустраивают наземную инфраструктуру с системой сбора нефти куста скважин и линиями коммуникации этих кустов. Осуществляют эксплуатацию скважин. В процессе эксплуатации определяют забойное давление, суточный дебит нефти, воды, газа, буферное давление. Осуществляют совместное моделирование многофазного притока к эксплуатационным скважинам в пласте с учетом интерференции эксплуатационных скважин по межскважинному пространству и конусообразования газа и воды в окрестности скважин, моделирование многофазного потока в стволах эксплуатационных скважин и моделирование потоков в наземной системе сбора продукции. В результате упомянутой совокупности моделей образуют единую систему моделирования. В этой системе моделирования определяют необходимое давление в линиях коммуникации для каждого куста эксплуатационных скважин. При этом, учитывают забойные давления и дебиты упомянутых скважин. С помощью упомянутого совместного моделирования прогнозируют состояние пластовой системы с дебитами и забойными давлениями в эксплуатационных скважинах на заданный период времени, которые периодически корректируют с использованием фактически замеренных данных в этих скважинах. Определяют максимально возможную добычу нефти при заданных ограничениях отбора газа и/или воды и необходимых линейных давлениях для каждого куста скважин. Для каждой скважины определяют тип эксплуатационного оборудования, режимы его работы, период его использования. После этого для других периодов времени эксплуатации скважин, характеризующихся значениями величин забойного давления и суточного дебита нефти, воды, газа, отличными от величин в предыдущем периоде времени, оценивают возможность перехода на режим работы скважин, отличный от режима в предыдущем периоде времени, с эксплуатационным оборудованием, отличным от оборудования, используемого в предыдущем периоде времени. Увеличение добычи нефти из залежи обеспечивают за счет исключения неконтролируемого загазовывания и/или обводнения нефтяной зоны залежи на каждом периоде времени эксплуатации. С помощью упомянутой системы совместного моделирования определяют периоды времени остановки работы эксплуатационных скважин, предотвращающие критическое конусообразование газа и/или воды. Затем определяют необходимость и своевременность последующей изоляции каналов газо- и/или водопроявления. При исчерпании предшествующих мер задают дополнительные особенности разработки залежи, обеспечивающие допустимые загазованность и/или обводнение разрабатываемой залежи.
Конкретный пример осуществления способа.
По способу осуществляют бурение куста эксплуатационных скважин, по меньшей мере одного, в условиях карбонатной залежи, приуроченной к рифейским отложениям Восточной Сибири. Практика реализации способа допускает использование кустов эксплуатационных скважин, расположенных равномерно по всей залежи. Собственно, куст эксплуатационных скважин в типовом случае характеризуется тем, что он включает от 3 до 6 эксплуатационных скважин с горизонтальными стволами длиной от 200 до 1000 м в нефтяной зоне в интервале глубин 2030-2060 м под газонефтяным контактом на глубине 2023 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина - 49 м. Залежь подстилается водой. Начальное пластовое давление - 21,2 МПа. По способу определяют физико-химические свойства флюидов в поверхностных и в пластовых условиях. Измерение свойств флюидов в разных условиях позволяет наиболее достоверно моделировать течение флюидов от пласта до установки подготовки нефти через ствол скважины и систему обустройства месторождения. В результате измерений плотность нефти составила 821 кг/м3 в поверхностных условиях и 699 кг/м3 в пластовых условиях, плотность газа и воды в пластовых условиях - 236 кг/м3 и 1178 кг/м3 соответственно. Сжимаемость, вязкость в пластовых условиях и объемный коэффициент: для нефти - 18,95 1/МПа×10-4, 1,35 мПа*с и 1,38 д. ед. соответственно; для воды - 4,6 1/МПа×10-4, 1,65 мПа*с и 1,01 д. ед. соответственно. Для газа: коэффициент сверхсжимаемости - 0,764 д. ед.; вязкость - 0,026 мПа*с. Газосодержание нефти - 194 м3/т, давление насыщения - 21,2 МПа. Средняя пустотность коллектора составляет 0,017 д.ед., проницаемость - 0,097 мкм2.
Осуществляют обустройство наземной инфраструктуры с системой сбора нефти кустов скважин, которое представляет собой кольцевую схему нефтесборных трубопроводов в центральной части залежи и отдельные ветви системы нефтесбора, с помощью которых собирают продукцию с периферийных кустовых площадок и соединяют с центральной кольцевой системой. Система сбора куста (внутрипромысловая система сбора) состоит из выкидных трубопроводов и автоматизированных групповых замерных установок, где осуществляют поочередный замер дебита скважин. С выхода замерных установок продукцию скважин по нефтегазосборным трубопроводам направляют в нефтесборные трубопроводы. Осуществляют совместное моделирование. Для этого осуществляют моделирование многофазного потока в межскважинном пространстве пласта, учитывающее интерференцию эксплуатационных скважин и определяющее динамику забойного давления скважин. Осуществляют моделирование многофазного притока к эксплуатационным скважинам в пласте, учитывающее конусообразование газа и воды. Параметры моделей околоскважинной и межскважинной зоны настраивают, исходя из минимизации отклонения расчетных и фактических дебитов и забойных давлений скважин. При настройке моделей допускают, что проницаемость модели околоскважинной зоны на несколько порядков ниже, чем для межскважинной зоны для обеспечения интерференции скважин по системе магистральных трещин. При этом эффективную пустотность в модели околоскважинной зоны принимают большей, чем для межскважинного пространства, что позволяет учесть постепенное дренирование скважиной кавернозных интервалов ограниченного распространения. После настройки моделей по скважинам воспроизводят фактические дебиты и выполняют прогнозные расчеты, в которых с учетом суммарных отборов вычисляют забойное давление и положение контактов, определяющее долю воды и газа в потоке, поступающем в скважину. Используя найденные доли фаз и забойное давление, а также заданные фактические режимы работы скважинного оборудования, например, электроцентробежного насоса или штуцера, осуществляют моделирование многофазного потока в стволе эксплуатационной скважины и в наземной инфраструктуре с системой сбора нефти куста с учетом найденных дебитов и заданного давления на установке подготовки нефти. Затем осуществляют прогнозные расчеты, в ходе которых решают задачу максимизации добычи нефти при заданных ограничениях отбора газа и/или воды, необходимых давлениях в линиях коммуникации для каждого куста скважин и допустимых режимах работы скважинного оборудования. Используя найденные доли фаз и забойное давление, осуществляют моделирование многофазного потока в стволах эксплуатационных скважин до скважинного оборудования, например, электроцентробежного насоса или штуцера. Осуществляют моделирование потока нефти в наземной инфраструктуре с системой сбора нефти куста с учетом найденных дебитов и заданного давления на установке подготовки нефти, определяемого технологическими ограничениями, и получают давления после скважинного оборудования. Имея давления до и после скважинного оборудования, определяют технологические показатели работы этого оборудования, обеспечивающие оптимальную добычу нефти. В результате, получают единую систему моделирования, охарактеризованную частными значениями параметров.
В качестве примера рассмотрен куст из 5 горизонтальных скважин в трещинно-кавернозном коллекторе с газовой шапкой и подошвенной водой. Все горизонтальные стволы скважин являются необсаженными. Исследованию подвергнуты следующие варианты, различающиеся наличием дополнительных мероприятий по оперативному управлению добычей, предусмотренных предлагаемым способом. Во всех вариантах учитывают совместное моделирование, т.е. работу системы сбора и скважинного оборудования полностью согласуют с поведением пласта, в противном случае реальные дебиты будут отличаться от ожидаемых.
Вариант 1 (базовый). Скважины эксплуатируют на постоянных режимах, соответствующих последним фактическим на момент начала применения технологии (для новых скважин - определенных при опробовании и исследовании скважин) на протяжении шести месяцев. При достижении предельных значений газового фактора в 7000 м3 /т или обводненности 98% скважины останавливают.
Вариант 2 (оптимизация режимов работы скважин на основе расчетов с совместным моделированием, учитывающим скважинное оборудование и наземную инфраструктуру). Вариант аналогичен варианту 1, но с той разницей, что с помощью совместного моделирования определяют оптимальные режимы работы скважин, при которых обеспечивают максимально возможную добычу нефти при непревышении отборов воды и газа варианта 1 по группе скважин.
Вариант 3 (оптимизация на основе расчетов с учетом скважинного оборудования и наземной инфраструктуры и изоляцией каналов притока газа). Вариант аналогичен варианту 2, но с той разницей, что для скважин, достигших критического значения газового фактора (7000 м3 /т), применяют временную остановку, а затем изоляцию каналов притока газа, которую моделируют с помощью иерархической модели.
Сопоставление полученных результатов выполняют в рамках технологического анализа показателей эффективности, сравнительные данные по рассматриваемым вариантам представлены в табл. 1, 2. С учетом забойного давления по эксплуатационным скважинам, меняющегося от 19,76 до 20,47 МПа и дебитов жидкости - от 101 до 540 м3/сут давление в линиях коммуникации для куста, на котором пробурены данные скважины, составляет 2,93 МПа. На момент начала применения способа осуществляли эксплуатацию скважин, при которой среднее забойное давление по скважинам составляло 20,24 МПа, суммарные суточные дебиты нефти - 533 т/сут, жидкости - 1189,7 м3/сут, газа - 747,9 тыс.м3/сут по скважинам куста. С помощью совместного моделирования прогнозируют состояние пластовой системы с дебитами, варьирующимися по скважинам от 100 до 650 м3/сут на прогнозный период времени 180 дней, при наличии исторического периода работы скважин более 2 лет.
На прогнозный период с помощью моделирования многофазного потока в межскважинном пространстве и притока к эксплуатационным скважинам рассчитывают дебиты и забойные давления по скважинам куста при указанном выше диапазоне варьирования дебитов. При сохранении текущих режимов работы скважин за указанный прогнозный период обеспечивают базовую добычу нефти 86,5 тыс.т, воды - 123,7 тыс.м3, газа - 135,2 млн.м3 (вариант 1). Максимально возможная добыча нефти при заданных ограничениях на отбор газа в 135,2 млн. м3 и воды 123,7 тыс.м3 за прогнозный период и необходимых давлениях в системе обустройства куста с учетом совместного моделирования составила 100,3 тыс.м3 (вариант 2). При этом достигают базовый отбор воды и обеспечивают сокращение отборов газа на 34,9 млн. м3 или на 25,8%. По каждой скважине на основе совместного моделирования были определены оптимальные режимы работы скважинного оборудования. Так, по скважине 1 увеличена частота работы насоса на 2 Гц (с 48 Гц до 50 Гц). По скважине 3 частота работы насоса уменьшена на 6 Гц (с 36 Гц до 30 Гц). По скважине 4 диаметр штуцера уменьшен с 12 мм до 6 мм. По скважинам 2 и 5 показатели режимов работы скважинного оборудования не изменились. При этом по скважине 1 наблюдали неконтролируемое загазовывание добываемой продукции, газовый фактор составил практически 7000 м3/т на конец прогнозного периода. Поэтому в варианте 3 по скважине 1 переходят к ее остановке на 30 сут. За счет перераспределения фильтрационных потоков за это время газовый фактор снижается до 5000 м3/т. После исчерпания эффективности фактора остановки переходят к изоляции каналов прорыва газа, например, с помощью пены. В результате по этой скважине достигают снижение значения газового фактора на конец прогнозного периода до 1800 м3/т. Обеспечивают снижение отборов газа на 14,9 млн. м3 и увеличение отборов нефти на 3,0 тыс.т. и жидкости на 11,9 тыс.м3 за прогнозный период. Таким образом, в системе обустройства достигают замещение отборов попутного нефтяного газа из газовой шапки нефтью и водой. После этого, аналогичным образом для последующих периодов времени эксплуатации скважин, характеризующихся другими значениями величин забойного давления и суточного дебита нефти, воды, газа оценивают возможность работы скважин с другим эксплуатационным оборудованием. В результате обеспечивают необходимый технический результат, заключающийся в увеличении добычи нефти из залежи.
Таким образом, реализация рассматриваемого способа разработки трещинно-кавернозных коллекторов с газовой шапкой и подстилающей водой за счет применения системы совместного моделирования, особой технологии эксплуатации и приемов изоляции каналов притока газа позволяет увеличить добычу нефти, в том числе даже и после прорыва воды и газа в скважины.
Эффективность заявляемого способа обеспечивают за счет того, что в процессе применения совместного моделирования определяют и применяют оптимальные режимы работы скважин, максимально реализующие потенциал пласта, согласованные с системой обустройства в целом, а также за счет своевременного изменения режимов эксплуатации скважин, в том числе временных остановок, и затем создания экранов, изолирующих газ и/или воду, что является значительным преимуществом по сравнению с существующими способами разработки месторождений, осложненных газовой шапкой и подстилающей водой.
Claims (4)
1. Способ разработки трещинно-кавернозной залежи с газовой шапкой и подстилающей водой, включающий бурение куста эксплуатационных скважин, по меньшей мере одного, с горизонтальными стволами в нефтяной зоне - под газонефтяным контактом, определение в поверхностных и в пластовых условиях физико-химических свойств флюидов, определение фильтрационно-емкостных свойств породы околоскважинной и межскважинной зон, обустройство наземной инфраструктуры с системой сбора нефти кустов скважин, эксплуатацию скважин, при которой определяют забойное давление, суточный дебит нефти, воды, газа, буферное давление, моделирование многофазного притока к скважинам в пласте, учитывающее конусообразование газа и воды, многофазного потока в межскважинном пространстве, учитывающее интерференцию скважин, многофазного потока в стволах эксплуатационных скважин и потока продукции в наземной системе ее сбора с образованием системы совместного моделирования, в которой обеспечивают необходимое давление для каждого куста эксплуатационных скважин с учетом режимов работы скважинного оборудования, забойных давлений и дебитов упомянутых скважин, при этом с помощью упомянутой системы совместного моделирования прогнозируют состояние пластовой системы с дебитами и забойными давлениями в эксплуатационных скважинах на заданный период времени, которые периодически корректируют по фактически замеренным данным в этих скважинах, а также определяют максимально возможную добычу нефти при заданных ограничениях на отборы газа и/или воды и необходимых давлениях в системе сбора для каждого куста, для которых определяют тип эксплуатационного оборудования скважин, режимы его работы, период его использования, после чего для последующих периодов времени эксплуатации скважин, характеризующихся значениями величин забойного давления и суточного дебита нефти, воды и газа, отличными от величин в предыдущем периоде времени, оценивают возможность перехода на режим работы скважин, отличный от режима в предыдущем периоде времени, с эксплуатационным оборудованием, отличным от оборудования, используемого в предыдущем периоде времени, исключают неконтролируемое загазовывание и/или обводнение нефтяной зоны залежи на каждом периоде времени эксплуатации с помощью упомянутой выше системы моделирования, на основе которой определяют также периоды времени остановки работы скважин, предотвращающие критическое конусообразование газа и/или воды, необходимость и своевременность последующей изоляции каналов газо- и/или водопроявления.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что периоды времени остановки работы эксплуатационных скважин, предотвращающие критическое конусообразование газа и/или воды, выбирают такими, при которых добыча нефти за период эксплуатации, следующий за периодом простоя, превышает добычу нефти по сравнению со случаем непрерывной эксплуатации скважины за аналогичный период времени.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при полном исчерпании эффекта от периодических остановок эксплуатационных скважин осуществляют изоляцию каналов притока газа и/или воды.
4. Способ по п. 1 или 3, отличающийся тем, что дополнительно прогнозируют состояние пластовой системы с дебитами и забойными давлениями в эксплуатационных скважинах на заданный период времени, при которых предотвращают образование магистральных каналов нежелательных прорывов воды и/или газа и, при фактически полученном состоянии пластовой системы, совпадающем с прогнозным, преимущественно осуществляют заблаговременную изоляцию каналов притока газа и/или воды - до факта их прорыва в скважину.
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2808627C1 true RU2808627C1 (ru) | 2023-11-30 |
Family
ID=
Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3519076A (en) * | 1968-10-17 | 1970-07-07 | Mobil Oil Corp | Gas injection method for recovering oil |
RU2433253C1 (ru) * | 2010-04-02 | 2011-11-10 | Учреждение Российской академии наук Институт проблем нефти и газа РАН | Способ разработки краевой нефтяной оторочки нефтегазоконденсатной залежи |
RU2606740C1 (ru) * | 2015-12-22 | 2017-01-10 | Закрытое акционерное общество "Тюменский институт нефти и газа" (ЗАО "ТИНГ") | Способ разработки нефтяной оторочки и подгазовой зоны сложно построенных залежей |
Patent Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3519076A (en) * | 1968-10-17 | 1970-07-07 | Mobil Oil Corp | Gas injection method for recovering oil |
RU2433253C1 (ru) * | 2010-04-02 | 2011-11-10 | Учреждение Российской академии наук Институт проблем нефти и газа РАН | Способ разработки краевой нефтяной оторочки нефтегазоконденсатной залежи |
RU2606740C1 (ru) * | 2015-12-22 | 2017-01-10 | Закрытое акционерное общество "Тюменский институт нефти и газа" (ЗАО "ТИНГ") | Способ разработки нефтяной оторочки и подгазовой зоны сложно построенных залежей |
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
КАНЕВСКАЯ Р.Д. и др., Идентификация параметров разномасштабной модели притока к группе скважин в нефтегазовой залежи с подошвенной водой, Геомодель 2021: Материалы 23-й конференции по вопросам геологоразведки и разработки месторождений нефти и газа, Геленджик, 06-10.09.2021 г, Москва: ООО "ЕАГЕ Геомодель", 2021, стр. 93. РЫЖОВА Л.Л. и др., Подходы к идентификации параметров разномасштабной модели притока к скважинам в нефтегазовом пласте с подошвенной водой, Вестник Башкирского университета, 2022, т. 27, N 3, стр. 553-558. * |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Guo et al. | Well productivity handbook | |
Jin et al. | An analytical model for water coning control installation in reservoir with bottomwater | |
RU2211311C2 (ru) | Способ одновременно-раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов и скважинная установка для его реализации | |
Thakur | Waterflood surveillance techniques-a reservoir management approach | |
Jin et al. | Performance analysis of wells with downhole water loop installation for water coning control | |
Matkivskyi et al. | Increasing the Productivity of Gas Wells in Conditions of High Water Factors | |
Shirman et al. | More oil using downhole water-sink technology: a feasibility study | |
WO2017223483A1 (en) | Method for selecting choke sizes, artificial lift parameters, pipe sizes and surface facilities under production system constraints for oil and gas wells | |
Li et al. | A mathematical model for predicting long-term productivity of modern multifractured shale-gas/oil wells | |
RU2737043C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта многопластового нефтегазоконденсатного месторождения | |
Han et al. | Study and pilot test of multiple thermal-fluid stimulation in offshore Nanpu oilfield | |
Devegowda et al. | An assessment of subsea production systems | |
RU2439298C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти массивного типа с послойной неоднородностью | |
Chugh et al. | Mainstream options for heavy oil: part I-cold production | |
Hervey et al. | Performance Review off a Miscible CO2 Tertiary Project: Rangely Weber Sand Unit, Colorado | |
RU2808627C1 (ru) | Способ разработки трещинно-кавернозной залежи с газовой шапкой и подстилающей водой | |
Yang et al. | The continuous pack-off technology: A novel water-control method and application to offshore horizontal wells of limestone reservoir | |
Anthony et al. | Inverted ESP Changing the Game in Water Coning Control in Water Drive Reservoirs-North Kuwait Case Study | |
Fairuzov* et al. | Reducing the Risk of Plugging of Production Liner in Unconventional Wells | |
Neog | Sensitivity analysis for enhancing crude oil recovery with continuous flow gas lift: A study in reference to the porous media of the upper Assam basin, India | |
Wojtanowicz | Down-hole water sink technology for water coning control in wells | |
Wojtanowicz et al. | Assessment of down-hole water sink technology for controlling water inflow at petroleum wells | |
Adiraju | Artificial Lift Applications to Unconventional Reservoirs | |
RU2625125C1 (ru) | Способ разработки битумных залежей с газовой шапкой | |
Wang et al. | Production Technology of Daqing Oil-Field During its High Water-Cut Stage |