Способ разработки нефтяного месторождения

Способ разработки нефтяного месторождения

Реферат

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений с применением горизонтальных скважин, преимущественно в слоистых и прерывистых пластах. Обеспечивает увеличение нефтеотдачи нефтяного месторождения в слоистых и прерывистых пластах путем более полного их охвата воздействием, вовлечения в разработку ранее не работавших продуктивных пластов. Сущность изобретения: способ включает отбор нефти через горизонтальные добывающие скважины и закачку рабочего агента через вертикальные нагнетательные скважины, размещенные по однорядной системе. Стволы горизонтальных добывающих скважин ориентируют вдоль ряда с полого направленным от кровли до подошвы вскрытием продуктивных прослоев в разрезе пласта. Количество вертикальных скважин в нагнетательном ряду, приходящихся на одну горизонтальную добывающую скважину расчетного элемента разработки, определяют из расчета одной дополнительной нагнетательной скважины на величину удлинения ствола горизонтальной добывающей скважины, которое определяют из аналитического соотношения. 6 з.п. ф-лы, 3 табл., 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений с применением горизонтальных скважин.

Известен способ разработки нефтяных месторождений однорядной системой вертикальных добывающих и нагнетательных скважин (Справочная книга по добыче нефти. /Под ред. Ш.Н. Гиматудинова. М.: Недра, 1974, с. 87).

Принципиальный недостаток систем разработки вертикальными скважинами состоит в точечном, по существу, вскрытии пласта и обусловливающим этим не галерейное, а опережающее лепестковое продвижение рабочего агента в направлении ближайших окружающих скважин. Указанное обстоятельство влечет добычу большого количества попутной воды и снижает нефтеотдачу пласта.

Известен также способ разработки нефтяных месторождений однорядной системой горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин (Леви Б.И. и др. Применение горизонтальных скважин на месторождениях ПО “Красноленинскнефтегаз”. - ОИ, Серия Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1993, с. 32). Применение горизонтальных скважин приближает вытеснение нефти к фронтальному, соразмерно соотношению длины горизонтальных скважин с расстоянием между их центрами в ряду.

Однако реализация потенциальных возможностей систем разработки с применением горизонтальных скважин требует высокой степени достоверности сведений о геологическом строении по разрезу и простиранию, характера насыщения (наличие подошвенной воды, газовой шапки) пласта, так как эффективность их применения во многом определяется, например, строгостью ориентации горизонтального ствола относительно кровли и подошвы пласта, особенно при наличии подошвенной воды или газовой шапки. Также и сама горизонтальная скважина не всегда может восполнить объем информации, получаемой при бурении вертикальных скважин, если не пересекает весь разрез.

Кроме того, в неоднородных, слоистых и прерывистых пластах могут находиться линзы и образовываться застойные зоны, в частности, вдоль нейтральных линий тока жидкости, не охваченные воздействием по причине недостаточной первоначальной (на момент бурения горизонтальных скважин) изученности пласта в зоне их расположения.

Наиболее близким к заявляемому изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки сложно построенной залежи с тонкой нефтяной оторочкой посредством горизонтальных добывающих и вертикальных нагнетательных скважин по избирательной системе размещения с изменчивыми (расстояния между скважинами, ориентации и длины горизонтального ствола в пласте) нерегулярными параметрами (Патент РФ №2095552, кл. Е 21 В 43/20, 1995).

Избирательность и изменчивость параметров системы разработки обусловлена требованием наличия непроницаемых прослоев в разрезе пласта, разделяющих нефтяную часть от верхней газовой (газовая шапка) и/или нижней водонасыщенной (подошвенная вода) (толщина, протяженность, прерывистость).

Недостатки способа заключаются в исключительности сочетания условий его применения как по геологическому строению, так и по характеру насыщения пластов, ограничивающих область его использования и возможности регулирования воздействия на пласт и вытеснения нефти преобразованием системы разработки без значительных затрат (отработкой на нефть нагнетательных скважин, зарезкой боковых стволов и др.).

Технический прогресс в области бурения скважин, необходимость разработки нефтяных залежей в природоохранных и заповедных зонах способствуют поступательному увеличению протяженности горизонтальных стволов в пределах пласта. При сопоставимости длины горизонтального ствола в пласте с расстоянием между вертикальными скважинами, обычно имеющими место на практике, актуальными становятся вопросы полноценности компенсации отбора жидкости закачкой агента и формирования равномерного фронта вытеснения нефти вдоль всей протяженности горизонтального ствола, особенно в слоистых пластах.

Задачей настоящего изобретения является увеличение нефтеотдачи нефтяного месторождения в слоистых и прерывистых пластах путем более полного их охвата воздействием, вовлечения в разработку ранее не работавших продуктивных пластов.

Поставленная задача решается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения, включающем отбор нефти через горизонтальные добывающие скважины и закачку рабочего агента через вертикальные нагнетательные скважины, размещенные по однорядной системе, согласно изобретению стволы горизонтальных добывающих скважин ориентируют вдоль ряда с полого направленным от кровли до подошвы вскрытием продуктивных прослоев в разрезе пласта, а количество вертикальных скважин в нагнетательном ряду, приходящихся на одну горизонтальную добывающую скважину расчетного элемента разработки, определяют из расчета одной дополнительной вертикальной нагнетательной скважины на величину удлинения ствола горизонтальной добывающей скважины, составляющего не менее 0,5-1,0 соотношения:

где l - длина по пласту (в плане) ствола горизонтальной добывающей скважины, м;

_н - половина расстояния между нагнетательными скважинами в ряду технологически обоснованного варианта разработки посредством вертикальных скважин, м.

При этом для доразработки слабо дренируемых и застойных нефтена-сыщенных зон целесообразно дополнительно бурить вдоль нейтральных линий тока жидкости боковые стволы из вышедших в тираж скважин.

Целесообразно также для выравнивания фронта вытеснения нефти путем создания пониженного сопротивления вдоль нагнетательных рядов производить закачку рабочего агента через вертикальные нагнетательные скважины при кратковременной отработке на нефть скважин через одну с одновременной закачкой рабочего агента в соседние скважины.

Для интенсификации выработки слабо дренируемых зон периоды прекращения и возобновления закачки рабочего агента определяют по формуле:

где - пьезопроводность пласта, м²/с.

Полезно при этом производить воздействие на пласт упругими колебаниями в диапазоне частот 0,1-800 Гц. Этот диапазон определен исходя из геолого-физических параметров нефтяных пластов и низкочастотной избирательности наблюдаемых в насыщенной пористой среде полезных эффектов колебательного воздействия. При этом целесообразно производить воздействие на пласт в периоды времени, соответствующие изменению пластового давления на участках слабодренируемых и застойных зон, вызванного изменением режимов закачки рабочего агента.

Для интенсификации притока нефти к горизонтальной добывающей скважине закачку рабочего агента через вертикальные нагнетательные скважины можно производить при повышенном давлении, вплоть до давления гидроразхрыва пласта.

Положительный эффект предлагаемого способа разработки достигается за счет возникновения нового режима воздействия на пласт и вытеснения нефти, характеризующегося высоким дебитом горизонтальных скважин, выровненным фронтом вытеснения нефти по разрезу слоистого пласта от нагнетательного ряда, и обеспечивается ориентацией горизонтальных стволов добывающих скважин вдоль ряда с полого направленным от кровли до подошвы вскрытием продуктивных прослоев в разрезе пласта, полнотой компенсации отбора жидкости закачкой рабочего агента, обоснованным количеством вертикальных нагнетательных скважин.

Необходимость взаимосвязанного решения вопросов ориентации горизонтальных стволов, компенсации отборов жидкостей закачкой агента и формирование системы разработки с разделенными по назначению и конструкции скважин рядами (добывающие - горизонтальные, нагнетательные - вертикальные) обуславливается многократной разницей добывных возможностей горизонтальных и вертикальных скважин, слоистым и прерывистым строением продуктивных пластов. Теоретические исследования и промысловый опыт доказывают, что горизонтальные скважины при достаточной их протяженности (200 м и более) по дебиту значительно превосходят вертикальные (в 2-5 раз и более, в зависимости от коллекторских свойств, послойной и зональной неоднородности пластов, качества вскрытия, освоения, протяженности и т.п.). Не менее важно и то, что при существенной длине горизонтальных скважин удаление ее среднего и концевых участков от воздействующей вертикальной нагнетательной может оказаться заметно различным. Тем самым создается резкая первоначальная геометрическая дифференциация вытеснения нефти в разные части одного горизонтального ствола добывающей скважины, приводящая к прорыву воды по кратчайшему пути, последующему прогрессивному обводнению скважины и, как следствие, снижению эффективности применения горизонтальных скважин. Если дефицит физических объемов закачки агента в какой-то степени может компенсироваться методами обработки призабойной зоны, повышением давления нагнетания в нагнетательных скважинах, то в прерывистых пластах из-за значительной удаленности какого-то участка горизонтального ствола добывающей скважины от вертикальной нагнетательной, могут образовываться либо слабо дренируемые, либо вообще застойные зоны, снижая тем самым коэффициент нефтеотдачи.

Способ осуществляют следующим образом. На основании исходной геолого-физической информации по залежи нефти (коллекторские свойства, строение пласта, физико-химические свойства насыщающих жидкостей, пластовые и забойные давления добывающих и нагнетательных скважин и др.) по аналогии с другими месторождениями, имеющими длительный период эксплуатации, или математической модели расчетного элемента однорядной системы разработки, включающего одну добывающую и две нагнетательные скважины (соотношение добывающих и нагнетательных скважин в расчетном элементе определяется как (1× 0,5)/(2× 0,25)=0,5/0,5=1,0/1,0, где 0,5 - доля добывающей, а 0,25 - каждой угловой нагнетательной скважины в элементе), по выбранному критерию находят оптимальное расстояние между скважинами в нагнетательном ряду ( _н).

Далее исходя из технически достижимой бурением или заданной длины (l) ствола горизонтальной добывающей скважины определяют количество дополнительных вертикальных нагнетательных скважин как целую часть соотношения (с округлением до большего значения, если дробная часть не менее 0,5) и формируют расчетный элемент разработки с горизонтальной добывающей и вертикальными нагнетательными скважинами, в котором величины _э и L (расстояния между добывающими и нагнетательными рядами) задаются независимо.

На пропорциях выбранного расчетного элемента производят все последующие технико-экономические расчеты возможных вариантов разработки.

Для повышения нефтеизвлечения бурят из вышедших в тираж добывающих и нагнетательных скважин боковые стволы в слабо дренируемые и застойные зоны, прилегающие к нейтральным линиям тока. Применительно к заявляемому способу разработки (фиг.1а) нейтральные линии тока проходят по контуру элемента от угловых вертикальных скважин к концевым участкам горизонтальной добывающей скважины и между нагнетательными скважинами перпендикулярно линии нагнетания. Именно в эти зоны целесообразно ориентировать боковые стволы. Их длина, количество и другие параметры определяются техническим состоянием существующих скважин, стадией выработки запасов, обводненностью продукции и т.п.

Для выравнивания фронта вытеснения вертикальные скважины нагнетательного ряда объединяют в две группы по принципу через одну. Прекращают закачку воды в скважины первой группы на период не менее а в скважинах второй группы производят или интенсивный отбор нефти (при кратковременной отработке на нефть) или продолжают закачку агента (при полном освоении нагнетательного ряда под закачку). Работу скважин, например в элементе (фиг.1а), организуют в следующем порядке. Вначале включают под отбор добывающую горизонтальную и среднюю вертикальную скважину нагнетательного ряда элемента, а в угловые вертикальные скважины нагнетательного ряда производят закачку рабочего агента. При длине ствола горизонтальной скважины l=450 м и пьезопроводности пласта =0,5 м²/с продолжительность полуциклов ограничения (закачки) должна быть не менее По истечении этого времени ограничивают (прекращают) закачку агента в угловые скважины нагнетательного ряда и производят закачку в среднюю вертикальную скважину нагнетательного ряда на такой же период. Добывающая горизонтальная скважина работает постоянно.

При воздействии на пласт упругими колебаниями их частоту и амплитуду выбирают в соответствии с геолого-физическими условиями конкретного месторождения.

Пример расчета показателей разработки с применением заявленного способа.

1. Исходные данные:

- вязкость нефти в пластовых условиях, _н=5,70 МПа· с;

- вязкость закачиваемого агента (воды) в пластовых условиях, _в=0,60 МПа· с

- объемный коэффициент нефти, в=1,23 доли единиц;

- плотность нефти в поверхностных условиях, _н=0,910 т/м³;

- плотность закачиваемого агента (воды) в пластовых условиях, _в=0,985 т/м³;

- коэффициент вытеснения нефти, К_выт=0,65;

- послойная неоднородность пласта по проницаемости, V²_t=0,5;

- зональная неоднородность пласта, V²_зон =1,0;

- прерывистость (доля неколлектора) по площади распространения пласта, =0,3;

- шаг хаотической изменяемости коллектора (коэффициент связности), d=300 м;

- длина (на плоскости) горизонтального ствола добывающей скважины в пласте, l=450 м.

2. Определение оптимальной плотности сетки скважин расчетного элемента однорядной системы разработки вертикальными скважинами.

Расстояние между рядами и скважинами в рядах - _э= _н= . В качестве технологического критерия оптимизации плотности сетки скважин в расчетном элементе принимается достижение заданного коэффициента нефтеотдачи К_но=0,45 при предельной обводненности нефти 99% (доля воды 0,99). Расчеты производим следующим образом. Известно, что

К_но = К_с· К_выт· К_зав,

где К_но - коэффициент нефтеотдачи;

К_с - коэффициент сетки;

К_выт - коэффициент вытеснения;

К_зав - коэффициент использования подвижных запасов нефти.

, где S площадь, приходящаяся на одну проектную скважину (плотность сетки), м².

Для исходных значений параметров и d в табл. 1 приведены рассчитанные значения К_с.

К_зав = К_зн+(К_зк-К _зн)· А,

где К_зн - доля отбора подвижных запасов нефти за безводный период;

К_зк - потенциально возможная доля (конечная) отбора подвижных запасов нефти;

А - расчетная предельная доля агента (воды) в дебите жидкости.

Параметры использования подвижных запасов нефти определяются через показатель общей неравномерности вытеснения нефти (V ²) по зависимостям:

В свою очередь, (1+V²)=(1+V² ₁)(1+V²₂)(1+V²₃ ),

где V²₂ - показатель неравномерности стягивания фронта вытеснения с разных сторон, устанавливается с учетом зональной неоднородности (V²_зон ) и числа воздействующих нагнетательных скважин (n_н )

V²₃ - геометрическая неравномерность вытеснения нефти агентом (водой) устанавливается по соотношению длин нейтральной и главной линии токов (М):

Тогда (1+V²)=(1+0,5)· (1+0,333)· (1+0,058) и значит V²=1,1157,

где А₂ - весовая предельная доля агента (воды) в дебите жидкости (по условиям А₂=0,99);

К_зав=К_зн+(К_зк-К_зн )· А=0,170+(0,813-0,170)· 0,961=0,788.

В итоге получаем значения нефтеотдачи для различных плотностей сетки скважин (табл. 2).

Таким образом, условиям оптимизации отвечает плотность сетки скважин 12· 10⁴ м²=12 га/скв. Отсюда 2 350 м.

3. Расчет эффективности разработки с применением данного способа.

Согласно заявляемому способу соотношение длины горизонтального ствола в пласте l=450 м к расстоянию между скважинами по оптимальной сетке с вертикальными скважинами составляет . Поскольку дробная часть менее 0,5, то по линии нагнетания в расчетном элементе с применением добывающей горизонтальной скважины согласно изобретению необходимо разместить одну дополнительную вертикальную нагнетательную скважину. Формируем расчетные элементы согласно изобретению (фиг.1а) и по прототипу (фиг. 1б)

Линейный размер расчетного элемента определяется как l=450+2 =450+350=800 м, а ширина – ¹/₂ от длины = 400 м.

По зависимостям, изложенным выше в п.2 расчета показателей разработки, получаем следующие результаты (табл. 3).

Таким образом, по заявляемому способу, в сравнении с прототипом, коэффициент нефтеотдачи возрастает на 0,477-0,434=0,043, т.е. на 4,3%, возрастает средняя доля нефти в суммарном отборе жидкости на , дебит нефти на одну проектную скважину возрастает на

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяного месторождения, включающий отбор нефти через горизонтальные добывающие скважины и закачку рабочего агента через вертикальные нагнетательные скважины, размещенные по однорядной системе разработки, отличающийся тем, что стволы горизонтальных добывающих скважин ориентируют вдоль ряда с полого направленным от кровли до подошвы вскрытием продуктивных прослоев в разрезе пласта, а количество вертикальных скважин в нагнетательном ряду, приходящихся на одну горизонтальную добывающую скважину расчетного элемента разработки, определяют из расчета одной дополнительной вертикальной нагнетательной скважины на величину удлинения ствола горизонтальной добывающей скважины, составляющего не менее (0,5-1,0) соотношения

где l - длина по пласту, в плане, горизонтальной добывающей скважины, м;

_н - половина расстояния между нагнетательными скважинами в ряду технологически обоснованного варианта разработки посредством вертикальных скважин, м.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что вдоль нейтральных линий тока бурят боковые стволы из вышедших в тираж скважин.

3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что закачку рабочего агента через вертикальные нагнетательные скважины производят при кратковременной отработке на нефть скважин через одну с одновременной закачкой рабочего агента в соседние скважины.

4. Способ по п.3, отличающийся тем, что периоды закачки и прекращения закачки рабочего агента определяют по формуле

где - пьезопроводность пласта, м /с.

5. Способ по любому из пп.1-4, отличающийся тем, что производят воздействие на пласт упругими колебаниями в диапазоне частот 0,1-800 Гц.

6. Способ по п.5, отличающийся тем, что воздействие на пласт упругими колебаниями производят в периоды времени, соответствующие изменению пластового давления на участках слабодренируемых и застойных зон, обусловленного изменением режимов закачки рабочего агента.

7. Способ по любому из пп.1-6, отличающийся тем, что закачку рабочего агента через вертикальные скважины производят при повышенном, вплоть до гидроразрыва пласта, давлении.

РИСУНКИ