Способ интенсификации притока глубинных углеводородных флюидов

Способ интенсификации притока глубинных углеводородных флюидов

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Предлагаемое изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно к интенсификации притока глубинных углеводородных флюидов.

Практика разработки месторождений нефти и газа свидетельствует о том, что нередко в процессе добычи нефти (газа) имеют место притока глубинных углеводородных флюидов по зонам притока или т.н. глубинным приточным каналам.

Известен способ непроизвольного, естественного отбора притекающих углеводородов в месторождение, разрабатываемое в режиме истощения пластовой энергии (см. Баренбаум А.А., Григорьев B.C., Закиров С.Н., Кондрат P.M., Лукманов А.Р. Галактоцентрическая парадигма и ее следствия для теории и практики разработки месторождений нефти и газа. Труды Международного технологического симпозиума "Новые технологии разработки нефтегазовых месторождений", Москва, 2004 г.). Недостатками такого возобновления ресурсов углеводородов являются следующие.

- При разработке нефтяного месторождения, как правило, осуществляется поддержание пластового давления. В таком случае притоки глубинных углеводородов будут либо отсутствовать, либо характеризоваться незначительными величинами.

- Рассматриваемый в цитированной работе случай Шебелинского газоконденсатного месторождения, в отличие от нефтяного месторождения, характеризуется снижением пластового давления. Это способствует росту дебита притекающего глубинного газа. Однако такой процесс является неконтролируемым и нерегулируемым. Поэтому в нем отсутствует идея, в случае необходимости, интенсификации притока глубинного газа.

Наиболее близким к предлагаемому способу является способ создания благоприятных условий для притока нефти в разрабатываемое месторождение (см. Закиров С.Н., Закиров И.С., Закиров Э.С., Баганова М.Н., Спиридонов А.В. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. Москва, 2004 г., стр.29-35). Это - создание зон пониженных давлений по отношению к начальному, в местах возможных подтоков глубинных флюидов, т.е. участков месторождения, непосредственно связанных с зонами притока, недопущение перекомпенсации отборов жидкости закачиваемой водой, нецелесообразность заводнения зон пласта с высокой проницаемостью. Недостатки такого подхода состоят в следующем.

- Запоздалое установление местоположения глубинного продолжения зоны притока может привести к непреднамеренному заводнению связанных с ним участков месторождения, что заметно затруднит интенсификацию притоков глубинной нефти.

- Даже при благоприятных условиях снижение пластового давления в месторождении может ограничиваться рядом факторов - давлением насыщения нефти газом, слабой сцементированностью продуктивного коллектора и т.д.

В основу настоящего изобретения положена задача интенсификации притока глубинных углеводородных флюидов в разрабатываемое нефтяное или газовое месторождение за счет сокращения фильтрационных сопротивлений для притекающего глубинного флюида.

Выполнение поставленной задачи достигается тем, что предлагаемый способ интенсификации притока глубинных углеводородных флюидов, включающий добычу нефти или газа из месторождения на основе добывающих и нагнетательных скважин, идентификацию места расположения глубинного продолжения зоны притока и создание благоприятных условий для притока глубинных углеводородных флюидов, отличающийся тем, что в область глубинного продолжения зоны притока бурят интенсифицирующую скважину, после чего создают интервал перфорации от забоя скважины до отметки ниже подошвы продуктивного пласта, пускают пробуренную интенсифицирующую скважину в эксплуатацию с давлением, которое лимитируется требуемым давлением на устье скважины, допустимым разгазированием добываемой нефти, устойчивостью коллектора перфорированного участка глубинного продолжения зоны притока, а также тем, что

- в интенсифицирующей скважине осуществляют работы по увеличению продуктивности на основе солянокислотной обработки и/или гидравлического разрыва пласта и/или производят забуривание бокового горизонтального ствола и/или скважин, включая скважины с горизонтальным, пологопадающим или многозабойным окончаниями с работами по увеличению продуктивности.

Способ осуществляют следующим образом.

На разрабатываемом месторождении нефти или газа, на основе добывающих и нагнетательных скважин, согласно заявке на патент (см. Баренбаум А.А., Закиров С.Н., Лукманов А.Р. заявка на патент РФ №2004103501), осуществляют идентификацию места расположения глубинных продолжений зон притока.

Проектируют и осуществляют бурение вертикальной скважины. Такую скважину называем интенсифицирующей скважиной.

В скважину спускают и цементируют эксплуатационную колонну. Колонну перфорируют от забоя скважины до отметки ниже подошвы разрабатываемого продуктивного пласта. Соображения в пользу таких конструктивных особенностей скважины следующие.

- Чем глубже забой интенсифицирующей скважины, тем больше величина сокращаемых фильтрационных сопротивлений для притекающих из глубины углеводородных флюидов.

- Если верхнюю отметку интервала перфорации приурочить к отметке подошвы пласта, то интенсифицирующая скважина будет отбирать нефть или газ из разрабатываемого пласта. Это сокращает продуктивную характеристику скважины с точки зрения отбора глубинных углеводородных флюидов. Кроме того, эта скважина может начать обводняться закачиваемой или пластовой водой из разрабатываемых продуктивных отложений.

- Как показывают результаты выполненных математических экспериментов, углубление верхней отметки интервала перфорации по отношению к подошве пласта сокращает уровни притока углеводородного флюида из разрабатываемого пласта. В принципе, попутный отбор углеводородных флюидов из разрабатываемого пласта не возбраняется. Ибо в результате может сократиться потребное число скважин на разработку продуктивного пласта. Однако увеличение объемов добычи углеводородов из разрабатываемого пласта может негативно сказываться на уровне отборов глубинных углеводородных флюидов. Поэтому для рассматриваемой конструкции скважины целесообразны оптимизационные расчеты с целью обоснования верхней отметки интервала перфорации.

После освоения интенсифицирующую скважину пускают в эксплуатацию с минимально допустимым забойным давлением, величина которого лимитируется требуемым давлением на устье скважины, допустимым разгазированием добываемой нефти, устойчивостью коллектора глубинного продолжения зоны притока. Требование минимизации забойного давления вытекает из условия максимальной интенсификации притока глубинных углеводородных флюидов.

Мониторинг за процессом эксплуатации интенсифицирующей скважины, проведение разновременных исследований на стационарных и неустановившихся режимах фильтрации позволяет

- с одной стороны, определить параметры глубинного продолжения зоны притока,

- с другой стороны, выявить соответствие добывных возможностей скважины и продуктивности глубинного продолжения зоны притока - глубинного источника углеводородных флюидов.

Результаты таких исследований дают возможность установить необходимость и целесообразность проведения в интенсифицирующей скважине работ по увеличению ее продуктивности на основе гидроразрыва пласта и/или солянокислотной обработки, зарезки бокового горизонтального, пологопадающего ствола, а затем и бурения второй, третьей и т.д. интенсифицирующих скважин.

Пример реализации предлагаемого способа.

В первом цитированном источнике авторы оценили накопленный объем притекшего глубинного газа в разрабатываемое Шебелинское месторождение. Поэтому дальнейшие расчеты проводятся применительно к данному месторождению.

Очевидно, что проведение каких-либо газодинамических расчетов невозможно без знания параметров глубинного продолжения зоны притока. Также очевидно, что при отсутствии специальных исследований и скважин невозможно изначально установить глубину, конфигурацию и параметры глубинного продолжения зоны притока.

Поэтому была создана эквивалентная модель глубинного притока. Это означает, что на экспертном уровне глубинного продолжения зоны притока было аппроксимировано параллелепипедом с площадью сечения 150×150 м и глубиной 5 км от подошвы продуктивного пласта Шебелинского месторождения.

Тогда искомой величиной гипотетического глубинного продолжения зоны притока становится эквивалентное значение коэффициента проницаемости. Его величина находилась из расчета совпадения расчетного и фактического значения накопленного объема притекшего газа к концу 40-го года разработки (80 млрд. м³). Эквивалентная величина проницаемости оказалась равной 60 мДа.

Адаптационные и последующие расчеты выполнялись на основе численного интегрирования дифференциального уравнения неустановившейся фильтрации газа. Задача решалась в трехмерной постановке при следующих условиях. На фиг.1 приведена расчетная модель глубинного продолжения зоны притока с вырезанной 1/4-ой ее объема.

В адаптационных расчетах начальное условие задавалось следующим образом. На верхнем торце глубинного продолжения зоны притока принималось давление, равное начальному пластовому давлению в Шебелинском месторождении. На нижнем торце из условия распределения давления по барометрической формуле находилось такое давление, при котором на верхнем торце дебит притекающего газа равняется нулю. Это давление в адаптационных и последующих расчетах задавалось неизменным во времени. В предположении достаточной емкости источника глубинного газа.

В адаптационных расчетах граничное условие на верхнем торце глубинного продолжения зоны притока задавалось переменным во времени в соответствии с динамикой среднего пластового давления в Шебелинском месторождении за прошедшие 40 лет разработки. Именно при таких начальных и граничных условиях осуществлялась процедура адаптации с целью определения эквивалентной величины проницаемости глубинного продолжения зоны притока.

На фиг.2 нижняя зависимость характеризует расчетную зависимость от времени накопленного объема притекающего глубинного газа в Шебелинское месторождение.

Согласно предлагаемому способу, на садаптированной модели глубинного продолжения зоны притока рассмотрен следующий вариант. На глубину 2250 м от уровня верхнего торца глубинного продолжения зоны притока пробурена интенсифицирующая скважина. В пределах 500 м от забоя скважины осуществлена ее перфорация. Скважина с первого года разработки Шебелинского месторождения пускается в эксплуатацию с забойным давлением, равным 100 ат.

На фиг.2 верхняя зависимость отражает динамику накопленной добычи газа из интенсифицирующей скважины. Эта та добыча, которая была бы в случае, если Шебелинское месторождение разрабатывалось на основе реализации предлагаемого способа. Расчеты показывают, что предлагаемый способ интенсификации притока глубинных углеводородных флюидов обеспечивает дополнительную добычу газа в размере 150 млрд. м³.

Аналогичная эффективность предлагаемого способа имеет место в случае нефтяного месторождения, разрабатываемого с поддержанием пластового давления.

Таким образом, приведенные и другие выполненные авторами исследования подтверждают справедливость предлагаемого способа интенсификации притока глубинных углеводородных флюидов и свидетельствуют о его заметной народно-хозяйственной значимости.

1. Способ интенсификации притока глубинных углеводородных флюидов, включающий добычу нефти или газа из месторождения на основе добывающих и нагнетательных скважин, идентификацию глубинного продолжения зоны притока и создание благоприятных условий для притока глубинных углеводородных флюидов, отличающийся тем, что в глубинное продолжение зоны притока бурят интенсифицирующую скважину, после чего создают интервал перфорации от забоя скважины до отметки ниже подошвы продуктивного пласта, пускают пробуренную интенсифицирующую скважину в эксплуатацию с забойным давлением, которое лимитируют требуемым давлением на устье скважины - допустимым разгазированием добываемой нефти и устойчивостью коллектора перфорированного участка глубинного продолжения зоны притока.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в интенсифицирующей скважине осуществляют работы по увеличению продуктивности на основе солянокислотной обработки и/или гидравлического разрыва пласта и/или производят забуривание бокового горизонтального ствола и/или скважин, включая скважины с горизонтальным, пологопадающим или многозабойным окончаниями.