Способ разработки многопластового нефтяного месторождения

Способ разработки многопластового нефтяного месторождения

Реферат

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для разработки многопластовых нефтяных месторождений, особенно, если их пласты обладают малой нефтенасыщенной толщиной, низкой проницаемостью и содержат нефти повышенной вязкости.

Известен способ разработки многопластовых нефтяных месторождений, при котором каждый пласт выделяется в самостоятельный объект разработки с индивидуальной сеткой добывающих и нагнетательных скважин (Иванова М.М. и др. Нефтепромысловая геология и геологические основы разведки месторождений нефти и газа. - М., Недра, 1985, с.232). В такой системе эффективность извлечения нефти зависит от параметров залежи нефти. При больших эффективных нефтенасыщенных толщинах, значительной проницаемости и нефтенасыщенности, а также при малой вязкости нефти достигается высокий коэффициент извлечения нефти (КИН).

Недостатком этого способа является низкая эффективность выработки запасов при малых нефтенасыщенных толщинах, поскольку в таких условиях по экономическим соображениям нельзя использовать плотную сетку скважин. Если сетка скважин с малой плотностью используется на залежах с низкой проницаемостью и нефтенасыщенностью, а также с высокой вязкостью нефти, то КИН будет невысоким. Кроме того, чрезмерное увеличение общего числа скважин приводит к увеличению капитальных затрат.

Известен способ разработки многопластовых месторождений, при котором несколько залежей нефти объединяются в одном объекте разработки. При таком подходе можно использовать сетку скважин с высокой плотностью и достичь хорошего КИН, но только на залежах с лучшими параметрами пластов и пластовых флюидов (RU №2188938, Е21В 43/30, 2002).

Недостатком этого способа являются большие сложности с регулированием процесса разработки, вследствие чего для достижения удовлетворительной нефтеотдачи приходится добывать много попутной воды. Кроме того, этот способ практически невозможно реализовать при значительной разнице в глубинах залегания залежей из-за проблем создания необходимых депрессий в добывающих скважинах.

Известен способ разработки многопластовых нефтяных месторождений, при котором самостоятельные сетки скважин бурятся на относительно лучшие объекты разработки с самыми высокими нефтенасыщенными толщинами. Залежи с низким качеством запасов (небольшая средняя нефтенасыщенная толщина, низкие проницаемость и нефтенасыщенность коллектора) разрабатываются как объекты возврата за счет перевода высокообводненных скважин с нижезалегающих лучших объектов (Брагин Ю.И. и др. Нефтегазопромысловая геология и гидрогеология залежей углеводородов. Понятия, определения, термины. Недра - Бизнесцентр, с.225).

Вследствие такой последовательности достигается хорошая нефтеотдача на залежах с худшими параметрами благодаря использованию плотной сетки скважин хорошего объекта разработки.

Недостатком этого способа является длительная (на десятилетия) консервация запасов с худшим качеством. При больших сроках разработки основного объекта и объекта возврата значительная часть скважин из-за аварий, износа и коррозии будет ликвидирована на объекте возврата, поэтому в реальных условиях плотность сетки скважин на объекте возврата существенно меньше, чем на основном объекте. Кроме того, на основном объекте скважины обводняются через разные сроки после ввода в эксплуатацию. Вследствие разновременности ввода скважин в эксплуатацию на объекте возврата затрудняется регулирование вытеснения нефти, а КИН снижается. Именно поэтому на объекте возврата невозможно получить высокую нефтеотдачу.

Также известен способ разработки многопластовых месторождений, по которому осуществляют объединение всех нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект с общей сеткой добывающих и нагнетательных скважин (Иванова М.И. и др. Нефтепромысловая геология и геологические основы разведки месторождений нефти и газа. - М., Недра, 1985, с.236).

Однако следствием объединения нефтяных пластов является увеличение неравномерности вытеснения нефти агентом в добывающие скважины и, соответственно, уменьшение средней доли нефти в суммарном отборе жидкости.

В результате при оптимизации плотности сетки скважин минимально рентабельным окажется такое количество скважин, при котором не будет достигаться высокая нефтеотдача. Кроме того, при больших различиях в глубинах залегания продуктивных пластов объединение в один объект большого количества залежей практически невозможно из-за отсутствия реальной возможности оптимизации депрессий и репрессий на пласт, а также вследствие громадных проблем с текущим и капитальным ремонтом скважин.

Из известных способов разработки многопластового нефтяного месторождения наиболее близким к предлагаемому является способ разработки, заключающийся в выделении эксплуатационных объектов, бурении нагнетательных и добывающих скважин на выделенные объекты, закачке вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отборе нефти из добывающих, причем критерием рационального выделения объектов является общее увеличение начального амплитудного дебита нефти проектных скважин (RU №2142046, Е21В 43/20).

Однако при реализации указанного способа возможно ошибочное проектное решение о выделении эксплуатационных объектов, что связано с дефицитом исходной информации, полученной по редкой сетке скважин, в частности с недостоверной информацией о степени межпластовой неоднородности.

В основу настоящего изобретения положена задача создания способа разработки многопластового нефтяного месторождения, обеспечивающего повышение нефтеотдачи за счет использования в качестве критерия оптимизации плотности сетки срока гарантированной службы скважин и регулирования порядка и режима эксплуатации выделенных объектов с достижением нефтеотдачи, превышающим запланированный КИН для данного месторождения.

Поставленная задача достигается тем, что в способе разработки многопластового нефтяного месторождения, включающем выделение эксплуатационных объектов, определение рациональной сетки размещения добывающих и нагнетательных скважин, бурение скважин, добычу нефти из добывающих скважин и закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины, согласно изобретению, осуществляют бурение общей сквозной сетки скважин, плотность которой выбирают из условия конвергенции срока выработки запасов месторождения и среднего срока гарантированной службы скважин, а эксплуатацию объектов осуществляют всем фондом эксплуатационных скважин путем последовательного отбора продукции из индивидуальной залежи или группы залежей, объединенных перемычками неколлектора, толщиной не более 30 м.

Целесообразно эксплуатацию объектов осуществлять последовательно снизу вверх, начиная с нижней залежи, путем перевода эксплуатационного фонда скважин с нижележащей на вышележащую залежь по мере выработки предыдущей.

Предпочтительно:

- эксплуатацию объектов осуществлять в режиме перевода всего эксплуатационного фонда скважин с одной залежи или группы залежей на другие по мере достижения предельной рентабельной обводненности продукции;

- эксплуатацию объектов производить последовательно в порядке убывания величины продуктивности залежи или группы залежей, начиная с максимально продуктивных.

Сущность способа заключается в следующем.

В основу критерия оптимизации плотности сетки скважин положен средний срок гарантированной службы скважин (Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. - М., Недра, 2000, с.195).

Как известно, срок гарантированной службы скважин зависит от многих факторов, но главным образом от количества и состава солей пластовых и закачиваемых вод. За срок гарантированной службы скважин должна обеспечиваться выработка запасов на объекте разработки. В противном случае необходимо на завершающей стадии эксплуатации залежи планировать бурение большого количества скважин-дублеров взамен выбывающих скважин. Бурение скважин-дублеров всегда планируется и учитывается в расчетах при разработке нефтяных месторождений с учетом непредвиденных аварий, но не более 20%. При большом количестве скважин-дублеров разработка залежи становится нерентабельной, поскольку большое количество скважин вводится в эксплуатацию на завершающей стадии разработки при высокой обводненности и низких темпах отбора нефти.

За срок гарантированной службы эксплуатационных скважин на конкретном месторождении при планируемой технологии воздействия на пласт должен достигаться утвержденный КИН по каждой залежи эксплуатационного объекта. Таким образом, гарантированный срок службы скважины - это такой срок, за который по техническим причинам ликвидируется не более 20% эксплуатационного фонда. Ликвидация скважин по технологическим причинам не рассматривается, поскольку после достижения предельной обводненности добывающие скважины и выполнившие технологическую задачу нагнетательные скважины переводятся на вышележащие объекты за исключением самого верхнего последнего объекта разработки.

Гарантированный срок службы скважин колеблется на суше от 30 до 40 лет. На морских месторождениях значения этого параметра существенно меньше и не превышают обычно 20 лет. Гарантированный срок службы скважин определяется исходя из опыта разработки месторождений с подобными геолого-промысловыми условиями.

При увеличении количества пробуренных скважин уменьшаются расстояния между скважинами, за счет чего снижаются фильтрационные сопротивления в пласте при движении вытесняющего агента от нагнетательной скважины к добывающей. Благодаря этому темпы отбора жидкости возрастают в 2-3 раза, а дренируемые запасы уменьшаются кратно. В результате при разбуривании объекта разработки сеткой с количеством скважин, большим в n раз, темпы разработки возрастают более чем в n раз. За счет такого ускорения темпов можно последовательно с высокой эффективностью выработать все запасы группы залежей с меньшим количеством скважин за срок, не превышающий срок разработки одного пласта индивидуальной редкой сеткой скважин.

Таким образом, при выделении эксплуатационных объектов, рассматривая каждую залежь как индивидуальную или формируя группы из нескольких залежей, связанных между собой неколлекторами, толщиной не более 30 м, разбуривание месторождения должно осуществляться общей сквозной сеткой скважин, оптимальная плотность которой выбирается из условия конвергенции, т.е. максимального приближения планируемого срока выработки запасов месторождения и среднего срока гарантированной службы скважин, при этом эксплуатацию объектов осуществляют всем фондом эксплуатационных скважин путем последовательного отбора продукции из индивидуальной залежи или группы залежей, объединенных перемычками неколлектора, толщиной не больше 30 м.

На многопластовых месторождениях часто встречаются такие геологические условия, когда практически невозможно и нецелесообразно разрабатывать последовательно снизу вверх каждую залежь в отдельности. Так, например, нередко малоразличающиеся по глубине залегания залежи трудно разделить при эксплуатации из-за перетоков между пластами по заколонному пространству скважин. В таких случаях целесообразно разрабатывать поочередно снизу вверх не отдельные залежи, а группы залежей. Объединение залежей в один объект разработки может быть вынужденным вследствие малых нефтенасыщенных толщин, низкой начальной нефтенасыщенности коллектора, малой проницаемости пластов, а также при незначительных толщинах непроницаемого коллектора между залежами. При малых нефтенасыщенных толщинах и низкой начальной нефтенасыщенности раздельная разработка каждого объекта предполагает использование сетки скважин малой плотности, из-за которой нефтеотдача будет низкой. Плотную сетку в таких условиях применять нельзя, поскольку количество добываемой нефти экономически не оправдает затраты на бурение скважин. При малой проницаемости продуктивных пластов раздельная разработка залежей нефти приведет к низким дебитам скважин, которые окажутся нерентабельными.

Если перемычки непроницаемых пород между залежами будут небольшими, то в реальных условиях не удается эксплуатировать залежи раздельно. При перфорации эксплуатационных колонн чаще всего используют кумулятивные перфораторы, которые способствуют частичному разрушению цементного камня не только в интервале перфорации, но на несколько метров выше и ниже этого интервала. Из-за разрушения цементного камня фактически залежи разрабатываются совместно даже при формально раздельной эксплуатации.

Если толщины неколлектора между залежами значительны (более 20 м), то можно, используя современные технологии, разрабатывать каждую залежь отдельно независимо от глубины ее залегания. В таком случае начинают эксплуатацию с самого продуктивного объекта разработки, а заканчивают дренирование запасов самым худшим объектом. При таком варианте легко достигается рентабельность разработки и, следовательно, можно использовать большую плотность сетки скважин, при которой достигается более высокая нефтеотдача.

При малых толщинах перемычек неколлектора между отдельными объектами разработки очень сложно изолировать проперфорированные продуктивные пласты, расположенные над вводимой в разработку залежью. Особенно трудно это сделать, если в разработку вводится залежь с заметно худшей продуктивностью, а изолировать необходимо вышележащий объект разработки с высокой продуктивностью. В этом случае необходимо начинать эксплуатацию с самого нижнего объекта разработки, а затем после извлечения запасов нижнего объекта переходить на вышележащий. Таким образом, последовательно вырабатываются запасы залежей снизу вверх. Заканчивается эксплуатация месторождения дренированием запасов самого верхнего объекта разработки.

Если на месторождении много залежей и большая их часть характеризуется низкой продуктивностью, малыми нефтенасыщенными толщинами или малыми толщинами неколлектора между залежами, то целесообразно соседние залежи объединять в один объект разработки. При такой характеристике строения месторождения последовательно вырабатываются запасы не каждой отдельной залежи, а запасы поочередно каждого объекта разработки, причем некоторые объекты разработки могут состоять из одной высокопродуктивной залежи, у которой непроницаемые перемычки неколлектора сверху и снизу (кровля и подошва) имеют большую толщину. В таком варианте за срок гарантированной службы скважин в целом по месторождению будет достигаться более высокая нефтеотдача.

Таким образом, по предлагаемому способу разработки многопластового месторождения, выделенные объекты разработки могут вводиться в эксплуатацию, начиная с самого нижнего и заканчивая разработку самым верхним объектом, путем последовательного перевода всего фонда скважин с одного объекта на другой вышележащий. При этом выбранная плотность сетки будет обеспечивать последовательную выработку запасов из всех пластов данной группы.

При наличии изоляционных материалов, позволяющих надежно перекрывать интервалы перфорации в скважинах, можно переходить от одного объекта разработки к другому не только снизу вверх, но и в произвольном порядке. Например, если объекты разработки вводятся в порядке убывания величины их продуктивности, то эксплуатацию начинают с максимально продуктивных, что обеспечивает улучшение экономических показателей.

Эксплуатацию залежей или групп залежей можно осуществлять в режиме перевода всего фонда скважин с одной залежи или группы залежей на другие по мере достижения предельной рентабельной обводненности продукции скважин, т.е. добывающие скважины отключаются после достижения предельной обводненности. Значения предельной обводненности, при которой скважины еще можно рентабельно эксплуатировать, колеблются в пределах от 95% до 99%. Чем лучше экономические показатели проекта, тем больше предельная обводненность, тем большая достигается нефтеотдача. Кроме того, при подключении в разработку объектов по принципу «от лучших к худшим» заканчивается разработка многопластового месторождения самым малопродуктивным объектом, темпы извлечения нефти на котором очень медленные. Сроки разработки последнего худшего объекта можно не ограничивать гарантированным сроком службы скважин. Значительная часть фонда скважин (примерно 40-60%) остается работоспособной не 30-40 лет, а 50-60 лет и более. За счет значительных сроков эксплуатации последнего малопродуктивного объекта можно также увеличить нефтеотдачу.

Ниже приведены примеры осуществления предлагаемого способа.

Пример №1.

Многопластовое месторождение имеет 47 продуктивных пластов, перемычки между которыми по толщине меняются от 0,5 м до 95 м. При таком большом количестве объектов невозможно разработать каждый из них по отдельности за срок гарантированной службы скважины. Поэтому некоторые пласты объединены в один объект разработки, в соответствии с данными, приведенными в таблице 1.

На этом месторождении срок разработки объектов различен и колеблется от 1,5 до 6 лет, если использовать сетку скважин с плотностью 4 га/скв., т.е. при расстоянии между скважинами 200 м. Сроки выработки запасов в первой залежи составляют 3 года, второй залежи - 1,5 года, третьей - 2 года, 4-ой - 2 года, 5-ой - 2 года, 6-ой - 6 лет, 7-ой - 3 года, 8-ой - 3 года, 9-ой - 2 года, 10-ой - 5 лет и 11-ой - 4 года. В целом с учетом срока разбуривания, равного 6,5 года, срок разработки всего месторождения достигнет 40 лет, т.е. не превысит срока гарантированной службы скважин. Первой в эксплуатацию вводится залежь №2, которая характеризуется как самая продуктивная, затем по мере убывания продуктивности вводится залежь №9, потом менее продуктивная №5, затем №4, потом №3, далее №8, в последующем №7, затем №1, потом №11, далее №10 и последней вводится в эксплуатацию залежь №6, которая характеризуется самой низкой продуктивностью. Последняя залежь разрабатывается в течение 6 лет всем фондом пробуренных скважин, а затем ее эксплуатацию можно продолжить меньшим фондом скважин по мере ликвидации аварийных скважин. За счет такой стратегии на высокопродуктивных залежах благодаря очень плотной сетке скважин за короткий срок будет достигаться нефтеотдача, на 5-10 пунктов превышающая КИН, утвержденный при подсчете запасов, поскольку утвержденный КИН базировался на традиционных способах разработки. Наибольший прирост нефтеотдачи будет достигаться на залежах с низкими коллекторскими свойствами, поскольку такие залежи характеризуются значительной прерывистостью и расчлененностью, а также малой песчанистостью. На худших залежах прирост нефтеотдачи составит 10-20 пунктов. В результате за счет предлагаемой стратегии разработки многопластовых месторождений прирост КИН в среднем достигнет 15 пунктов.

Таблица 1
Распределение залежей по объектам разработки
№№ объекта разработки	№№ залежей нефти, входящих в соответствующий объект разработки
1	1, 2, 3 и 4
2	5
3	6, 7 и 8
4	9, 10 и 11
5	12, 13 и 14
6	15, 16, 17, 18, 19, 20, 21 и 22
7	23, 24, 25, 26 и 27
8	28, 29, 30, 31 и 32
9	33 и 34
10	35, 36, 37, 38, 39, 40, 41 и 42
11	43, 44, 45, 46 и 47

Пример №2.

На многопластовом месторождении на разных глубинах расположены 10 залежей нефти, различающихся такими параметрами как нефтенасыщенная толщина, проницаемость, пористость, начальная нефтенасыщенность коллектора, вязкость и плотность нефти в пластовых условиях, но совпадающих в плане. Исходя из обеспечения условия сближения срока выработки запасов месторождения и среднего срока гарантированной службы скважин, в целом на месторождении необходимо пробурить 500 скважин. В таком случае суммарный срок разработки всех залежей не превысит 30 лет и будет равен гарантированному сроку службы скважин. Сначала в эксплуатацию вводят самую нижнюю залежь, а затем последовательно скважины переводятся на вышележащий объект. Перевод скважин на вышележащий объект осуществляется после достижения запланированного КИН для данного объекта с учетом максимизации КИН в целом по месторождению.

Технико-экономическими расчетами подтверждено, что удовлетворительная рентабельность последовательной выработки запасов достигается, если последовательно вырабатывать запасы, пробурив 500 скважин, и выработать запасы сначала самой нижней залежи, а затем после достижения предельной обводненности скважин на нижнем объекте все скважины перевести на вышележащий объект. Таким образом, последовательно вырабатываются запасы всех залежей, заканчивая самой верхней. За счет бурения плотной сетки скважин средние дебиты добывающих и приемистости нагнетательных скважин возрастают, а площадь дренирования, приходящаяся на 1 скважину, сокращается настолько, что предельная обводненность (98%) добывающих скважин на элементе системы расстановки скважин достигается через 2 года после пуска их в эксплуатацию. Однако с учетом срока бурения большого количества скважин срок разработки самой нижней залежи возрастает до 7 лет. Срок разработки одного элемента системы расстановки скважин каждого последующего объекта составляет 2-3 года. На последнюю, самую верхнюю залежь последняя скважина переводится через 27 лет, а заканчивается дренирование этого объекта разработки через 30 лет. Таким образом, в целом все десять залежей нефти будут разработаны за 30 лет.

За счет предлагаемого способа разработки охват пластов воздействием за счет более плотной сетки скважин, больших градиентов давления и большей эффективности методов регулирования возрастет примерно в 1,5 раза с 60% до 90%, а средний коэффициент вытеснения благодаря большему прогреву пластов, насыщенных высоковязкой нефтью, увеличится примерно в 1,2 раза. Таким образом, нефтеотдача повысится в 1,8 раза с 35% до 63%.

1. Способ разработки многопластового нефтяного месторождения, включающий выделение эксплуатационных объектов, определение сетки размещения добывающих и нагнетательных скважин, бурение скважин, добычу нефти из добывающих скважин и закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины, отличающийся тем, что срок выработки запасов месторождения приближают к среднему сроку гарантированной службы скважин, при котором по техническим причинам ликвидируют не более 20% эксплуатационного фонда скважин, для чего осуществляют бурение общей сквозной сетки скважин для группы залежей месторождения с увеличением количества скважин и ускорением сроков разработки, при этом эксплуатацию месторождения осуществляют всем фондом эксплуатационных скважин путем последовательного отбора продукции из индивидуальной залежи или группы залежей месторождения, объединенных перемычками неколлектора, толщиной не больше 30 м, в порядке убывания их продуктивности, начиная с максимально продуктивных.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что эксплуатацию объектов осуществляют последовательно снизу вверх, начиная с нижней залежи, путем перевода эксплуатационного фонда скважин с нижележащей на вышележащую залежь по мере выработки предыдущей.