Способ разработки нефтяной залежи многозабойными скважинами

Способ разработки нефтяной залежи многозабойными скважинами

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к области нефтяной промышленности, именно к повышению эффективности разработки нефтяной залежи на основе многозабойных скважин.

Известен способ кустового разбуривания нефтяной залежи на основе горизонтальных и вертикальных скважин (см. Ерохин В.П., Щавелев Н.Л., Наумов В.И., Фадеев Е.А. Опыт и проблемы строительства горизонтальных скважин. Нефтяное хозяйство, №9, 1997, стр.32-35). Согласно этому способу разбуривание нефтяной залежи осуществляют по площадной схеме, добывающие скважины сооружают с горизонтальными стволами, а нагнетательные - с вертикальными стволами. При этом кусты скважин размещают в местах расположения нагнетательных скважин.

Недостатки способа:

- Несмотря на использование горизонтальных скважин плотность сетки скважин мало отличается от вариантов с вертикальными скважинами. Это означает, что потребное число скважин по-прежнему оказывается значительным.

- Количество кустовых площадок равняется количеству нагнетательных скважин, то есть число таких площадок велико. Следовательно, значительны затраты на их сооружение, а также на соответствующую инфраструктуру. Поэтому значительны и воздействия на окружающую среду.

- На одну вертикальную нагнетательную скважину приходятся две половинки горизонтальных добывающих скважин и четыре четвертинки таких же скважин. То есть, на одну вертикальную нагнетательную скважину приходятся две горизонтальные добывающие скважины. Нетрудно видеть, что в этом случае недоиспользуются продуктивные характеристики горизонтальных добывающих скважин.

Наиболее близким к предлагаемому способу является способ разработки, основанный на использовании многозабойных добывающих скважин (см. Борисов Ю.П., Пилатовский В.П., Табаков В.П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. М., изд-во Недра, 1964 г, стр.6-18). Согласно этому способу разработку нефтяных и газовых залежей одно- и многопластовых месторождений осуществляют на основе многозабойных добывающих скважин. Такой способ сокращает количество скважено-точек на дневной поверхности. Это приводит к сокращению числа кустовых площадок и соответственно затрат на разработку, а также к снижению воздействия на окружающую среду. При этом можно подчеркнуть приоритет отечественных ученых в данном направлении научно-технического прогресса.

В зарубежной практике различают следующие типы многозабойных скважин, приведенные в схематическом виде на фиг.1 (см. Maricic N., Mohaghegh S.D., Artun E. A Parametric Study of Horizontal and Multilateral Wells in Coalbed-Methane Reservoirs. Journal of Petroleum Technology, 2006, №8, р71-72).

Недостатки рассматриваемого способа разработки:

- Применение многозабойных добывающих скважин, как правило, ориентировано на использование энергии самого продуктивного пласта. Например, за счет вытеснения нефти газом газовой шапки, подошвенной и/или краевой водой.

- Однако в большинстве случаев нефть к забоям добывающих скважин притекает вследствие вытеснения ее рабочим агентом (закачиваемыми водой и/или газом). В имеющихся же публикациях отсутствуют подходы к организации процесса поддержания пластового давления при использовании в качестве добывающих многозабойных скважин.

- Поэтому примеры использования многозабойных скважин в практике нефтедобычи на сегодня являются экзотическими. Ибо без методологии вытеснения нефти к забоям многозабойных добывающих скважин не представляется возможным формировать общую систему разработки нефтяной залежи.

В основу настоящего изобретения положена задача обоснования способа разработки нефтяной залежи многозабойными скважинами с эффективной системой вытеснения нефти к забоям многозабойных добывающих скважин.

Выполнение поставленной задачи достигается тем, что предлагаемый способ разработки включает разбуривание нефтяной залежи по площадной системе размещения скважин, в качестве добывающих используют многозабойные скважины, для поддержания пластового давления в качестве рабочих агентов применяют воду и/или газ, отличается тем, что размеры элемента площадной системы размещения скважин принимают изначально большими по сравнению с традиционными, стволы многозабойной добывающей скважины размещают на боковых гранях элемента площадной системы разработки, нагнетательную скважину сооружают также в варианте многозабойной, ее размещают в центре площадного элемента разработки, стволы многозабойной нагнетательной скважины направляют в сторону углов площадного элемента разработки.

Способ осуществляют следующим образом.

- Создают сначала 3D геологическую, а затем 3D гидродинамическую модель рассматриваемой нефтяной залежи.

- На основе вариантных прогнозных гидродинамических расчетов на исходных позициях предлагаемого способа разработки определяют размеры элемента площадной системы разработки. Ибо на размеры элемента оказывают влияние коллекторские свойства пласта и флюидальная модель пластовой нефти. Кроме того, на размерах элемента сказываются технологические ограничения. По определению многозабойные добывающие скважины должны отличаться высокой дебитностью. Однако реальная величина дебита не может превосходить пропускную способность лифтовых труб и/или производительность оборудования для механизированной добычи нефти.

- Установив размеры элемента площадной системы разработки, составляют проектный документ на освоение ресурсов рассматриваемой нефтяной залежи. После утверждения проектного документа осуществляют разбуривание залежи и обустройство промысла.

- Добывающие скважины сооружают в варианте многозабойных. Стволы многозабойной скважины размещают на боковых гранях площадного элемента системы разработки.

- Нагнетательную скважину сооружают также в варианте многозабойной. Устье ее размещают в центре площадного элемента системы разработки, а стволы многозабойной нагнетательной скважины направляют в сторону углов площадного элемента системы разработки.

- Траектории стволов многозабойной добывающей скважины определяют из анализа следующих двух альтернативных вариантов размещения кустовых площадок.

Первый вариант

Схематично он представлен на фиг.2. Достоинства его заключаются в том, что с кустовых площадок А и С забуривают две многозабойные скважины с четырьмя стволами, включая два ствола на примыкающие площадные элементы системы разработки. На фиг.2 начало их траекторий помечены точками. При этом траектории стволов являются простыми. Недостаток состоит в том, что количество кустовых площадок здесь равняется полуторам (площадка В и две четвертинки площадок А и С).

Второй вариант

Схематично этот вариант дан на фиг.3. Достоинством его является то, что здесь сооружают одну кустовую площадку. Осложняющими факторами этого варианта являются более сложные траектории стволов скважин, а также их общая протяженность.

Пример реализации предлагаемого способа

Предположим, на рассматриваемой нефтяной залежи выделен водоплавающий участок размерами 2,5 км × 2,5 км, который необходимо ввести в разработку.

Применительно к выбранному участку исследованию подвергнуты альтернативные площадные системы разработки, схематично изображенные на фиг.4-7. При этом фиг.4 и 5 характеризуют традиционные подходы, а фиг.6 и 7 вариантно отражают предлагаемый способ разработки рассматриваемого участка нефтяной залежи.

Добывающие скважины эксплуатируются при забойном давлении 200 атм. Забойное давление в нагнетательных - не выше 450 атм при компенсации отбора жидкости закачкой воды. Прогнозные расчеты ограничиваются временем 15 лет.

Исходные данные для расчета приведены в табл.1.

Результаты расчетов для четырех альтернативных вариантов разработки приводятся в табл.2. Они выполнены в 3D двухфазной постановке.

Данные о количестве скважин или горизонтальных стволов, а также количестве кустовых площадок в табл.2 приводятся из условия, что рассматриваемый участок является элементом симметрии общей системы разработки месторождения.

Анализ результатов прогнозных расчетов позволяет отметить следующее.

- Количество эксплуатационных скважин (добывающих + нагнетательных) в предлагаемом способе разработке многократно ниже по сравнению с традиционными подходами.

- Соответственно многократно сокращается потребное число кустовых площадок.

- При этом такие технологические показатели разработки, как коэффициент извлечения нефти (КИН) и водонефтяной фактор (ВНФ) в рассматриваемых вариантах 1, 2 и 4, различаются не очень существенно. Преимущество второго варианта достигается ценой существенно большего ВНФ, а также количества эксплуатационных скважин.

Имеющие место различия в величинах КИН и ВНФ могут быть существенно сокращены за счет оптимизации длин стволов в многозабойных добывающих и нагнетательных скважинах. Однако такая цель перед авторами заявки не стояла.

Таким образом, выполненные сопоставительные расчеты подтверждают эффективность предлагаемого способа разработки нефтяной залежи многозабойными скважинами. Тем более, что принятые геометрические параметры многозабойных добывающих и нагнетательных скважин не превышают достигнутый уровень буровых работ.

Таблица 1
Исходные данные для расчета
Глубина кровли, м	2600
Отметка водонефтяного контакта, м	2620
Пористость, д.ед.	0.20
Проницаемость, мД (Х-У)	150
Проницаемость, мД (Z)	15
Начальное пластовое давление, ат	300
Давление насыщения, ат	200
Начальная нефтенасыщенность, д.ед.	0.80
Вязкость нефти в пластовых условиях, сП	3.0
Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3	860
Вязкость воды в пластовых условиях, сП	0.6
Плотность воды в поверхностных условиях, кг/м3	1020
Ограничения на скважины:
Забойное давление в добывающей скважине, ат	200
Забойное давление в нагнетательной скважине, ат	450
Запасы нефти элемента, тыс.м3	15638
Размерность сетки
ΔХ, м	25
ΔУ, м	25
ΔZ, м	1
Размерность сетки, XxYxZ	100×100×25

Таблица 2
Результаты прогнозных расчетов
№/№ варианта	КИН	ВНФ	Кол-во скважин или стволов доб./нагн.	Кол-во кустовых площадок
1	0,57	5,58	25/25	25
2	0,64	26,76	50/25	25
3	0,54	4,50	4/4	2
4	0,58	7,15	4/4	2

Способ разработки нефтяной залежи многозабойными скважинами, включающий разбуривание залежи по площадной системе размещения скважин, предусматривающий использование в качестве добывающих многозабойных скважин, а в качестве рабочих агентов для поддержания пластового давления - воду и/или газ, отличающийся тем, что размеры элемента площадной системы размещения скважин кратно увеличивают и принимают такими, чтобы реальная величина дебита при этих размерах не превосходила пропускную способность лифтовых труб и/или производительность оборудования для механизированной добычи нефти, стволы многозабойной добывающей скважины размещают на боковых гранях площадного элемента разработки, сооружают нагнетательную скважину также в варианте многозабойной скважины, причем ее размещают в центре площадного элемента разработки, а ее стволы направляют в сторону углов площадного элемента разработки.