способ разработки водонефтяной зоны с нефтью повышенной вязкости

Формула изобретения

1. Способ разработки водонефтяной зоны с нефтью повышенной вязкости, включающий формирование элементов разработки на основе бурения в каждом из них добывающих и нагнетательных скважин, закачку воды для вытеснения нефти к забою добывающей скважины, отличающийся тем, что на одном торце рассматриваемого элемента разработки вблизи кровли пласта бурят добывающую горизонтальную скважину со стволом, параллельным к внешнему контуру водонефтяного контакта, в качестве нагнетательной используют горизонтальную скважину, ствол которой размещают на противоположном торце элемента разработки вблизи и параллельно внешнему контуру водонефтяного контакта и соответственно параллельно горизонтальной добывающей скважине, в нагнетательную скважину попеременно закачивают оторочки полимера и воды.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что добывающую скважину эксплуатируют с депрессией, превышающей критическую безводную депрессию на пласт, а закачку оторочек полимера и воды осуществляют при забойном давлении выше начального пластового давления.

Описание изобретения к патенту

Предлагаемое изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к повышению эффективности разработки водонефтяной зоны с нефтью повышенной вязкости.

Известно, что каждое месторождение имеет водонефтяную зону (ВНЗ) и запасы нефти в ней относятся к категории трудноизвлекаемых. Поэтому коэффициент извлечения нефти (КИН) по ВНЗ обычно оказывается низким, а обводненность добываемой продукции высокой.

Известен способ разработки водонефтяной зоны вертикальными добывающими скважинами (см. Муслимов Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения. Изд. Казанского Государственного Университета, 2003 г., стр.32-33, 80-81, 160-161, 172-174).

Недостатки данного способа добычи нефти:

- под забоями добывающих скважин формируются конуса воды, что приводит к ускоренному обводнению добываемой продукции;

- вследствие этого рано достигается нерентабельный дебит скважины по нефти, что предопределяет низкий коэффициент извлечения нефти;

- ранняя и высокая обводненность добываемой продукции и низкий КИН ухудшают все технико-экономические показатели разработки ВНЗ и месторождения в целом.

Наиболее близким к предлагаемому способу разработки водонефтяной зоны нефтяного месторождения является способ разработки системами горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин (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.150-154).

Недостатки, присущие рассматриваемому способу, состоят в следующем:

- процессу вытеснения нефти водой подвергается в основном зона между горизонтальной нагнетательной и горизонтальной добывающей скважинами, а выработка запасов нефти в периферийной зоне пласта вблизи внешнего контура водонефтяного контакта оказывается невысокой;

- как будет показано в дальнейшем, в случае ВНЗ с нефтью повышенной вязкости рассматриваемый способ не отличается эффективными показателями разработки.

В основу настоящего изобретения положена задача обоснования эффективного способа разработки водонефтяной зоны с нефтью повышенной вязкости на основе постановки крупномасштабных математических экспериментов.

Выполнение поставленной задачи достигается тем, что предлагаемый способ разработки водонефтяной зоны с нефтью повышенной вязкости включает формирование элементов разработки на основе бурения в каждом из них добывающей и нагнетательной скважин и закачку воды для вытеснения нефти к забою добывающей скважины, отличается тем, что на одном торце рассматриваемого элемента разработки вблизи кровли пласта бурят добывающую горизонтальную скважину со стволом, параллельным к внешнему контуру водонефтяного контакта, в качестве нагнетательной используют горизонтальную скважину, ствол которой размещают на противоположном торце элемента разработки вблизи и параллельно внешнему контуру водонефтяного контакта и соответственно параллельно горизонтальной добывающей скважине, в нагнетательную скважину попеременно закачивают оторочки полимера и воды, а также тем, что добывающая скважина эксплуатируется с депрессией, превышающей критическую безводную депрессию на пласт, а закачка оторочек полимера и воды осуществляется при забойном давлении выше начального пластового давления.

Способ осуществляют следующим образом.

Добыча нефти из ВНЗ рассматриваемого месторождения осуществляется на основе формирования системы однотипных элементов разработки. На фиг.1 схематично представлено объемное изображение одного из элементов разработки ВНЗ с нефтью повышенной вязкости.

На этом элементе формируют систему разработки из горизонтальной добывающей и горизонтальной нагнетательной скважин. Ствол горизонтальной добывающей скважины размещают на торце элемента разработки вблизи кровли пласта параллельно внешнему контуру водонефтяного контакта. Ствол нагнетательной горизонтальной скважины размещают параллельно добывающей скважине вблизи внешнего контура водонефтяного контакта (ВНК) так, как изображено на фиг.2.

С такими скважинами рассматриваемый элемент пласта вводится в разработку. Закачиваемые попеременно в пласт оторочки полимера и воды вытесняют нефть к забою добывающей скважины. Добывающая скважина эксплуатируется при депрессии, превышающей критическую безводную депрессию на пласт. Закачка оторочек полимера и воды осуществляется при забойном давлении выше начального пластового давления.

Пример реализации предлагаемого способа.

Предположим, рассматриваются перспективы разработки месторождения с обширной ВНЗ. Изображение одного из элементов разработки дается на фиг.1.

Элемент разработки имеет геометрические размеры 680×220×34 м. При трехмерном (ЗД) двухфазном (нефть-вода) моделировании элемент разработки аппроксимирован сеточной областью размерностью 61×20×34 элементарных ячеек. Размеры ячеек по латерали составляют 11×11 м, по вертикали - 1 м. Исходные геолого-физические параметры приняты согласно таблицы. Балансовые запасы исследуемого элемента составляют 87 тыс. т нефти.

Исследована периодическая в виде оторочки и постоянная закачка полимерного раствора с концентрацией полимера в закачиваемом растворе 1 кг/м³ .

Исследованию подвергнуты типы добывающей и нагнетательной скважин - обе скважины горизонтальные, обе скважины вертикальные, одна из скважин - вертикальная, другая - горизонтальная. Также различные месторасположения скважин и система заводнения - внутриконтурная и приконтурная.

Предлагаемый вариант (вариант 6) разработки (см. фиг.2) сравнивался со следующими альтернативными вариантами.

1. Традиционные альтернативные варианты 1 и 2 разработки ВНЗ (см. фиг.3 и 4) на основе вертикальных скважин.

2. Вариант 3 с двумя горизонтальными добывающей и нагнетательной скважинами (см. фиг.5) (согласно 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.150-154);

3. Вариант 4 с горизонтальной добывающей скважиной и вертикальной нагнетательной скважиной (см. фиг.6) согласно заявке №042227 (регистрационный №2004138840) на патент С.Н.Закирова и Я.А.Северова.

4. Аналогичный предлагаемому в настоящей заявке варианту с размещением скважин, но без закачки полимера - вариант 5 (см. фиг.2).

Во всех вариантах задавалось по пять технологических режимов эксплуатации скважин:

1) в добывающей скважине забойное давление составляет 143 кгс/см² , в нагнетательной - 163 кгс/см²;

2) в добывающей скважине забойное давление равняется 133 кгс/см ², в нагнетательной - 173 кгс/см² ;

3) в добывающей скважине забойное давление составляет 123 кгс/см², в нагнетательной - 183 кгс/см ²;

4) в добывающей скважине забойное давление равняется 113 кгс/см², в нагнетательной - 193 кгс/см ²;

5) в добывающей скважине забойное давление составляет 103 кгс/см², в нагнетательной - 203 кгс/см ².

При этом безводная депрессия составляет 3 кгс/см ².

Прогноз показателей разработки продолжается до выполнения одного из следующих ограничений:

- обводненность добываемой продукции 98%;

- минимально допустимый дебит скважины по нефти 1 м³/сут.

Результаты прогнозных расчетов сопоставлены по следующим показателям: величине коэффициента извлечения нефти, водонефтяного фактора (отношение накопленной добычи воды к накопленной добыче нефти), а также безразмерного срока разработки элемента пласта и количеству закачанного полимера.

Результаты выполненных исследований весьма объемны. Поэтому в качестве примера на фиг.7 приводятся основные прогнозные показатели добычи для вариантов разработки в зависимости от технологических режимов работы скважин, а именно КИН, начальный дебит скважины по нефти (q_нач), водонефтяной фактор (ВНФ) и относительный (к 50 годам) срок разработки (ОСР). Все эти показатели оказывают непосредственное влияние на экономические параметры разработки ВНЗ с нефтью повышенной вязкости.

Рассмотрение данных фиг.7 показывает, что рекомендуемый способ разработки отличается

- предпочтительными значениями коэффициента извлечения нефти - 0,397;

- наименьшим водонефтяным фактором - 9 м³/м³;

- высокими начальными дебитами по нефти - до 86 м ³/сут;

- максимальная накопленная закачка полимера составляет всего 42 т, что окупается за счет положительных последствий в показателях добычи нефти.

Из фиг.7 следует также, что увеличение депрессии на пласт в добывающей скважине и увеличение забойного давления в нагнетательной скважине способствует увеличению КИН, начального дебита добывающей скважины и приводит к сокращению срока разработки. В рекомендуемом варианте интенсивные режимы эксплуатации добывающей и нагнетательной скважин практически не сказываются на водонефтяном факторе.

Получаемые результаты имеют место при закачке оторочек воды и полимерного раствора в течение 12 месяцев попеременно.

Таким образом, выполненные поисковые исследования показывают, что рекомендуемый способ разработки ВИЗ с нефтью повышенной вязкости характеризуется наилучшими технологическими, а значит, и технико-экономическими показателями добычи нефти по отношению к исследованным традиционным и альтернативным способам разработки.

Геолого-физическая характеристика продуктивного пласта
Параметры	Значения
Средняя глубина залегания, м	1407
Тип залежи	пластовая
Тип коллектора	терригенный
Пористость, %	12
Средняя нефтенасыщенность, доли ед.	0,70
Проницаемость вдоль оси X, дарси	0,100
Проницаемость вдоль оси Y, дарси	0,100
Проницаемость вдоль оси Z, дарси	0,030
Начальная пластовая температура, °С	44
Начальное пластовое давление, ат	153
Сжимаемость породы, 1/ат	2,2·10-5
Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3	904
Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м 3	864
Вязкость нефти в пластовых условиях, сПз	11
Объемный коэффициент нефти, нм3/м3	1,06
Вязкость воды в пластовых условиях, сПз	0,61
Плотность воды в поверхностных условиях, кг/м 3	1001
Сжимаемость воды, 1/ат	4,3·10 -5
Давление насыщения нефти газом, кг/см2	88
Газосодержание, м3 /т	24
Абсолютная отметка ВНК, м	1414
Примечание: исходные данные приняты по аналогии с одним из нефтяных месторождений Западной Сибири.