способ разработки углеводородных залежей

Формула изобретения

Способ разработки углеводородных залежей, включающий определение величины остаточных запасов углеводородного сырья, построение карт распределения остаточных запасов углеводородного сырья и проведения в зависимости от распределения остаточных запасов углеводородного сырья мероприятий по регулированию системы разработки, отличающийся тем, что определение величины остаточных запасов углеводородного сырья осуществляют с помощью трехмерных математических моделей, построение карт распределения остаточных запасов углеводородного сырья проводят на конец разработки при существующей системе разработки, а мероприятия по регулированию системы разработки осуществляют путем формирования адресных очагов доразработки на участках расположения остаточных запасов, которые не могут быть извлечены при существующей системе разработки, в виде самостоятельных элементов системы разработки, формируемых дополнительным бурением и/или вводом из простоя и/или с других горизонтов нагнетательных и/или добывающих скважин, вводимых в эксплуатацию на "одноименный" пласт.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к разработке углеводородных залежей на поздней стадии разработки.

В условиях разработки углеводородного месторождения вытеснение нефти из коллекторов определяется неоднородным строением пластов и реализуемой системой разработки. Как правило, на момент обоснования системы разработки имеющиеся сведения о строении и распределении емкостно-фильтрационных свойств объекта разработки недостаточны для проектирования идеальной системы разработки. В связи с этим уже при построении первоначальной системы разработки закладываются ее недостатки, проявляющиеся при последующей эксплуатации объекта. В процессе разработки залежей при заводнении единый объем углеводородов распадается на отдельные части, разделенные промытыми зонами пласта, с высокой текущей нефтенасыщенностью, и к концу разработки залежь разбивается на ряд участков, содержащих невыработанные запасы.

При отсутствии систематического анализа распределение остаточных запасов на поздней стадии разработки неизвестно. Нагнетательные и добывающие скважины, воздействуя на залежь в целом, работают неэффективно, в то время как запасы уже содержатся в разрозненных по площади и разрезу местах. Нагнетание ведется преимущественно в промытую часть пласта. Добывающие скважины в районах с оставшимися запасами либо простаивают, либо добывают в большом количестве закаченный агент, при этом нефтенасыщенная часть разреза в них может оказаться неперфорированной.

Известен ряд способов разработки углеводородной залежи, включающий мероприятия по повышению эффективности разработки залежи на поздней стадии, предлагаемый на основе анализа геолого-промысловой информации (см., например, авт. св. СССР N 1478718, кл. E 21 B 43/22, 1987 г., авт.св. РФ N 2072033, кл. E 21 B 43/20, 1997 г.). Согласно известным способам проводится геолого-промысловый анализ на основе статистических, геолого-промысловых и численных методов обработки данных, на основе которых устанавливают зоны с остаточными запасами. После чего определяют мероприятия по регулированию системы разработки за счет бурения дополнительных добывающих и нагнетательных скважин или изменения режимов работы действующих скважин с помощью обработки призабойной зоны пласта.

Однако такие мероприятия имеют ограничения в применении из-за отсутствия достаточного количества действующего фонда, а также из-за больших затрат, связанных с бурением.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту к заявляемому является способ разработки углеводородных залежей, включающий определение запасов углеводородного сырья с помощью характеристик вытеснения, построение карт распределения остаточных запасов нефти и в зависимости от распределения остаточных запасов проведение мероприятий по регулированию системы разработки путем бурения дополнительных добывающих скважин на участках с максимальными остаточными запасами нефти или дополнительных нагнетательных скважин на участках, слабоохваченных процессами вытеснения нефти водой (см. патент РФ N 1487546, кл. E 21 B 43/20, 1987 г).

Однако этот известный способ не обеспечивает ожидаемое повышение эффективности разработки. Это объясняется тем, что определение остаточных запасов углеводородного сырья производится на текущий момент времени без учета динамики распределения остаточных запасов и без учета влияния дополнительных скважин на производительность существующих скважин. Поэтому проведение таких мероприятий не исключает возникновения ситуаций, когда дополнительные добывающие скважины будут пробурены в области дренирования пласта существующим фондом. Следовательно, такие скважины могут не отобрать расчетное количество нефти и тем самым не обеспечат полную окупаемость их бурения. Этот фактор особенно существенен для залежей со значительной выработкой запасов и высокой долей воды в продукции, поскольку неучет изменения фильтрационных потоков, вызванных работой дополнительных добывающих и нагнетательных скважин, может привести к ухудшению технологических показателей работы окружающих скважин.

Целью изобретения является повышение эффективности разработки на поздней стадии разработки за счет выбора оптимального воздействия на остаточные углеводородные запасы системами отбора и поддержания пластового давления на основе учета динамики распределения остаточных запасов и учета взаимного влияния дополнительных и существующих скважин на их добывные возможности.

Поставленная цель достигается тем, что в известном способе разработки углеводородных залежей, включающем определение величины остаточных запасов углеводородного сырья, построение карт распределения остаточных запасов углеводородного сырья и проведение в зависимости от распределения остаточных запасов углеводородного сырья мероприятий по регулированию системы разработки, новым является то, что определение величины остаточных запасов углеводородного сырья осуществляют с помощью трехмерных математических гидродинамических моделей, построение карт распределения остаточных запасов углеводородного сырья проводят на текущий момент времени и на конец разработки при существующей системе разработки, по картам устанавливают участки залежи, запасы которых не могут быть извлечены при существующей системе разработки, а мероприятия по регулированию системы разработки осуществляют путем формирования на установленных участках адресных очагов доразработки в виде самостоятельных элементов системы разработки, формируемых дополнительным бурением и/или вводом из простоя и/или с других горизонтов нагнетательных и/или добывающих скважин, вводимых в эксплуатацию на "одноименный" пласт.

Использование для определения запасов углеводородного сырья трехмерных математических гидродинамических моделей, построенных на основе детальной трехмерной математической геологической модели (см. Кац P.M., Андриасов А.Р. Численное моделирование многофазной фильтрации с применением безитерационной разностной схемы/ Сб. Трудов./ ВНИИ.- Вып. 88. - с. 92-99; Опыт компьютерного моделирования разработки нефтяных залежей Гипрвостокнефти и др. /Ковалев B.C., Сазонов Б.Ф., Попков В.И.// Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений. Материалы совещания (г.Альметьевск, сентябрь 1995 г.). -М. : ВНИИОЭНГ. - 1996.- с. 410-423), позволяет определить остаточные запасы углеводородного сырья как на текущий момент времени, так и с учетом будущего их распределения при существующей системе разработки, а также рассматривать взаимное влияние скважин друг на друга во времени. Достоверная оценка остаточных запасов позволяет определять наиболее эффективные мероприятия по регулированию системы разработки за счет подбора оптимального воздействия на остаточные углеводородные запасы и, следовательно, повысить эффективность разработки на поздней стадии, сократить затраты на проведение мероприятий.

Благодаря тому, что на картах распределения остаточных запасов углеводородного сырья устанавливают участки, слабововлеченные в разработку, и уже на этих участках из единой системы разработки формируют адресные очаги доразработки в виде самостоятельных элементов разработки, обеспечивается наиболее эффективная доразработка углеводородной залежи на поздней стадии разработки. Введение адресных очагов доразработки позволяет осуществлять оптимальное воздействие на остаточные запасы системами отбора и поддержания пластового давления, что обеспечит повышение уровней текущих отборов нефти, конечное извлечение запасов, снизит отбор попутной воды и объем нагнетания агента вытеснения.

Заявляемый способ осуществляют следующим образом:

- строят трехмерные геологические и гидродинамические математические модели залежи типа Маскета-Мереса по известной методике;

- по результатам гидродинамического моделирования определяют величины остаточных запасов углеводородного сырья;

- строят карты распределения остаточных запасов углеводородного сырья на текущий момент времени и на конец разработки, выявляют участки залежи, слабововлеченные в разработку, устанавливают степень вовлечения остаточных запасов в процесс разработки и перспективы извлечения при существующей системе разработки;

- определяют техническое состояние и технологическую эффективность добывающих и нагнетательных скважин существующего фонда;

- после чего определяют мероприятия по регулированию системы разработки, а именно:

- формируют адресные очаги доразработки для адресного воздействия на остаточные запасы в виде самостоятельных элементов системы разработки на основе имеющегося фонда, дополнительного бурения и/или ввода из простоя и/или с других горизонтов нагнетательных и/или добывающих скважин. При этом в добывающих и нагнетательных скважинах систему перфорации корректируют таким образом, чтобы оставшиеся запасы оказались под воздействием как системы отбора, так и нагнетания. При необходимости проводится обработка призабойных зон добывающих и нагнетательных скважин для обеспечения равномерной выработки всех вскрытых пластов.

Пример. Способ разработки углеводородных залежей осуществили на Гондыревском нефтяном месторождении, находящемся в Пермской области и являющимся северным продолжением Югомаш-Максимовского месторождения Башкортостана. Залежь - яснополянского надгоризонта, пластовая, сводовая. Коллектор терригенного типа. Глубина залегания 1370 м. Залежь включает в себя четыре пласта, разделенные выдержанными плотными разделами: Тл_2а, Тл_2б, Бб₁ и Бб₂. Залежь пласта Бб₁ литологически экранированная, состоит из семи небольших линз. Запасы пласта Бб₁ практически не вырабатывались. Мероприятия на него не проводились. Поэтому в дальнейшем при разработке он не рассматривался. Вязкость нефти в пластовых условиях 12,3 мПс. Поверхность коллекторов преимущественно гидрофобная. Геолого-физические характеристики пластов приведены в таблице 1.

С 1981 по 1987 гг. на залежи проводились мероприятия по регулированию разработки: в 1981-1987 г. - бурение 35 дополнительных добывающих скважин, в 1984-1987 г. - организация пяти очагов заводнения. Дополнительные добывающие скважины и очаги заводнения размещены равномерно по всей площади объекта разработки.

Для оценки эффективности мероприятий была использована физически содержательная трехмерная трехфазная математическая модель типа Маскета-Мереса.

В результате схематизации геологической модели яснополянская залежь Гондыревского месторождения представлена четырьмя продуктивными слоями. Каждый слой соответствует одному из пластов, составляющих залежь: Тл_2а, Тл_2б, Бб₁, Бб₂. Между этими слоями включены три плотных раздела.

Настройка модели заключалась в воспроизведении 27 лет истории разработки по каждой скважине.

Методика оценки эффективности бурения дополнительных скважин и организации очагового заводнения заключалась в следующем.

Был рассчитан вариант без проведения этих мероприятий, условно названный "базовым". Отдельно рассчитан вариант с введением только дополнительных добывающих скважин и вариант, предусматривающий только организацию очагового заводнения. Изменение добычи нефти определялось за период с момента проведения мероприятия до 01.01.1997 года. Расчеты проводились для каждого пласта и объекта в целом. Результаты расчетов приведены в таблицах 2 и 3.

Расчет изменения проводился по формуле

= 100(P1-P2)/P2,

где - относительное изменение параметра, %;

P1 - величина параметра в варианте с мероприятием, тыс.т.;

P2 - величина параметра в "базовом" варианте, тыс.т.

Результаты расчетов показывают, что проведенные мероприятия привели как к росту темпов отбора, так и вовлечению в разработку дополнительных запасов.

Выводы по первому этапу исследований:

1. Использование математических гидродинамических моделей позволяет разделять величину эффективности регулирования разработки, как по отдельным мероприятиям, так и по отдельным пластам при их совместной эксплуатации.

2. Регулирование системы разработки яснополянской залежи Гондыревского месторождения только бурением дополнительных добывающих скважин позволило бы повысить темп отбора и величину извлекаемых запасов на 6.0 %.

3. Организация очагового заводнения без изменения системы отбора для данной залежи в рассматриваемый период времени была бы неэффективна.

4. Одновременная реализация обоих методов регулирования позволила увеличить добычу нефти за расчетный период на 7,5%, а величину извлекаемых запасов на 9,4% или в 1,5-2 раза выше чем ввод только одних добывающих скважин.

Таким образом, эффект от совместного применения обоих методов выше простой суммы эффектов от каждого метода в случае их раздельного применения: отбор увеличился на 8.7% (6.9 и 7.5%), а извлекаемые запасы на 54.0% (с 6.1 до 9.4%).

Сущность изобретения поясняется чертежом, на котором приведены карты распределения остаточных запасов углеводородного сырья: а) на конец истории; б) через 30 лет при осуществлении мероприятий по варианту 3; в) через 30 лет при существующей системе разработки; г) через 30 лет при осуществлении мероприятий по варианту 2.

Выявленная по результатам моделирования картина текущего состояния разработки выглядит следующим образом. Единый объем углеводородов в процессе эксплуатации залежей начал распадаться на отдельные части с высокой текущей нефтенасыщенностью, разделенные промытыми зонами пласта. Нагнетательные и добывающие скважины работают с меньшей эффективностью, чем могли бы. Воздействие происходит на залежь в целом, в то время как запасы уже содержатся в разрозненных по площади и разрезу местах. Нагнетание ведется в преимущественно промытую часть пласта. Добывающие скважины в районах с оставшимися запасами либо простаивают, либо добывают в большом количестве закаченный агент, при этом нефтенасыщенная часть разреза в них может быть не перфорирована.

Последующее проведение прогноза состояния разработки при существующей системе (вариант 1 - базовый) показало, что при дальнейшей эксплуатации залежи разделение залежи на отдельные участки еще более усилится.

Для поиска путей повышения эффективности процесса разработки рассмотрены два варианта мероприятий по регулированию системы разработки:

вариант 2 - оптимизация существующей системы путем дострелов невырабатываемых пластов и изоляции обводнившихся, бурения трех добывающих скважин;

вариант 3 - вариант 2 с организацией очагов доразработки.

Все мероприятия по варианту 2 (дострелы и изоляции пластов, перенос фронта нагнетания, бурение новых добывающих скважин, ввод из бездействия и вывод скважин из эксплуатации и т.д.) предварительно просчитаны на модели. Неэффективные мероприятия были исключены по результатам этих расчетов.

На основании анализа результатов расчета до конца разработки при существующей системе разработки и мероприятий по варианту 2 выявлены районы, где запасы остаются неизвлеченными. Эти районы представляют собой частично промытые коллектора, окруженные почти полностью промытыми участками пласта. Такое расположение остаточных запасов и наличие достаточного числа действующих скважин позволяют организовать систему доразработки как совокупность относительно самостоятельных ее частей (очагов доразработки). Каждый участок рассматривается с точки зрения охвата их воздействием "самостоятельной" системы разработки. При необходимости на нем усиливается или восстанавливается система отбора и организуется самостоятельная система нагнетания. Нагнетательные скважины при этом располагаются вокруг нефтенасыщенных участков, а при необходимости усиления системы нагнетания - и в центре. На чертеже приведены схемы распределения остаточных запасов для пласта Тл_2a с нанесенными границами очагов доразработки. Некоторое несовпадение границ с местоположением участков, имеющих максимальные остаточные запасы объясняется тем, что при определении границ учитывалось положение остаточных запасов всех трех пластов. Задачей каждого очага доразработки является увеличение уровней отборов и конечного извлечения нефти на конкретной площади залежи за счет повышения охвата и силы воздействия на содержащиеся в этих районах запасы. На фиг. а) представлено существующее на 01.01.98 г. распределение остаточных запасов. На площади нанесены границы трех очагов доразработки. На северном и южном участках также планируется усиление систем отбора и нагнетания, но для создания полных очагов доразработки потребовалось бы дополнительное бурение скважин, что в данном случае не даст положительного экономического эффекта. Хорошая связь с законтурной областью позволяет использовать напор пластовых вод для вытеснения запасов со стороны контура нефтеностности. На фиг. б) приведено распределение запасов через 30 лет при реализации предлагаемых мероприятий (вариант 3), а на фиг. в) - при существующей системе разработки (вариант 1). (Под вводом добывающих и нагнетательных скважин понимается организация работы скважины на данный пласт путем дострелов, перевода из другой категории или бурения.)

В таблице 4 проведено сравнение технологических показателей вариантов относительно первого (базового).

Как видно из приведенных данных, максимальные темпы отборов и конечная нефтеотдача получены в варианте 3. Таким образом, регулирование системы разработки на основе организации адресных очагов доразработки более эффективно, чем оптимизация работы отдельных скважин.

Реализация предлагаемого способа разработки позволит получить следующий эффект:

1. Рост извлечения нефти за счет вовлечения в разработку запасов в застойных зонах и ранее не перфорированных пластах;

2. Увеличение темпов отбора за счет подключения в разработку ранее не вовлеченных запасов и увеличения депрессии в работающих скважинах вследствие адресного воздействия системы поддержания пластового давления (сокращения площади воздействия);

3. Снижение отборов воды вследствие перераспределения фильтрационных потоков.