Способ разработки многопластовых газоконденсатных месторождений

Изобретение относится к горному делу, а именно к промышленности, ведущей разработку углеводородного сырья - нефти, газа, конденсата при помощи скважин, и может быть, использовано при разработке нефтегазоконденсатных месторождений.

В процессе разработки месторождения в ряде случаев происходит уточнение геологического строения залежей, уточнение начальных запасов, что требует корректировки процессов разработки месторождения с уточнением расположения новых скважин для разбуривания недренируемых или слабо дренируемых зон.

Известен способ разработки низкопроницаемых нефтегазовых или газоконденсатнонефтяных залежей системой горизонтально-наклонных скважин. Сущность способа заключается в том, что низкопроницаемую нефтегазовую или газоконденсатнонефтяную залежь разрабатывают системой горизонтально-наклонных скважин для отбора нефти. При этом располагают интервал перфорации этих скважин в чисто нефтяной зоне, а также в области газонефтяного контакта при расстоянии до этого контакта 0 - 5 м [ RU 2242593].

Недостатком данного способа является то, что при вскрытии нефтяной оторочки небольшой толщины может произойти прорыв воды и скважина быстро обводнится.

Известен способ разработки многопластового нефтяного месторождения системой горизонтальных скважин. Сущность способа заключается в том, что предварительно определяется протяженность горизонтального ствола скважины в каждом пропластке с учетом его гидропроводности, проводят промысловые и лабораторные исследования скважин, неоднородности по проницаемости и начальной нефтенасыщенности, а также балансовых и подвижных запасов нефти, коэффициент вытеснения, и проводку горизонтального ствола скважины через коллектор осуществляют с распределением его протяженности по пропласткам в низкопроницаемую нефтегазовую или газоконденсатнонефтяную залежь разрабатывают системой горизонтально-наклонных скважин для отбора нефти.

Недостатком данного способа является то, что данный способ не может быть использован при совместной разработке нефтяной и газовой части залежи. [ RU 2093669].

Наиболее близким по большинству общих признаков в плане решаемой изобретательской задачи является cпособ разработки нефтегазоконденсатных месторождений. Сущность данного способа разработки нефтегазоконденсатных месторождений заключается в том, что производят разбуривание залежей первой очередью эксплуатационных скважин, отбор углеводородов, при этом перед разбуриванием второй очереди залежь разбивают на зоны путем проведения геофизических исследований, определяют положение ГВК и ВНК, затем осуществляют бурение второй очереди эксплуатационных скважин в зонах, где К2=0, причем первые скважины второй очереди бурят в зонах с наименьшим продвижением ГВК и ВНК, а в зонах, где K1/K2 > 1, проводят интенсификацию эксплуатационных скважин первой очереди, при этом K1 - коэффициент текущего отбора углеводородов по каждой зоне. На месторождении определяют текущий коэффициент отбора углеводородов по залежи в целом, равный отношению отобранных запасов на текущую дату по залежи к начальным запасам (K1), затем залежь разбивают на отдельные зоны (квадраты) и в них определяют начальные запасы. По зоне, в которую попали скважины, определяют суммарный отбор углеводородов. Затем определяют коэффициент К2 = (Q_oт.кв.\Q_нaч.кв.)---, равный отношению отобранных запасов по квадрату к начальным запасам данного квадрата[UZ IAP 02400 ]..

Недостатком данного способа является то, что разбуривание вертикальными скважинами нефтяной оторочки небольшой толщины не эффективно. Кроме того, данное изобретение не может быть использовано при многопластовых залежах, со своими самостоятельными газоводяными и водонефтяными контактами

Задачей изобретения является повышение нефтегазоконденсатоотдачи месторождений.

Поставленная задача решается тем, что в. способе разработки многопластовых газоконденсатных месторождений, включающем разбуривание залежи первой очередью эксплуатационных скважин, отбор углевородов, проведение геофизическиих исследований, оценку запасов и последующее разбуривание залежи второй очередью скважин перед разбуриванием залежи второй очередью скважин замеряют пластовые давления, определяют удельные запасы углеводородов по каждому горизонту и суммарные по залежи, по полученным результатам определяют зону наибольшей нефтегазоносности, и скважины второй очереди бурят в зонах с максимальными удельными запасами.

При этом

- скважины второй очереди бурят в зонах с максимальным количеством продуктивных горизонтов;

- местоположение скважин осуществляют в зонах нефтегазоносности в пределах рентабельности бурения скважин от прогнозной добычи;

- при вскрытии газовой и нефтяной части залежи, суммарные удельные запасы по скважинам и по залежи по газу и нефти разрабатываются раздельно - одновременным способом

Сущность изобретения заключается в следующем.

При разработке нефтегазоконденсатных залежей с целью максимального отбора флюида разрабатывают залежь до полного истощения. При этом в процессе разработки дополнительно по мере необходимости бурят дополнительно новые эксплуатационные скважины в зонах, где, как правило, отмечается высокая продуктивность работающих скважин. В целом продуктивность скважин зависит от многих факторов: от фильтрационных свойств пласта в данной зоне, вскрытой эффективной толщины, условий вскрытия пласта, стадии обводнения, засорения в прифильтровой зоне пласта, от количества вскрытых горизонтов и ряда других факторов. Поэтому правильное выделение перспективных зон для расположения новых эксплуатационных скважин, в том числе и горизонтальных, позволит повысить конечную нефтегазоотдачу пластов и темп отбора нефти газа.

На месторождении, перед разбуриванием залежи второй очередью скважин замеряют пластовые давления. текущее положение газонефтяных и во-донефтяных контактов по скважинам, По каждой скважине и по каждому горизонту определяют удельные запасы углеводородов по каждому горизонту по формуле:

Q_экв= H_эф. × K_п × К_г × (Р_плтек × α_тек - Р_кон × α_кон) × K_t (для газоносных пластов),

где: H_эф - эффективная газонасыщенная мощность пласта;

K_п - коэффициент открытой пористости;

K_г- коэффициент газонасыщенности;

Р_плтек - текущее пластовое давление;

α_тек - текущая поправка за отклонение от закона Бойля-Мариотта;

Р_кон - конечное пластовое давление;

α_кон - конечная поправка за отклонение от закона Бойля-Мариотта;

K_t - температурная поправка.

Затем определяют суммарные удельные запасы по стволу скважины по всем залежам, которые определяются по формуле:

где : Qi - удельные запасы i-го пласта;

n - число пластов.

Наибольший контур нефтегазоносности определяют путем нанесения всех контуров нефтегазоносности в одной системе координат и выделяют наибольший по охвату площади нефтегазоносности. В пределах наибольшего контура нефтегазоносности строят карты суммарных удельных запасов углеводородов по стволу скважины по всем горизонтам. Затем строят карты количества вскрытых продуктивных горизонтов. Наибольшую плотность сетки скважин устанавливают в зонах наибольших удельных запасов и наибольших вскрытых горизонтов.

Затем определяют значение единицы удельных запасов от фактических путем деления суммарных запасов по месторождению на величину средневзвешенных удельных запасов по формуле:

где: Q_сумм - суммарные запасы по месторождению;

Q_экв - средневзвешенные удельных запасы,

и ближайшие скважины к контуру газоносности закладывают по линии предельных значений удельных запасов в зависимости экономической рентабельности прогнозной добычи.

Горизонтальные скважины закладывают в зоне сухого поля пласта, с учетом расположения горизонтальной части ствола в пределах сухого поля, при этом горизонтальный ствол бурят в интервале кровли и середины газоносного пласта. При вскрытии газовой и нефтяной части залежи суммарные удельные запасы по скважинам и по залежи определяются раздельно.

Способ осуществляется следующим образом.

Перед разбуриванием второй очереди скважин проводят геофизические исследования скважин, определяют положение ГВК по каждому горизонту и текущие эффективные газонасыщенные толщины. Замеряют пластовые давления по каждому горизонту, определяют текущие удельные запасы по скважинам и по горизонтам в целом. По каждой скважине, по каждому горизонту определяют удельные запасы по стволу скважины по всем нефтегазоносным пластам по формуле:

Q_экв= H_эф. × K_п × К_г × (Р_плтек × α_тек - Р_кон × α_кон) × K_t (для газоносных пластов),

Затем определяют суммарные удельные запасы по стволу скважины по всем залежам, которые определяются по формуле:

где - Qi - удельные запасы i-гo пласта;

n - число пластов.

Наибольший контур нефтегазоносности определяют путем нанесения всех контуров нефтегазоносности в одной системе координат и выделением наибольшего по площади. В пределах наибольшего контура нефтегазоносности строят карты суммарных удельных запасов углеводородов по стволу скважины по всем горизонтам. Затем строят карты количества продуктивных горизонтов, вскрываемых в каждой точке месторождения. Количество продуктивных горизонтов определяется по геологической модели. По этим картам производится размещение скважин второй очереди в зонах с максимальным количеством продуктивных горизонтов.

Наибольшую плотность сетки скважин устанавливают в зонах наибольших удельных запасов и наибольших вскрытых горизонтов. Затем определяют значение единицы удельных запасов от фактических путем деления суммарных запасов по месторождению на величину средневзвешенных удельных запасов по формуле:

где: Q_сумм - суммарные запасы по месторождению;

Q_экв - средневзвешенные удельные запасы.

Так, например, стоимость одной скважины на месторождении составляет 5 млн. долларов при глубине скважины 2800 м. Для двойного покрытия стоимости скважины и их эксплуатационных расходов необходимо добыть 50 млн.м³ газа при стоимости 1000 м³ газа - 200 долларов.

От линии контура газоносности к центру залежи строится кривая удельных запасов, где в каждой точке, согласно расчетов, определяются потенциальные запасы для скважины, находящейся вблизи контура газоносности. Расчет производится для различных положений скважин относительно контура газоносности. При величине потенциальных запасов, покрывающей стоимость скважины и эксплуатационные расходы, данная точка может быть точкой заложения новой второй очереди скважин. Дальнейшее расположение скважин будет закладываться также в зависимости от удельных запасов. При этом путем расчетов учитывается темп падения пластового давления и дебит газа по залежи. Таким образом обеспечивается рентабельность бурения скважин.

Горизонтальные скважины закладывают в пределах внутреннего контура газоносности того горизонта, который планируется эксплуатировать горизонтальным стволом, так как при этом не будет вскрываться водонасыщенная часть и скважина будет работать в сухом поле. При вскрытии горизонтальным стволом двух или более горизонтов необходимо закладывать скважину так, чтобы горизонтальный ствол оставался в пределах внутренних контуров газоносности всех вскрываемых горизонтов.

Таким образом, выполнение вышеуказанных условий позволит правильно располагать эксплуатационные скважины второй очереди для многопластовых газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений, что повысит эффективность разработки газовых месторождений (аналогично и для нефтегазоконденсатных месторождений).