Проблема выработки запасов нефти в нефтегазоконденсатных коллекторах существует уже долгое время [1–3]. Однако в последнее время актуальность данной темы стала расти в связи с началом освоения нефтегазоконденсатных пластов на Ямале и в Восточной Сибири. Запасы нефти в нефтяных оторочках небольшой мощности по факту являются трудноизвлекаемыми, в особенности это касается запасов, находящихся в подгазовых зонах.
Цель исследования: основными проблемами разработки нефтяных оторочек являются: быстрое образование конусов воды и газа, невозможность создания высокой депрессии, раннее выбытие скважин из-за прорывов газа. Важным моментом является то, что при разработке нефтяных оторочек необходимо предупреждать продвижение нефти в газовую часть, поскольку это приводит к связыванию подвижной нефти капиллярными силами. В этом ключе особенно актуальным являются вопросы подбора правильного баланса между отборами нефти, газа и закачкой воды. Все вышеперечисленные факторы негативно сказываются на конечной нефтеотдаче, поэтому коэффициенты извлечения нефти для подгазовых зон нефтяных оторочек часто не превышают 10–15 %.
Материалы и методы исследования
Применяющиеся методы разработки нефтяных оторочек принципиально не отличаются от методов, которые применяются при разработке нефтяных пластов, однако имеют свои особенности. При разработке тонких нефтяных оторочек применяются исключительно горизонтальные скважины, что позволяет сократить негативное влияние конусообразования, а также обеспечить меньшие депрессии на пласт. Главным критерием выбытия скважин в подгазовых зонах часто является не высокая обводненность или низкий дебит, а газовый фактор. При высоком газовом факторе дальнейшая механизированная эксплуатация скважин становится невозможной.
Специфическим методом, применимым только при разработке нефтегазоконденсатных коллекторов, является барьерное заводнение. Суть барьерного заводнения заключается в создании оторочки воды между газовой шапкой и нефтяной частью. В теории данный метод позволяет одновременно разрабатывать запасы нефти и газа без взаимного влияния друг на друга. Однако на деле данный метод не нашел своего применения из-за большого количества недостатков, связанных с невозможностью создания равномерного барьера на всей площади контакта, обводнением добывающих скважин и высокими капитальными затратами на бурение нагнетательных скважин и организацию системы ППД. Важно, что вода не является надежным барьером для газа, то есть вторжение газа в нефтяную часть по-прежнему будет происходить.
Попытки усовершенствовать технологию барьерного заводнения предпринимались разными исследователями. Здесь можно выделить два основных направления. Для первого направления характерно использование вместо воды усовершенствованных агентов закачки с целью ухудшения фазовой проницаемости для газа в области барьера. Например, С.Н. Закировым [4] предлагается создание гелиевого барьера между газовой шапкой и нефтяной оторочкой. Однако применение химических композиций имеет и ряд дополнительных недостатков. Не решается главная проблема: барьер остается газопроницаемым, пусть и в меньшей степени. Помимо этого, появляются дополнительные затраты на химические реагенты, которые со временем перестают выполнять свои функции.
Вторым направлением усовершенствования метода барьерного заводнения является его локальное применение не на всей площади, а только в зонах наиболее пониженного давления, то есть в зонах дренирования добывающих скважин. В этом случае нагнетательные скважины или боковые стволы бурятся не на всей площади, а непосредственно над добывающими, при этом агенты закачки также могут быть различными.
В нашей работе рассмотрен принципиально новый способ создания барьера, основанный на процессе гидратообразования. Способ может быть применим при разработке нефтегазоконденсатных месторождений Восточной Сибири, пласты которых характеризуются аномально низкими пластовыми температурами. Например, на Верхнечонском и Чаяндинском месторождениях пластовые давления составляют соответственно 14,8 и 13 МПа, а температуры – 12 и 9 °С. Начальные пластовые условия соответствуют условиям гидратообразования (рис. 1).
Предлагаемый способ разработки нефтегазоконденсатного месторождения осуществляется следующим образом (рис. 2): нефтяная часть залежи 2, находящаяся в подгазовой зоне, разбуривается с использованием горизонтальных скважин. Система разработки и расположение скважин определяются исходя из геолого-физических особенностей пласта и флюида.
При бурении скважины вначале бурится горизонтальный участок 3 на границе газонефтяного контакта, соответствующий по расположению и длине предполагаемому добывающему стволу. Первый ствол является необсаженным. Посредством него на границу газонефтяного контакта закачивается вода, причем закачка ведется до тех пор, пока приемистость не снизится более чем в десять раз. Снижение приемистости будет свидетельствовать о начале гидратообразования в пласте. В результате закачки в пласте образуется водяной экран 5 эллипсовидной формы, в дальнейшем при взаимодействии с газовой шапкой происходит образование гидратов. Сформировавшиеся гидраты непроницаемы как для нефти, так и для газа. После окончания закачки первый ствол ликвидируется путем установки цементного моста. Затем бурится основной ствол добывающей скважины 4 непосредственно под стволом 3, но ближе к подошве коллектора, либо к водонефтяному контакту. Данный горизонтальный ствол заканчивается спуском щелевого хвостовика. После этого добывающая скважина начинает эксплуатироваться с забойным давлением, которое соответствует минимальному давлению области гидратообразования при заданной пластовой температуре. В результате этого гидратный экран будет сохраняться, пока не возникнет необходимость снижения давления ниже давления распада гидратов. На данный способ разработки получен патент [5].
Рис. 1. Равновесные гидратообразования для метана
Рис. 2. Способ разработки нефтегазоконденсатного месторождения с применением гидратного барьера: 1 – газовая часть пласта, 2 – нефтяная часть пласта, 3 – вспомогательный горизонтальный ствол, 4 – основной горизонтальный ствол, 5 – гидратный барьер
Для обоснования эффективности применения способа разработки с гидратным барьером была создана синтетическая гидродинамическая модель с параметрами, характеризующими Верхнечонское месторождение, в программном комплексе Tempest More. Было рассмотрено четыре основных варианта разработки с размещением одной горизонтальной добывающей скважины и разными способами создания барьера:
1) базовый вариант – вариант разработки на естественном режиме без создания барьеров;
2) закачка воды – закачка осуществляется в необсаженный ствол на границу ГНК в течение одной недели, затем бурится основной ствол;
3) закачка полимеров – аналогично варианту два, однако в этом случае используется опция полимерного заводнения;
4) гидратный барьер – закачка не осуществляется, однако область повышенной водонасыщенности соответствующей варианту два принимает нулевые значения.
Во всех вариантах приняты следующие критерии выбытия: обводненность – более 98 %, дебит нефти – менее 0,5 т/сут., газовый фактор – выше 5000 м3/т. Забегая вперед, необходимо отметить, что во всех вариантах выбытие скважин происходило по критерию достижения критического газового фактора. Для каждого из 4 вариантов были рассмотрены 4 подварианта, которые различаются депрессиями на пласт – 10, 20, 30, 40 атм.
а) б)
в) г)
Рис. 3. Изменение насыщенности на последний расчетный шаг в гидродинамической модели для вариантов: а) вариант 1, б) вариант 2, в) вариант 3, г) вариант 4
Рис. 4. График зависимости накопленной добычи и даты выбытия от депрессии
Из сопоставления распределения насыщенности по вариантам на последний расчетный шаг (рис. 3) видно, что гидратный барьер позволяет частично задержать конус газа, однако в дальнейшем загазовывание скважины происходит за счет того, что газ огибает зону расположения барьера. В вариантах с закачкой воды и полимеров картина в целом схожая, однако распространение полимеров имеет более ограниченную область вследствие более высокой вязкости. Ни закачка воды, ни закачка полимеров не позволяет существенно снизить динамику продвижения газа в нефтяную часть.
При более высоких депрессиях процессы загазовывания скважины происходят быстрее по сравнению с вариантами с меньшими депрессиями, однако во всех случаях динамика образования конусов носит схожий характер.
Результаты исследования и их обсуждение
Прогнозные расчеты на гидродинамической модели позволили получить результаты, которые сведены в таблице. Из сопоставления вариантов видно, что конечная накопленная добыча нефти мало зависит от депрессии. При разработке на естественном режиме в базовом варианте накопленная добыча нефти составляет в среднем 34,4 тыс.м3. Применение закачки воды для создания барьера позволяет увеличить нефтеотдачу на 47 %. При полимерном заводнении прирост накопленной добычи нефти по сравнению с базовым вариантом составляет 56 %. Применение гидратного барьера позволяет обеспечить рост накопленной добычи нефти в среднем в 2,5 раза.
Результаты расчетов способов разработки на гидродинамической модели
|
Накопленная добыча нефти, тыс.м3 |
Депрессия, атм |
|||
|
10 |
20 |
30 |
40 |
|
|
Базовый вариант |
33,9 |
34,2 |
34,6 |
34,9 |
|
Закачка воды |
49,2 |
50,8 |
51,9 |
49,9 |
|
Закачка полимера |
53,7 |
52,3 |
54,9 |
54,8 |
|
Гидратный барьер |
85,7 |
86 |
86,3 |
86,6 |
Отдельное внимание стоит обратить, на влияние депрессии на динамику добычи нефти. Несмотря на то, что влияние на конечную величину накопленной добычи нефти незначительно, динамика добычи нефти по данным вариантам существенно разнится. Рассмотрим динамику добычи нефти на примере варианта с гидратным барьером (рис. 4). Из него видно, что при депрессии 40 атм срок работы скважины сокращается как минимум в 4 раза, то есть скважина характеризуется более высокими дебитами и отборами, что в свою очередь может положительно сказываться на экономических показателях. Поэтому величина депрессии для каждого из способов разработки является оптимизируемым параметром.
Выводы
1. Разработан новый способ разработки нефтяных подгазовых зон, основанный на создании гидратного барьера, который позволяет увеличить накопленную добычу нефти для каждой добывающей скважины до 2,5 раз.
2. Закачка воды и полимеров в качестве барьера позволяет повысить накопленную добычу нефти на 47–56 %.
3. Величина депрессии не оказывает существенного влияния на конечную величину накопленной добычи нефти, однако влияет на динамику отборов и является оптимизируемым параметром при технико-экономических расчетах.