Способ разработки месторождений природных газов с неоднородными коллекторами

 

Использование: в области нефтегазодобывающей промышленности. Обеспечивает повышение газоотдачи за счет активного воздействия на фильтрационные процессы и вовлечения в разработку слабодренируемых запасов газа. Сущность изобретения: способ включает бурение вертикальных и/или горизонтальных эксплуатационных скважин. Осуществляют вскрытие продуктивных пластов. Из эксплуатационных скважин отбирают газ и попутную воду. При разработке месторождений в макронеоднородных пластах попутно отбираемую пластовую воду закачивают в низкопроницаемые и/или слабодренируемые зоны того же разрабатываемого пласта. Объем закачиваемой воды не превышает газонасыщенный объем порового пространства низкопроницаемой и/или слабодренируемой зоны. 2 ил.

Предлагаемое изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно к области разработки газовых и газоконденсатных месторождений с резко неоднородными по коллекторским свойствам продуктивными пластами.

Известен способ разработки водоплавающих газовых месторождений, включающий бурение систем вертикальных или горизонтальных скважин, добычу газа при режиме истощения пластовой энергии и эксплуатации скважин при критических безводных дебитах газа (см. Лапук Б. Б., Брудно А.Л., Сомов Б.Е. О конусах подошвенной воды в газовых залежах. Газовая промышленность, 2, 1961). Недостатком известного технического решения является необходимость ограничения сверху добывных возможностей скважин, что приводит к росту потребного числа скважин на разработку месторождения и, как показывают исследования, - к снижению газоотдачи пласта.

Наиболее близким к предлагаемому является способ разработки газовых месторождений при режиме истощения пластовой энергии и эксплуатации скважин при заданных водогазовых (газоводяных) факторах (см. Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений, Внешторгиздат, с. 560, 1998). Недостатком рассматриваемого способа разработки является относительно низкая газоотдача пласта, а также наличие проблемы утилизации попутно добываемой пластовой воды. В случае обводнения скважин современная практика предусматривает закачку добываемой пластовой воды в специально подобранный водоносный пласт. Очевидно, что в этом случае происходит загрязнение не участвующего в процессе разработки водоносного пласта. Кроме того, требуются значительные расходы на соответствующие разведочные работы на будущий объект захоронения добываемой воды, а также затраты на бурение специальных нагнетательных скважин. Обычно в качестве подходящих объектов используются глубоко залегающие водоносные пласты с невысокой проницаемостью, что предопределяет значительные затраты на бурение дорогих скважин. В настоящее время закачка попутно добываемой воды в тот же разрабатываемый пласт не практикуется в связи с боязнью снижения газоотдачи пласта в результате защемления микро- и макрообъемов газа нагнетаемой в пласт водой.

Проблема газоотдачи еще более весома в случае разработки газовых месторождений с макронеоднородными по коллекторским свойствам пластами, о чем говорит опыт разработки реальных месторождений газа. Это связано с тем, что только режимом эксплуатации добывающих скважин не удается эффективно воздействовать на фильтрационные процессы, в особенности на процессы вытеснения в таких продуктивных пластах.

В основу настоящего изобретения положена задача создания способа разработки месторождений природных газов, обеспечивающего повышение газоотдачи за счет активного воздействия на фильтрационные процессы в макронеоднородных пластах для вовлечения в разработку слабодренируемых запасов газа с одновременной утилизацией попутно добываемой пластовой воды.

Выполнение поставленной задачи достигается тем, что в способе разработки залежи газа, включающем бурение вертикальных и/или горизонтальных скважин, вскрытие продуктивного пласта и отбор из эксплуатационных скважин газа и попутной пластовой воды, согласно изобретению производят закачку в низкопроницаемые и/или слабодренируемые зоны разрабатываемого пласта попутно отбираемой пластовой воды в объеме, не превышающем газонасыщенный объем порового пространства низкопроницаемой и/или слабодренируемой зоны, а так же тем, что: - закачку попутной пластовой воды осуществляют с момента обводнения эксплуатационных скважин; - одновременно с отбором газа производят закачку попутной пластовой воды из вышележащего или нижележащего горизонтов продуктивного пласта; - для закачки попутной пластовой воды используют разведочные и/или эксплуатационные скважины с дополнительно пробуренными боковыми горизонтальными стволами и дополнительно пробуренные одноствольные и/или многоствольные горизонтальные скважины.

Способ осуществляют следующим образом.

Производят разбуривание газовой (газоконденсатной) залежи системой вертикальных и/или горизонтальных скважин. С их помощью начинается добыча газа за счет естественной пластовой энергии сжатого газа.

В процессе разработки: а) начинается обводнение ряда эксплуатационных скважин контурной или подошвенной водой, приуроченных обычно к зонам с высокими коллекторскими свойствами, б) выявляются зоны пласта с ухудшенными коллекторскими свойствами, что проявляется в низкой дебитности добывающих скважин.

Вся поступающая в скважины вода добывается и извлекается на дневную поверхность, а затем закачивается обратно в тот же разрабатываемый продуктивный пласт. Закачка воды производится в зоны пласта с ухудшенными коллекторскими свойствами или слабодренируемые, например периферийные, зоны залежи. Для реализации плана закачки низкодебитные газовые скважины переводятся в категорию нагнетательных водяных.

При закачке воды в низкопроницаемые, слабодренируемые зоны (части) пласта закачиваемая вода производит положительную работу - она вытесняет газ из низкопроницаемой зоны в высокопроницаемую. Каждый закачиваемый в пласт м³ воды вытесняет P м³ газа, где P - число атмосфер пластового давления в районе нагнетательной скважины в момент начала закачки воды. Добываемая из разрабатываемого горизонта и закачиваемая в тот же горизонт пластовая вода, естественно, является совместимой с поступающей в залежь контурной или подошвенной водой, что не требует значительных затрат на подготовку воды перед закачкой ее в пласт.

Очевидно, что при заводнении газоносного пласта имеют место потери газа вследствие защемления отдельных микропузырьков газа. Зато устраняется (частично или полностью) защемление макрообъемов газа, что наблюдается, например, при создании и эксплуатации подземных хранилищ газа в водоносных пластах (см. Деркач М.И. и др. Особенности создания и эксплуатации подземных хранилищ в западном регионе Украины. Труды Международной конференции по подземному хранению газа, Москва, 11-15 сент. 1995, стр. 95). В результате сокращается объем активного газа и возрастают объемы буферного газа.

Нетрудно видеть, что суммарные объемы закачанной в пласт воды должны иметь ограничение сверху. Действительно, если за верхнее ограничение принять весь поровый объем залежи, то могут иметь место неоправданно большие потери газа в высокопроницаемых коллекторах. Поэтому за ограничение сверху принимается газонасыщенный поровый объем слабо участвующих в дренировании зон пласта. Другими словами, суммарный объем возвращаемой в пласт попутно добываемой воды не должен превышать газонасыщенный поровый объем зон с малоактивными запасами газа, которые затруднительно извлечь традиционными способами.

В предлагаемой технологии в качестве нагнетательных можно использовать также разведочные скважины, которые не вполне пригодны для добычи газа.

Вследствие необходимости закачки воды в низкопроницаемые зоны пласта, в эксплуатационных скважинах, переводимых в категорию нагнетательных, осуществляют забуривание боковых горизонтальных стволов. В отдельных случаях осуществляют бурение специальных нагнетательных горизонтальных или многозабойных скважин. Низкая дебитность скважин может быть следствием низких коллекторских свойств пласта и низкой допустимой депрессии на пласт. При закачке воды репрессия на пласт может быть, вообще говоря, сколь угодно большой, что положительно сказывается на приемистости скважин.

Процесс закачки пластовой воды в низкопроницаемые, слабодренируемые зоны пласта может производиться и с самого начала процесса разработки. Это осуществляется, например, в случае многопластового месторождения, когда имеет место обводнение скважин других горизонтов и возникает проблема утилизации добываемой воды.

В результате реализации закачки воды именно в разрабатываемый газоносный горизонт одновременно положительно разрешаются две проблемы: 1) экологическая, связанная с захоронением попутно добываемых пластовых вод и 2) технолого-экономическая, заключающаяся в повышении газоотдачи макронеоднородного по коллекторским свойствам продуктивного пласта.

В дальнейшем изобретение поясняется описанием варианта его выполнения, иллюстрирующего принцип трансформации негативного фактора (обводнение скважин) в положительный результат - повышение газоотдачи макронеоднородных продуктивных пластов и утилизация пластовой воды.

Газогидродинамические расчеты с целью обоснования эффективности предлагаемого подхода выполнены применительно к типичным параметрам газовых залежей Западной Сибири.

Пример.

В качестве объекта разработки рассматривается водоплавающая залежь газа с параметрами, характерными для ряда залежей в отложениях сеномана (Западная Сибирь). Известно, что вследствие формирования удельных объемов дренирования исследование рассматриваемых технологий разработки можно осуществлять на элементе пласта.

На фиг. 1 дается вид сверху зонально-неоднородного по коллекторским свойствам продуктивного пласта. Он состоит из двух зон. Правая высокопроницаемая зона характеризуется коэффициентом проницаемости, равным 0,5 дарси, а левая, низкопроницаемая - на два порядка меньшей, то есть 5 мдарси. Эти зоны неоднородности прослеживаются как в газо-, так и в водоносной областях пласта.

Низкопроницаемая зона дренируется двумя скважинами, а высокопроницаемая - одной скважиной. На фиг. 1 дается также сеточная аппроксимация рассматриваемого элемента пласта в плоскости XOY. В центрах сгущающихся элементарных ячеек и размещаются указанные скважины.

На фиг. 2 приводится профильный разрез элемента разработки вдоль оси расположения скважин и его сеточная аппроксимация в плоскости YOZ. В наиболее сгущенных сеточных элементах находятся три вертикальные, несовершенные по степени вскрытия скважины. Водоносный пласт в плане принимается бесконечным по протяженности. Другие исходные данные представлены в табл. 1.

Применительно к рассматриваемому элементу пласта исследуются три варианта его разработки. Характерным для этих вариантов является то, что общее число скважин остается неизменным и прогнозный срок разработки ограничивается 30 годами. Газогидродинамические расчеты выполняются с использованием трехмерной двухфазной (газ-вода) математической модели при одной и той же сеточной аппроксимаций элемента разработки и водоносного пласта.

Вариант I. Здесь реализуется технология разработки при эксплуатации добывающих скважин при заданных дебитах газа с переходом на режим критических безводных дебитов газа. За критический безводный принимается дебит при газоводяном факторе, равном 10⁵ м³/м³, т.е. когда с 10⁵ м³ газа извлекается 1 м³ воды. Дебит по газу высокопродуктивной скважины равняется 200 тыс. м³/сут, а низкопродуктивных скважин - 10 тыс. м³/сут. Окончание разработки происходит по достижении 30 лет или при снижении дебита газа (в связи с переходом на безводные дебиты) до нерентабельного уровня (5 тыс. м³/сут).

Вариант II. В данном варианте допускается контролируемое обводнение скважин. Это означает, что в процессе разработки элемента пласта с момента появления пластовой воды в скважинах они начинают эксплуатироваться при заданной допустимой величине газоводяного фактора (210³ м³/м³). До тех пор все три скважины эксплуатируются при постоянных во времени дебитах газа. Дебиты двух низкодебитных скважин, как и в варианте 1, равняются 10 тыс. м³/сут, а высокодебитной - 200 тыс. м³/сут.

Вариант III. В этом варианте исследуется предлагаемая технология разработки. Как и во II варианте, скважина в высокопроницаемой зоне пласта эксплуатируется с постоянным во времени дебитом, равным 200 тыс. м³/сут, и заданным газоводяным фактором (210³ м³/м³) с момента поступления пластовой воды в скважину. Скважины в низкопроницаемой зоне газ не добывают, а с самого начала переводятся в разряд нагнетательных. При этом в каждую из них осуществляется закачка воды с темпом 500 м³/сут.

Результаты прогнозных расчетов для рассматриваемых вариантов представлены в табл. 2-4. Анализ результатов расчетов позволяет отметить следующее.

Наихудшими показателями разработки характеризуется I вариант. При принятых, одинаковых для всех вариантов, исходных данных и ограничениях из пласта к концу 30 года извлекается всего 26,55% от начальных запасов газа. Это объясняется тем, что высокопродуктивная скважина выбывает из фонда добывающих на восьмом году разработки по причине конусообразования подошвенной воды. Низкодебитные скважины хотя и эксплуатируются 30 лет, но серьезно повлиять на конечную газоотдачу не могут.

Во II варианте ситуация с газоотдачей значительно улучшается и к концу 30 года она доходит до 43,5%. Это связано с тем, что допущена возможность контролируемой попутной добычи воды. Вследствие этого период эксплуатации высокодебитной скважины возрастает до 15 лет, что и предопределяет указанный прирост газоотдачи. Однако в этом варианте не решенной является проблема утилизации 108,3 тыс. м³ попутно добытой воды.

Согласно III варианту, отражающему предлагаемую технологию разработки, газоотдача на конец 30 года доходит до 55,3%, т.е. является наибольшей по сравнению с вариантами I и II. По сравнению с I вариантом газоотдача в III варианте увеличивается на 28,75 пунктов или на 108,3%, а по сравнению со II вариантом на 11,8 пунктов или на 27,1%. Дополнительный прирост газоотдачи в III варианте по сравнению со II вариантом произошел только по причине предпринятой закачки в пласт воды. В III варианте по этой причине отсутствует также присущая II варианту проблема утилизации попутно добываемой воды, ибо в III варианте объемы закачиваемой воды превышают даже попутно добытый объем воды в количестве 165,2 тыс. м³.

Таким образом, приведенные результаты исследований подтверждают справедливость предлагаемого подхода к разработке залежей газа с неоднородными по коллекторским свойствам пластами.

Формула изобретения

Способ разработки месторождений природных газов с неоднородными по коллекторским свойствам продуктивными пластами, включающий бурение вертикальных и/или горизонтальных эксплуатационных скважин, вскрытие продуктивных пластов и отбор из эксплуатационных скважин газа и попутной воды, отличающийся тем, что при разработке месторождений в макронеоднородных пластах попутно отбираемую пластовую воду закачивают в низкопроницаемые и/или слабодренируемые зоны того же разрабатываемого пласта и в объеме, не превышающем газонасыщенный объем порового пространства низкопроницаемой и/или слабодренируемой зоны.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5, Рисунок 6