Способ разработки выработанных и списанных с баланса нефтяных и газоконденсатных месторождений

009635 Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для разработки нефтяных месторождений, признанных полностью выработанными и списанными с баланса, а также месторождений, на которых завершена добыча нефти фонтанным способом из-за падения пластового давления ниже гидростатического. Все известные способы разработки нефтяных залежей основаны на использовании энергии пласта методом эксплуатации месторождений на истощение. Так, например, газлифтный способ добычи осуществляется за счет энергии газовой шапки, фонтанный способ добычи нефти из нефтяных месторождений, не имеющих газовой шапки, осуществляется за счет энергии растворенного в нефти газа с последующей глубинонасосной добычей и т.д. [Горная энциклопедия. Москва. Издательство Советская энциклопедия 1987 г., т. 3, стр. 475, 478]. Общим для всех действующих способов разработки нефтяных месторождений является использование пластовой энергии, когда по мере неизбежного падения пластового давления нефтяные воды (подстилающих и вышележащих горизонтов) подтягиваются к забоям эксплуатационных скважин и обводняют продуктивную часть нефтяной залежи, изолируя отдельные поля (массивы) нефтенасыщенных пород от забоев эксплуатационных сважин. В процессе добычи нефти эксплуатационные скважины вместе с нефтью подтягивают пластовую воду, приток нефти становится незначительным и скважины обводняются. Это приводит к множественным осложнениям при добыче и, в конечном счете, к снижению коэффициента извлечения нефти до 0,3-0,4 и менее [там же стр. 467], а также к росту себестоимости добычи нефти за счет проведения дорогостоящих методов интенсификации. В трудах советских, российских и зарубежных исследователей описаны и классифицированы все факторы, влияющие на состояние призабойной зоны скважины, а также приведены существующие методы и технологии интенсификации добычи нефти [Л.Х. Ибрагимов, И.Т. Мищенко, Д.К. Челоянц Интенсификация добычи нефти. Москва. Издательство Паука. 2000 г.]. Именно с учетом применения всех известных методов интенсификации добычи нефти достигнуто предельное значение коэффициента извлечения нефти, равное 0,3-0,4 и менее. И этот уровень в настоящее время принято считать нормальным(максимально возможным), т.е. абсолютным фактом следует признать, что при всех существующих не только в России, но и во всем мире способах разработки нефтяных месторождений примерно 60-70% разведанных запасов нефти навсегда остается в недрах ликвидированных нефтяных месторождений. Такие выработанные месторождения снимаются с баланса и ликвидируются как нерентабельные. Анализ теоретических и практически действующих вышеуказанных методов и технологий интенсификации добычи нефти, направленных на увеличение коэффициента извлечения нефти, показывает,что все известные способы разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений фактически приводят к разрушению нефтяных залежей, а методы интенсификации добычи нефти, направленные на ликвидацию последствий этих разрушений, неизбежно приводят к выработке месторождений и причислению их к разряду списанных, т.е способствуют окончательной ликвидации месторождений. В этой связи следует отметить неправомерность теоретических направлений и действующих методов по интенсификации добычи нефти, направленных на восстановление и поддержание в рабочем состоянии призабойной зоны эксплуатационных скважин, т.е. на создание условий для быстрого расходования энергии пласта, обводнения его продуктивной части и проникновения пластовых вод к забоям эксплуатационных скважин с блокированием каналов поступления нефти и другим катастрофическим последствиям для нефтяной залежи, приводящим к ликвидации месторождений при достижении значения коэффициента извлечения нефти, равного 0,3-0,4 и менее. Увеличение коэффициентов извлечения нефти и газового конденсата вновь открытых месторождений может быть достигнуто путем использования полного сайклинг-процесса, при котором в пласт с начала эксплуатации месторождения закачивают газ в объеме, равном объему извлеченною газа с поддержанием давления закачки выше давления начала конденсации пластовой смеси [Евразийский патент 006087, Е 21 В 43/18, 2004 г.). Известны также способы вторичной разработки месторождений нефти, основанные на воздействии на продуктивный пласт различных рабочих агентов, в частности водяного пара, сжатого воздуха, углекислого или природного газов [патент US 4299286 от 21.03. 1984 г., НКИ 166-2; авторское свидетельство 1343914 от 29.12.1985 г., МПК Е 21 В 43/22; патенты RU: 2054530 от 15.12.1992 г., МПК Е 21 В 43/24; 2143060 от 10.04.1998 г., МПК Е 21 В 43/24; 2194159 от 12.07.2000 г., МПК Е 21 В 43/24]. Недостатком указанных способов, обычно применяемых при шахтной добыче нефти, является необходимость присутствия под землей людей для проведения трудоемких, дорогостоящих и повышенной опасности горных, буровых и эксплуатационных работ. Кроме этого, повышение нефтеотдачи происходит за счет разрушения продуктивного пласта, что приводит, в конечном счете, как это уже указывалось ранее, к снижению коэффициента извлечения нефти до значения 0,3-0,4 и менее. Таким образом, применение известных способов вторичной разработки, наряду с другими существующими методами и технологиями интенсификации добычи нефти, приводит к ликвидации и списанию с баланса выработанных нефтяных и газовых месторождений. В соответствии с вышеизложенным, существует никем не решенная и до сих пор не рассмотренная в технической и патентной литературе актуальная проблема разработки выработанных и списанных с-1 009635 баланса нефтяных месторождений с остаточными запасами нефти, превышающими объемы уже извлеченной нефти. Именно поэтому для предлагаемого изобретения отсутствует прототип и оно фактически является пионерским изобретением. Задачей изобретения является проведение ремонта нефтяной залежи с целью восстановления первоначальных параметров, характеризующих состояние пласта до начала добычи, оттеснения (возвращения) пластовых вод из обводненной нефтяной залежи к первоначальному водонефтяному контакту и получения возможности после восстановления нефтяной залежи заново осуществлять добычу нефти и газового конденсата с выработанных и списанных с баланса месторождений. Техническим результатом изобретения является максимально возможное (в 2-3 раза) увеличение коэффициента извлечения нефти. Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в способе разработки выработанных и списанных с баланса нефтяных и газоконденсатных месторождений проводят ремонт нефтяной залежи, содержащей остаточные, ранее не извлеченные запасы нефти, для чего в нефтяную залежь закачивают воздух с повышением давления от нулевого значения до значения, соответствующего уровню первоначального пластового давления с превышением его примерно на 10%, при этом для закачки воздуха используют часть эксплуатационных скважин, расположенных в центре нефтяной залежи и являющихся с этого момента нагнетательными скважинами, а остальные эксплуатационные скважины(списанные и ликвидированные по геологическим причинам) используют в качестве пьезометрических для наблюдения за состоянием нефтяной залежи в целом и, прежде всего, для отслеживания как роста пластового давления до первоначального, так и движения пластовых вод под воздействием закачиваемого через нагнетательные скважины газа от устьев бывших эксплуатационных скважин к контуру первоначального водо-нефтяного контакта. На втором этапе ремонта нефтяной залежи после стабилизации пластового давления переходят на закачку в те же нагнетательные скважины углеводородного газа по составу, близкому к составу попутного нефтяного газа разрабатываемого месторождения, не допуская при этом падения достигнутого при закачке воздуха уровня пластового давления, причем динамику восстановления пластового давления до первоначального уровня контролируют с помощью пьезометрических скважин. В момент, когда давление закачиваемого газа станет равным первоначальному пластовому давлению нефтяной залежи, а объем закачанного нефтяного (углеводородного) газа будет сопоставим с расчетным количеством газа, извлеченного за весь предшествующий период добычи нефти, и основные параметры нефтяной залежи будут восстановлены, пьезометрические скважины вновь переводят в разряд эксплуатационных и осуществляют добычу нефти и газового конденсата с использованием режима полного сайклинг-процесса. Затем по мере извлечения остаточной нефти вначале в режиме фонтанной добычи, а потом в режиме добычи нефтяной смеси при снижении газового фактора до уровня 15-20 г/м приступают к добыче сухого газа. Реализация предлагаемого способа разработки выработанных и списанных с баланса нефтяных и газоконденсатных месторождений осуществляется следующим образом. На 1-м этапе проводят ремонт нефтяной залежи, которая уже выработана обычным методом эксплуатации на истощение. При этом методе, как уже указывалось ранее, пластовое давление залежи на конечной стадии глубино-насосной добычи нефти становится ниже гидростатического давления, что приводит к подтягиванию пластовых вод к забоям нефтяных скважин и, как следствие, к прекращению разработки залежи из-за низкой рентабельности добычи. Сама нефтяная залежь переходит при этом в разряд выработанных и списанных с баланса. Основанием для постановки вопроса о возможности ремонта нефтяной залежи, в целом, является представление нефтяного (газоконденсатного) месторождения в виде структурной ловушки, обладающей определенными признаками. Прежде всего, это сумма нефтенасыщенных пластов (или газонасыщенныхв случае газоконденсатных месторождений), которые в целом и составляют основу (тело) продуктивных пластов и горизонтов, характеризующих большое или малое месторождение. Продуктивная часть нефтяных месторождений, как правило, со всех сторон экранируется плотными породами и, прежде всего, водоносными горизонтами, препятствующими дальнейшую миграцию нефти. В первоначальном состоянии нефтенасыщенные пласты, подстилающие водяные и вышележащие газовые пласты (газовая шапка) находятся в равновесном статическом состоянии, которое обеспечивается геологическими свойствами пород и стабильным пластовым давлением. При этом реологические свойства (упругость, пластичность, прочность, вязкость, ползучесть, релаксация напряжений) вышележащих и нижележащих горных пород, составляющих нефтяные месторождения, обеспечивают монолитность и прочность разреза, т.к. релаксация напряжения горных пород нефтяных месторождений незначительна и, как показывают экспериментальные и расчетные данные, во времени занимает сотни и даже тысячи лет. Следовательно, продуктивная часть месторождений при изменении пластового давления и замещении в порах нефтяных коллекторов нефти на воду остается постоянной. Об этом, в частности,свидетельствует опыт применения отработанных газовых горизонтов для подземных хранилищ газа, когда в отработанные газовые пласты неоднократно закачивается и отбирается газ. Пласты при этом не разрушаются и используются многократно. Именно поэтому сущность ремонта нефтяной залежи заключается в том, что на 1-м этапе реали-2 009635 зации предлагаемого способа в отработанную нефтяную залежь (списанную с баланса запасов) с остаточными не извлеченными запасами нефти производят закачку воздуха. При этом в качестве нагнетательных используют часть ранее пробуренных эксплуатационных скважин, расположенных в центральной части ремонтируемой нефтяной залежи. Закачку осуществляют с повышением давления закачиваемого воздуха (Рзак. возд.) от нулевого до первоначального значения пластового давления (Рпласт.) с превышением его примерно на 10% (определяется по фактическим результатам экспериментальных наблюдений за текущими значениями пластового давления с целью обеспечения динамики движения нефтяных вод к первоначальному состоянию и отслеживания обратного движения пластовых вод к первоначальному водо-нефтяному контакту). На II-м этапе ремонта нефтяной залежи для стабилизации давления закачки по достижении РзакРпласт. переходят на закачку в нефтяную залежь углеводородного газа по составу, близкому к составу нефтяного попутного газа этого месторождения. Закачку газа осуществляют через те же нагнетательные скважины, что и на 1-м этапе ремонта, не допуская падения пластового давления, достигнутого при закачке в нефтяную залежь воздуха. На III-м этапе закачку газа продолжают, не допуская падения пластового давления, после чего приступают к отбору нефти из старого фонда эксплуатационных скважин фонтанным способом с соблюдением режима полного сайклинг-процесса, при котором в процессе добычи нефти весь добываемый попутный нефтяной газ вновь закачивают в нагнетательную скважину (одну из расположенных в центре месторождения ранее пробуренных эксплуатационных скважин). Если на 1-м этапе ремонта нефтяной залежи при закачке в нее воздуха используют только высокоэкономичные компрессоры высокого давления, то на II-м и III-м этапах для закачки используют газ соседних газовых месторождений (или вышележащих газовых пластов, или используют действующие газопроводы и т.д.). При этом закачку проводят в объеме, равном объему газа, извлеченного при первичной разработке месторождения и количеству ранее добытого газа газовой шапки, а также попутного нефтяного газа с давлением, превышающим начальное пластовое давление нефтяной залежи. Для закачки газа в качестве нагнетательных скважин, как указывалось ранее, следует использовать часть бывших эксплуатационных скважин. При этом предпочтительнее использовать обводненные нефтяные скважины, снятые с добычи по причине поступления в процессе эксплуатации вместо нефти пластовых вод и расположенные ближе к центру нефтяной залежи. Остальные эксплуатационные скважины(списанные и ликвидированные по геологическим причинам) следует использовать в качестве пьезометрических для наблюдения за состоянием нефтяной залежи в целом и, прежде всего, для отслеживания как роста пластового давления до первоначального, так и движения пластовых вод под воздействием закачиваемого через нагнетательные скважины газа от устьев бывших эксплуатационных скважин к контуру первоначального водо-нефтяного контакта. На 1-м этапе ремонта нефтяной залежи под действием воздуха, закачиваемого в нефтяную залежь, происходит выдавливание пластовых вод к первоначальному контуру водонефтяного контакта с последующим замещением в порах ранее нефтенасыщенных пород воды на газ и его растворением в остаточных запасах нефти (выработанной и списанной с баланса нефтяной залежи). После полного замещения оттесненной пластовой воды вначале воздухом, а затем на II-м и III-м этапах углеводородным газом в порах нефтенасыщенных пород произойдет насыщение газом остаточной нефти и начнется восстановление пластового давления при PзакачкиРпл. При этом динамику восстановления пластового давления до первоначального уровня отслеживают с помощью пьезометрических наблюдательных скважин, т.е. с использованием старого фонда ранее списанных эксплуатационных скважин. Работу по I-му и II-му этапах ремонта нефтяной залежи считают завершенной в момент, когда давление закачки станет равным первоначальному пластовому давлению нефтяной залежи, а объем закачанного нефтяного (углеводородного) газа будет сопоставим с расчетным количеством газа, извлеченного за весь предшествующий период добычи нефти (расчет проводят с учетом известного количества ранее добытой нефти и фактического газового фактора).III-й этап предлагаемого способа разработки выработанных и списанных с баланса нефтяных и газоконденсатных месторождений реализуют за счет дальнейшего использования нагнетательных скважин для осуществления режима добычи нефти и газового конденсата при полном сайклинг-процессе и переводе пьезометрических скважин вновь в разряд эксплуатационных. После выполнения ремонта нефтяной залежи осуществляют добычу нефти с одновременной закачкой газа для создания условий сохранения естественного (вновь созданного) водонефтяного контакта на весь повторный период разработки (доразработки) восстановленных нефтяных месторождений, т.е. поддерживая Рзак.Рпласт. Разработка восстановленных нефтяных месторождений должна осуществляться при полном сайклинг-процессе. В этом случае в процессе закачки газа в продуктивные нефтяные пласты уже после восстановления пластового давления нефтяной залежи в процессе добычи нефти следует поддерживать давление закачки с превышением пластового давления примерно на 10%. Это позволит сохранить восста-3 009635 новленное пластовое давление залежи, обеспечит стабильное состояние восстановленного водонефтяного контакта и исключит повторное обводнение продуктивной части пласта, а также устранит осложнения в призабойных зонах ранее пробуренных эксплуатационных скважин. В результате восстанавливается нормальная добыча нефти и на заключительном этапе добыча газонефтяной смеси (газового конденсата). По мере извлечения остаточной нефти при отсутствии притока законтурных пластовых вод, сдерживаемых постоянным уровнем давления в залежи, равным или превышающим пластовое давление, нефть в порах пласта будет замещаться закачиваемым газом. В результате режим фонтанной добычи остаточной нефти постепенно перейдет в режим добычи нефтяной смеси. На завершающем этапе добычи нефтяной смеси при снижении газового фактора до уровня 15-20 г/м 3, характеризующего рентабельность добычи жидкой фазы, приступают к добыче сухого газа. По мере вытеснения жидкой среды (нефти) из нефтяного пласта в добывающие скважины в пласте будет снижаться газовый фактор и нефтяная залежь начнет работать как газоконденсатная. При этом за счет поддержания PзакачкиРпл. водонефтяной контакт будет оставаться неизменным до завершения отбора всей нефти и всего закачанного в пласты углеводородного газа. Таким образом, по сравнению с известными действующими способами разработки нефтяных и газоконденсатных залежей, приводящими, как уже указывалось, к ликвидации нефтяных месторождений при коэффициенте извлечения нефти, равного 0,3-0,4 и менее, предлагаемый способ разработки выработанных и списанных с баланса нефтяных и газоконденсатных месторождений позволит восстановить параметры выработанных месторождений до первоначального уровня с тем, чтобы в дальнейшем исключить повторную эксплуатацию нефтяных и газоконденсатных месторождений с помощью режима разработки на истощение пластового давления. Использование же полного сайклинг-процесса позволит перейти на режим фонтанной добычи нефти на весь период повторной разработки залежей с исключением этапа глубинно-насосной добычи нефти. Как показали результаты расчетных и экспериментальных исследований, рассмотренные заявителем в специально подготовленном бизнес-проекте, применение предлагаемого способа доразработки нефтяных залежей при выполнении условий восстановления нефтяной залежи с помощью вышеописанного ремонта позволит извлечь почти всю оставшуюся в недрах нефть с доведением суммарного коэффициента извлечения до 0,9, т.е. получить с уже выработанных и снятых с баланса месторождений (залежей) дополнительное количество нефти, превышающее добычу нефти с этих месторождений до их списания. Сохранение восстановленного до уровня первоначального пластового давления и замещение в порах нефтенасыщенного пласта отбираемой нефти на закачиваемый газ позволит сохранить основные параметры восстановленной нефтяной залежи (давление насыщения, газовый фактор и др.). Кроме этого,появляется также возможность транспортировки углеводородного сырья (нефти, нефтегазовой смеси,конденсата) на устье ранее пробуренных и ликвидированных по геологическим причинам ранее действовавших эксплуатационных скважин. Их повторное использование значительно снизит затраты времени и финансовых средств на реализацию предлагаемого способа повторной эксплуатации выработанных и списанных с баланса нефтяных и газоконденсатных месторождений. Следует также отметить, что предлагаемый способ позволит повторно использовать не только ранее пробуренные эксплуатационные скважины, но и всю промысловую инфраструктуру сбора и переработки нефти. При этом после восстановления и последующей эксплуатации выработанных нефтяных и газоконденсатных месторождений освободившийся объем закачиваемого газа может быть многократно использован для разработки следующих близлежащих выработанных и списанных с баланса нефтяных и газоконденсатных месторождений с условием обязательного ремонта нефтяных залежей, т.е. восстановления ликвидированных эксплуатационных скважин и ранее созданной промысловой и социальной инфраструктур. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ Способ разработки выработанных и списанных с баланса нефтяных и газоконденсатных месторождений, заключающийся в том, что проводят ремонт нефтяной залежи, содержащей остаточные, ранее не извлеченные запасы нефти, для чего в нефтяную залежь закачивают воздух с повышением давления от нулевого значения до значения, соответствующего уровню первоначального пластового давления, при этом для закачки воздуха используют часть эксплуатационных скважин, расположенных в центре нефтяной залежи и являющихся с этого момента нагнетательными скважинами, а остальные эксплуатационные скважины (списанные и ликвидированные по геологическим причинам) используют в качестве пьезометрических для наблюдения за состоянием нефтяной залежи в целом и, прежде всего, для отслеживания как роста пластового давления до первоначального, так и движения пластовых вод под воздействием закачиваемого через нагнетательные скважины газа от устьев бывших эксплуатационных скважин к контуру первоначального водо-нефтяного контакта, на втором этапе ремонта нефтяной залежи после стабилизации пластового давления переходят на закачку в те же нагнетательные скважины углеводородного газа по составу, близкому к составу попутного нефтяного газа разрабатываемого месторождения, не допуская при этом падения достигнутого при закачке воздуха уровня пластового давления, причем дина-4 009635 мику восстановления пластового давления до первоначального уровня контролируют с помощью пьезометрических скважин и в момент, когда давление закачиваемого газа станет равным первоначальному пластовому давлению нефтяной залежи, а объем закачанного нефтяного (углеводородного) газа будет сопоставим с расчетным количеством газа, извлеченного за весь предшествующий период добычи нефти,и основные параметры нефтяной залежи будут восстановлены, пьезометрические скважины вновь переводят в разряд эксплуатационных и через них осуществляют добычу нефти и газового конденсата с использованием режима полного сайклинг-процесса, затем по мере извлечения остаточной нефти вначале в режиме фонтанной добычи, а потом в режиме добычи нефтяной смеси при снижении газового фактора до уровня 15-20 г/м 3 приступают к добыче сухого газа.