Прорыв газа из газовой шапки к забою нефтяной скважины является одним из основных факторов, которые определяют низкие коэффициенты извлечения нефти и экономические показатели при разработке нефтяных оторочек. Существует ряд предложений по ограничению прорывов газа с помощью создания водяных или гелевых экранов в области газонефтяного контакта при разработке подгазовых зон нефтяных оторочек. Данные методы повышения нефтеотдачи нефтяных залежей с газовой шапкой мало изучены, отсутствует промысловый опыт, а также технико-экономический анализ эффективности их применения. В статье оценена эффективность, а также определены геологические условия применения, технологии создания таких экранов. С точки зрения ограничения прорывов свободного газа из газовой шапки к нефтяным скважинам при эксплуатации подгазовых зон нефтяных оторочек наиболее эффективно создание протяженных в направлении поперек горизонтальной скважины искусственных экранов. Однако протяженность искусственного экрана, создаваемого посредством закачки блокирующего флюида в пласт, напрямую связана с высотой экрана и вертикальной анизотропией пласта. Исходя из очевидного условия - не заблокировать закачиваемым флюидом добывающую скважину - в изотропных пластах конфигурация создаваемых экранов близка к цилиндрической, соосной нагнетательной скважине. Протяженность в направлении поперек горизонтальной скважины при этом сопоставима с толщиной пласта. Более протяженные искусственные экраны образуются при закачке блокирующих флюидов в пласты, проницаемость которых в вертикальном направлении существенно меньше, чем в горизонтальном. Однако такая анизотропия проницаемости обычно обусловлена наличием слабопроницаемых прослоев коллектора, которые уже играют роль препятствий на пути движения свободного газа из газовой шапки. Расчет добычи выполнен с помощью численного моделирования. Численное моделирование также использовано для расчета конфигурации блокированных поровых каналов. Для каждых геологических условий проведен поиск оптимальных расположения нагнетательной скважины и объема закачиваемого флюида. Сравнения выполнен расчет для варианта без закачки блокирующего флюида. В качестве критерия эффективности рассмотрен чистый дисконтированный доход (NPV), учитывающий капитальные и эксплуатационные затраты на закачку блокирующего флюида.
Результаты работы могут использоваться при скрининге технологий разработки подгазовых зон нефтяных оторочек.
Список литературы
1. Пат. 2148154 РФ. Способ разработки узких нефтяных оторочек / патентообладатели и патентозаявители Н.А. Струкова, А.В. Берлин; заявл. 08.09.1998; опубл. 27.04.2000.
2. Северов Я.А. Повышение эффективности разработки месторождений углеводородов при наличии явлений конусообразования: автореф. дисс. кан. тех. наук. – М., 2006.
3. Батлер Р.М. Горизонтальные скважины для добычи нефти, газа и битумов. – М.–ИжевскЖ Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2010. – 536 с.
4. Homsy G.M. Viscous fingering in porous media // Ann. Rev. Fluid Mech. – 1987. – № 19. – Р. 271–311.
5. Saffman P.G. Viscous fingering in Hele-Shaw cells // J. Fluid Nech. – 1986. – V. 173. – P. 73–94.
6. Оценка рентабельных толщин при разработке нефтяных оторочек горизонтальными скважинами / М.М. Хасанов, О.С. Ушмаев, Д.А. Самоловов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 12. – С. 44–47.
