способ добычи нефти

Формула изобретения

1. Способ добычи нефти, заключающийся в бурении скважины и последующем бурении из ее ствола горизонтальных скважин, испытании, отличающийся тем, что добычу нефти осуществляют непосредственно из нефтеподводящего канала, соединяющего нефтяную залежь с глубинным резервуаром, для чего предварительно определяют положение нефтеподводящего канала, затем бурят скважину со вскрытием пород, подстилающих нефтенасыщенные пласты, затем по окружности от забоя ниже подошвы нефтенасыщенного пласта бурят горизонтальные стволы, через которые закачивают изолирующее вещество, после чего скважину углубляют и проводят ее испытание.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что положение нефтеподводящего канала определяют по предварительно проведенным промысловым исследованиям скважин, добывающих нефть из продуктивных горизонтов осадочного чехла.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что положение нефтеподводящего канала определяют по предварительно проведенным геофизическим исследованиям.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что скважину углубляют на глубину 20-40 м ниже подошвы нефтенасыщенного пласта.

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что скважину бурят до поверхности кристаллического фундамента.

6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что скважину углубляют на глубину 20-40 м ниже поверхности кристаллического фундамента.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области нефтяной промышленности, а более конкретно к группе способов добычи нефти.

Известны традиционные способы добычи нефти из нефтяных залежей, включающие в себя бурение скважины до глубин, предполагающих пересечение нефтеносных горизонтов, спуск обсадной колонны, ее цементирование и вызов притока, с последующей добычей нефти из продуктивных пластов (Спутник нефтегазопромыслового геолога: Справочник/ под. ред. И.П. Чаловского. - М.: Недра, 1989, 376 с). Однако процесс рентабельной добычи нефти из залежи, как правило, осуществляется ограниченное время и на поздней стадии требует применения мер по повышению нефтедобычи.

Современные технологии добычи нефти на поздней стадии разработки связаны с закачкой больших объемов воды с целью вытеснения нефти в добывающую скважину. Закачиваемая вода, во-первых, повышает пластовое давление, во-вторых, сильно усложняет процесс добычи и снижает его рентабельность (Шустеф И.Н. Геологические основы технологических решений в разработке нефтяных месторождений. -М.: Недра, 1988, 199 с).

Известен также способ разработки продуктивной залежи в кристаллическом фундаменте (пат. РФ 2111347, заявл. 13.10.97; опубл. 20.05.98, М. кл. Е 21 В 43/20). По способу выбирают регион с большим количеством продуктивных месторождений, расположенных в осадочном чехле. Определяют в земной коре выбранного региона глубину кристаллического фундамента под осадочными породами. Определяют в кристаллическом фундаменте зоны уплотнения с нулевой проницаемостью и зоны разуплотнения с проницаемыми коллекторами, находящимися под зоной уплотнения. Кроме того, определяют размеры и конфигурацию зоны разуплотнения, анализируют форму, толщину и площадь зоны уплотнения. При наличии куполообразной формы и толщины и площади зоны уплотнения, достаточных для удержания восходящих потоков флюидов, бурят, по крайней мере, одну добывающую скважину через купольную часть зоны уплотнения в зону разуплотнения. В зоне разуплотнения определяют пласты-коллекторы и пласты-неколлекторы. Испытывают на приток пласты-коллекторы, начиная с нижнего пласта-коллектора. При наличии притока продуктивных флюидов запускают скважину в эксплуатацию. Дальнейшую сетку размещения добывающих скважин определяют в зависимости от коллекторских свойств пласта-коллектора. Это позволяет увеличить точность определения запасов продуктивной залежи в кристаллическом фундаменте и повысить эффективность их разработки.

Однако данный способ относится к поиску и разработке залежей в ловушках сложного строения, но, по сути, обычного типа и содержит недостатки, присущие традиционной нефтедобыче (разработку собственно коллектора, его заводнение, применение методов увеличения нефтеотдачи и др.).

Наиболее близкими по технической сущности являются способы добычи нефти с использованием горизонтальных и многоствольных скважин с горизонтальным ответвлениями, проходящими непосредственно по нефтяному пласту. В этом случае полезная протяженность скважин в продуктивном пласте и, следовательно, зона дренирования (поверхность фильтрации) возрастает, в результате чего значительно увеличивается дебит скважин (Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению. В 2-х томах. Том 1. -М.: Недра, 1985, с.11).

Этот способ значительно повышает производительность скважины, однако, как правило, применяется для нефтяных залежей, залегающих в породах осадочного чехла и также ориентирован на добычу нефти из пласта-коллектора.

Предлагаемое изобретение принципиально изменяет идеологические подходы к добыче нефти. Предлагается проводить добычу нефти непосредственно из нефтеподводящего канала, соединяющего нефтяную залежь с глубинным резервуаром. Для этого необходимо установить положение нефтеподводящего канала, изолировать его от залежей и извлекать нефть из него непосредственно.

Нефть, поступающая из канала, может извлекаться длительное время (десятки и сотни лет), в этом случае сохраняется устойчивый дебит. Не требуется применения технологий заводнения, нефть извлекается практически безводная.

В предлагаемом способе, заключающемся в бурении скважины и последующем бурении из ее ствола горизонтальных скважин, испытании, предварительно определяют положение нефтеподводящего канала, затем бурят скважину до горизонтов, подстилающих нефтеносные пласты, или поверхности кристаллического фундамента. По окружности от забоя основной скважины ниже подошвы нефтенасыщенного пласта бурят горизонтальные скважины, через которые закачивают изолирующее вещество, затем скважину углубляют, после чего проводят ее испытание. Положение нефтеподводящего канала определяют по предварительно проведенным промысловым исследованиям скважин, добывающих нефть из продуктивных горизонтов осадочного чехла, а также по предварительно проведенным геофизическим исследованиям.

Сущность предлагаемого способа заключается в следующем.

Разработка некоторых нефтяных месторождений продолжается более 100 лет. За этот период запасы многих из них выработаны полностью, но добыча нефти продолжается. Примером месторождений, разработка которых проводится более 100 лет и продолжается в настоящее время, могут служить месторождения Азербайджана, целый ряд нефтяных месторождений Северного Кавказа, Ферганы и др. Эти факты не могут быть объяснены существующей моделью одноразового акта формирования месторождения и извлечения нефти из конечного резервуара современной ловушки.

Накапливается все больше фактов, которые могут свидетельствовать о вероятном подтоке нефти в залежь из более глубоких горизонтов. В некоторых случаях, в частности на месторождениях Татарстана, Самарской области и прилегающих регионов, подток нефти в залежи терригенного девона может происходить только из залегающих непосредственно под ними пород фундамента.

Имеются многочисленные и самые разнообразные доказательства тесной связи нефтяных месторождений с разрывными нарушениями. Но не всякие разрывные нарушения, а только определенные их типы, связаны с нефтяными месторождениями. Эти нарушения можно рассматривать как нефтеносные или нефтеподводящие. Нефтеносность разломов обычно не сплошная, протягивающаяся по всей их длине, а ограничена узкими участками - нефтеподводящими каналами, за счет деятельности которых и происходит формирование нефтяных месторождений.

Таким образом, каждое нефтяное месторождение сформировалось за счет подтока нефтяного флюида из глубинных источников по нефтеподводящим каналам и состоит из трех основных компонентов: ловушки, заполненной нефтью, глубинного резервуара, являющегося основным поставщиком углеводородного флюида и нефтеподводящего канала, соединяющего глубинный резервуар с залежью. Канал этот может быть активным, сохранившим связь между месторождением и глубинным резервуаром, или пассивным, когда эта связь нарушена, обычно за счет окисления нефти и превращения ее в высоковязкий флюид или твердый битум. На неразрабатываемых месторождениях устанавливается равновесное состояние между залежью, нефтеподводящим каналом и глубинным резервуаром. В процессе извлечения нефти из залежи ловушка частично освобождается, в результате чего нарушается равновесие между глубинным резервуаром и залежью, и по каналу могут поступать новые порции нефти, в том случае, если нефтеподводящий канал сохранил активную связь с глубинным резервуаром.

Нефть, заполняющая ловушку, с течением времени становится более тяжелой и вязкой, в то время как поступающая непосредственно по каналу - более легкая, менее окисленная.

Хорошо известна типичная схема динамики извлечения нефти из месторождения (залежи), когда на первом этапе происходит ее рост, затем обозначается максимальный уровень, далее следует неизбежное снижение и, наконец, на самом позднем этапе устанавливается относительно невысокий уровень стабилизации добычи.

На фиг.1 изображена принципиальная схема добычи нефти на месторождении, где 1 - начало разработки; 2 - максимальный уровень добычи; 3 - стабилизация уровня добычи нефти на позднем этапе соответствует дебиту подтока нефти по нефтеподводящему каналу - 4.

В период с 1 до 3 - добыча нефти осуществляется преимущественно из ловушки; на позднем этапе (после точки 3) добыча производится преимущественно за счет подтока нефти по нефтеподводящему каналу (4). На этом этапе на месторождениях устанавливается равновесие между объемами добываемой нефти и ее подтока. Именно на позднем этапе активизируется нефтеподводящие каналы и уровень добычи нефти в этот период можно рассматривать как дебит нефтеподводящего канала данного месторождения (залежи). До этого этапа нефть извлекается почти исключительно из ловушки.

На позднем этапе разработки на многих месторождениях устанавливается уровень стабилизации добычи, составляющий от 3-5 до 17-20% от максимальной добычи и продолжается длительное время - многие десятилетия. При полном кооптировании всех нефтеподводящих каналов на месторождении, добыча из них будет соответствовать именно этому уровню.

Нефтеподводящие каналы находятся в пределах площади месторождений и прослеживаются как в осадочном чехле, так и в породах фундамента. Они, вероятно, представляют собой зоны трещиноватости на пересечении нефтеподводящих разрывных нарушений.

Прогнозирование местоположения каналов в плане в пределах разрабатываемого месторождения устанавливается на основании промысловых данных, а на неразрабатываемых или прогнозируемых месторождениях - по результатам геофизических исследований. Так, под крупными нефтяными месторождениями на глубинах порядка 15-20 км на сейсмических временных разрезах наблюдаются интенсивные динамические аномалии, от которых протягиваются узкие, слегка расширяющиеся вверх субвертикальные аномалии. Первые из них могут рассматриваться как вероятный глубинный резервуар, а субвертикальные зоны - как возможные нефтеподводящие каналы.

Нефть, поступающая в залежь из глубинных источников на поздней стадии разработки, растекается по коллектору. Современные технологии добычи связаны с закачкой больших объемов воды с целью вытеснения нефти в добывающую скважину. Закачиваемая вода, во-первых, повышает пластовое давление, что отрицательно сказывается на дебите нефтеподводящего канала, препятствуя подтоку новых порций флюида, и, во-вторых, сильно усложняет процесс добычи и снижает его рентабельность.

В отличие от существующих методов добычи нефти из залежей предлагается извлекать ее непосредственно из нефтеподводящих каналов. Для реализации этого предложения зону нефтеподводящего канала необходимо изолировать от залежи (залежей) и извлекать нефть непосредственно из нефтеподводящего канала.

Сущность предлагаемого способа может быть пояснена фиг.2, 3, где изображена схема изоляции и разработки нефтеподводящего канала (фиг.2 - профиль, фиг. 3 - план). На фиг.2 показана скважина 5, пересекающая отложения осадочного чехла 6 и залежь нефти 7, искусственная покрышка 8, изолирующая нефтеподводящий канал 9 от залежи 7, породы, подстилающие нефтенасыщенные пласты, или кристаллический фундамент 10, горизонтальные скважины 11 (фиг.3).

Технология вскрытия нефтеподводящего канала и его эксплуатация заключаются в следующем.

1) Установление положения нефтеподводящего канала по следующим основным признакам:

- аномально высокие дебиты нефти в добывающих скважинах из продуктивных горизонтов осадочного чехла на всем протяжении эксплуатации залежи и (или) на позднем этапе (на конечной стадии стабилизации добычи нефти);

- низкая обводненность продукции;

- высокие дебиты нефти в скважинах, после их повторного подключения (через относительно короткий период консервации);

- самый низкий уровень ВНК (в случае его искажения);

- зоны повышенной трещиноватости в фундаменте;

- наиболее высокое качество нефти (низкая плотность, вязкость, парафинистость, смолистость) в добывающих скважинах (на конечной стадии стабилизации добычи нефти).

2) Бурение скважины со вскрытием горизонтов, подстилающих нефтенасыщенные пласты, или пород фундамента.

3) Бурение серии горизонтальных стволов по окружности от забоя.

4) Изоляция нефтеподводящего канала от вышележащих нефтенасщенных пород ловушки путем закачки через боковые стволы изолирующего вещества (цемента или его жидких легко проникающих в породу аналогов) (фиг.2, 3).

5) Углубление скважины на 20-40 м и ее испытание традиционным способом.

Добывающие скважины, пробуренные по предлагаемому способу, могут эксплуатироваться значительно (в десятки раз) дольше, чем обычные, при извлечении нефти из ловушки. Нет необходимости закачивания больших объемов воды. Нефть из нефтеподводящих каналов более легкая и менее вязкая, чем в залежах. Экономически рентабельной может быть эксплуатация единичными скважинами нефтеподводящих каналов на любых (разрабатываемых и неразрабатываемых) месторождениях вне зависимости от их запасов.

Появляется возможность разрабатывать нефтеподводящие каналы мелких по запасам месторождений, подток нефти на которых (дебит канала) может быть очень высоким. На части месторождений нефтеподводящие каналы перестали быть активными (потеряли связь с глубинным резервуаром) из-за окисления и увеличения вязкости (битуминизации) нефти в зоне подтока. И в случаях активного существования канала и при его пассивном состоянии на него может быть произведено воздействие с целью активизации и увеличения их дебита некоторыми из традиционных способов воздействия на пласт с целью увеличения нефтеотдачи.

В настоящее время более 60% всех открытых нефтяных месторождений России не разрабатываются из-за экономической нерентабельности. Под каждым таким месторождением имеется нефтеподводящий канал, дебит которого в настоящее время неизвестен. Между размерами (запасами) месторождения и интенсивностью подтока нефти по каналу нет прямой связи. Под некоторыми мелкими месторождениями могут оказаться высокодебитные нефтеподводящие каналы.