способ разработки нефтяного пласта

Формула изобретения

Способ разработки нефтяного пласта, включающий бурение в продуктивных отложениях горизонтального или наклонного ствола, спуск лифтовых труб с пакерами для изоляции интервалов скважины с последующими перемещениями на определенное расстояние лифтовых труб с пакерами для последовательной изоляции интервалов ствола скважины, нагнетание интенсифицирующего агента в изолированные интервалы скважины и отбор продукции из пласта, отличающийся тем, что каждое очередное перемещение лифтовых труб на определенное расстояние вдоль горизонтального или наклонного ствола и каждое очередное разобщение выделенного участка этого ствола производят после того, как содержание нефти в извлекаемой из пласта продукции достигнет заданного минимального значения, при этом отбор пластовой продукции из каждого разобщенного интервала производят периодически, а нагнетание интенсифицирующего агента производят в промежутках между отборами с продавкой его в разобщенный интервал газированной жидкостью, пеной или газом.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может применяться при разработке водоплавающих нефтяных залежей.

Известна технология разработки месторождений углеводородов (патент США 4834179, E 21 B 43/22, опубл. 30.05.89), согласно которой в условиях, когда верхняя часть резервуара насыщена природным газом, добычу углеводородов ведут через горизонтальную эксплуатационную скважину, пробуренную вблизи от нижней границы резервуара. Насыщающие продуктивный пласт углеводороды, а также нагнетаемые в его верхнюю часть агенты, перемещаются сверху вниз, поступают в горизонтальную скважину и извлекаются на поверхность.

Недостатком данной технологии является нерегулируемость процесса перемещения в вертикальной плоскости границы контакта вытесняющего агента и вытесняемой из пласта продукции, вследствие чего может происходить неравномерное перемещение границы этого контакта, и в горизонтальный ствол на отдельных его участках будет прорываться вытесняющий агент, а приток пластовой продукции может полностью прекратиться. Работы по изоляции прорывов вытесняющего агента в горизонтальных скважинах проводить сложно.

Известен способ разработки нефтяного пласта, включающий бурение в продуктивных отложениях горизонтального или наклонного ствола, спуск лифтовых труб с пакерами для изоляции интервалов скважины с последующими перемещениями на определенное расстояние лифтовых труб с пакерами для последовательной изоляции интервалов ствола скважины, нагнетание интенсифицирующего агента в изолированные интервалы скважины и отбор продукции из пласта (см. журнал "Нефть, газ и нефтехимия за рубежом", N4, 1992, с. 23, 34-35 прототип).

Недостатком данного способа является то, что в продукции, добываемой из выделенного интервала пласта, вскрытого горизонтальным или наклонным стволом, на определенном этапе разработки может увеличиться содержание воды или газа до значения, выше допустимого. Вследствие этого снижается дебит нефти, возрастают удельные расходы энергии на ее извлечение, что снижает в целом эффективность разработки нефтяного пласта.

Целью изобретения является повышение эффективности извлечения нефти горизонтальными или наклонными скважинами, особенно в условиях водоплавающих залежей, а также на поздней стадии разработки, когда остались невытесненные объемы нефти в низкопроницаемых зонах пласта.

Согласно изобретению, каждое очередное перемещение лифтовых труб с входным отверстием на определенное расстояние вдоль горизонтального или наклонного ствола производят после того, как содержание нефти в извлекаемой продукции достигнет установленного минимального значения, отбор продукции из разобщенного пакером (пакерами) интервала (интервалов) горизонтального или наклонного ствола осуществляют периодически, а в промежутках между отборами продукции в этот (эти) интервал (интервалы) нагнетают жидкий или газообразный агент или смесь нескольких агентов (неорганические или органические кислоты, щелочи, аммиак, спирты, ацетон, различные газы, пены, поверхностно-активные вещества, полимеры), причем жидкие интенсифицирующие агенты продавливают в разобщенный интервал газированной жидкостью, пеной или газом.

Отличительными признаками данного способа является то, что периодические перемещения отверстия лифтовых труб производят после снижения содержания нефти в извлекаемой из пласта продукции до установленного предельного минимального значения (например, при добыче нефти из сильно обводненного пласта при содержании нефти в отбираемой из пласта жидкости равном или менее 0,5% ), что повышает эффективность использования энергии, затрачиваемой на подъем жидкости на поверхность (в частности продлевается фонтанный способ эксплуатации скважины), данный признак в аналоге отсутствует.

Также, в отличие от аналога, предлагается отбор продукции из данного разобщенного интервала горизонтального или наклонного ствола производить периодически, а в промежутках между отборами нагнетать жидкий или газообразный агент, обеспечивающий интенсификацию притока флюидов и повышение углеродоотдачи. За счет этого из каждого из последовательно разобщаемых интервалов отбирается больше нефти и с более высоким теплом, чем по технологии, приведенной в аналоге.

Осуществление способа поясняется чертежом.

В состав рассматриваемой схемы входят: продуктивный пласт 1, горизонтальный (или наклонный) открытый ствол 2 в продуктивном пласте, колонна лифтовых труб 3, входное отверстие 4 в лифтовых трубах, пакеры 5, зоны с повышенной нефтенасыщенностью (низкопроницаемые зоны) 6, задвижки 7 и 8, обратный клапан 9, насосный (или компрессорный) агент 10, автоцистерна 11.

На чертеже представлена технология, в соответствии с которой разработка продуктивного пласта 1 предусматривает проложение горизонтального (или наклонного) открытого ствола 2, спуск в скважину колонны лифтовых труб 3 с входным отверстием 4 и пакерами 5, располагаемыми в горизонтальном (или наклонном) стволе в интервале перемещения входного отверстия 4; горизонтальный (или наклонный) ствол ориентируют так, чтобы обеспечивалась большая вероятность его прохождения через зоны с повышенной остаточной нефтенасыщенностью (обычно это низкопроницаемые зоны) 6; устье скважины через задвижку 7 сообщено с промысловой системой сбора добываемой продукции, а через задвижку 8 и обратный клапан 9 с насосным (или компрессорным) агрегатом 10, который сообщен с автоцистерной 11.

Из вертикального ствола пробуренной ранее скважины прокладывается горизонтальный (или наклонный) ствол (см. чертеж) в продуктивном пласте, ориентированный в сторону, где выявлено ранее или ожидается наличие остаточных извлекаемых запасов нефти (это могут быть, в частности, низкопроницаемые породы, "обойденные" внедряющейся в залежь водой). Горизонтальный (или наклонный) ствол после завершения его проходки оставляют открытым. Спускают колонну лифтовых труб с входным отверстием в нижней ее части и одним или несколькими пакерами, которыми разобщают участок горизонтального (или наклонного) ствола, при этом входное отверстие лифтовых труб располагают в пределах разобщенного интервала горизонтального (или наклонного) ствола, вдоль которого затем периодически перемещают лифтовые трубы с пакерами на определенное расстояние, и из указанного разобщенного участка производят отбор пластовой продукции до тех пор, пока содержание в ней нефти не снизится до предельной минимальной величины, устанавливаемой в зависимости от глубины скважины, капитальных и эксплуатационных затрат на извлечение жидкости, сбор и подготовку нефти и цены на нефть. После этого перемещают колонну лифтовых труб с пакерами на новый участок горизонтального (или наклонного) ствола, определяют содержание нефти в продукции, отбираемой из нового разобщенного участка, и, если оно окажется выше минимального значения, продолжают отбор из него пластовой продукции, периодически производя ее анализ на содержание нефти. Перемещения колонны лифтовых труб прекращают после того, как будет пройден весь интервал горизонтального (или наклонного) ствола. Все операции по прохождению горизонтального (или наклонного) ствола освоены, и, в частности, уже имеется опыт бурения таких стволов из вертикальных скважин, например, обсаженных трубами диаметром 168 мм, при этом диаметр горизонтального (или наклонного) ствола равен 140 мм, а длина горизонтального (или наклонного) участка ствола может быть до нескольких сотен метров (имеются скважины с горизонтальными стволами длиной 300 400 м и более). Для интенсификации притока пластовой жидкости и более полного ее извлечения из примыкающего к разобщенному интервалу ствола участка пласта в этих интервалах проводятся обработки прискважинной зоны нагнетанием интенсифицирующих агентов (например, раствора соляной кислоты, пара, газа и т.п.), для чего используются передвижные или стационарные установки. При этом на время обработки разобщенного горизонтального (или наклонного) ствола отбор из него продукции временно прекращается, на устье скважины закрывается задвижка 7, к выкидной линии скважины подключается насосный (или компрессорный) агрегат 10 с обратным клапаном 9, открывается задвижка 8 и начинают нагнетание интенсифицирующей жидкости, находящейся в автоцистерне 11 (или газа). После обработки приствольного участка, которая может продолжаться от нескольких часов до нескольких суток, скважину осваивают и пускают в работу, при этом задвижку 8 закрывают, а задвижку 7 открывают. За счет интенсифицирующей обработки приствольного участка (в пределах разобщенного интервала горизонтального или наклонного ствола) дебит жидкости из него может увеличиться в несколько раз, а конечный коэффициент извлечения нефти возрастает на 5 10%

Примеры осуществления способа.

В продуктивном пласте (плотный известняк), залегающем на глубине 2500 м, из вертикальной скважины, обсаженной трубами диаметром 168 мм, проложен наклонный ствол диаметром 140 мм, с углом отклонения от вертикали 40^o, длиной 200 м; ствол оставлен открытым и в нем установлено два гидравлических пакера (см. чертеж), спущенных на колонне насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм; расстояние между пакерами 10 м; башмак насосно-компрессорных труб заглушен, а в стенках труб в интервале между пакерами имеется входное отверстие. После освоения скважины ее пускают в работу (фонтанным способом) и периодически осуществляют отбор проб добываемой продукции. При низкой продуктивности данного интервала периодически производят его обработку интенсифицирующим агентом например, газированным соляно-кислотным раствором, продавливаемым в пласт газом; после выдержки на реагирование, скважину осваивают и пускают в работу. При снижении содержания нефти в добываемой продукции до 1 мас. скважину глушат, снимают нагрузку с пакеров и перемещают колонну лифтовых труб с пакерами на новый участок, в котором затем производится отбор продукции и интенсификация ее притока.