способ комплексной разработки нефтяной залежи с газовой шапкой

Формула изобретения

Способ комплексной разработки нефтяной залежи с газовой шапкой, включающий бурение наклонно направленных нагнетательных, добывающих и газовых скважин, закачку воды в нефтяной пласт через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и закачку попутного нефтяного газа в газовую шапку через газовые скважины, отличающийся тем, что при вертикальной проницаемости нефтяного пласта, составляющей 0,5-0,8 ее горизонтальной проницаемости, бурят на начальной стадии разработки на наиболее продуктивной части залежи одну, по меньшей мере, добывающую скважину с одним, по меньшей мере, горизонтальным стволом, а в наклонно направленных добывающих скважинах выполняют изоляцию нижней части газовой шапки призабойной зоны, контактирующей с нефтяным пластом, на толщину и глубину, не меньшие радиуса падения пластового давления в призабойной зоне пласта при отборе нефти, то есть такого радиуса призабойной зоны пласта, в которой депрессия на пласт на 50%, по меньшей мере, ниже разности пластового и забойного давлений в скважине, при этом изоляцию выполняют в первую очередь в скважинах с максимальной депрессией на призабойную зону пласта, а через нагнетательные скважины закачивают попеременно в нефтяной пласт подтоварную или сеноманскую воду и попутный нефтяной газ.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяной залежи с газовой шапкой, предпочтительно на начальной стадии разработки нефтяной залежи.

На начальной стадии разработки нефтяной залежи существует опасность прорыва газа из газовой шапки в добывающие скважины, при этом газовый фактор увеличивается со 150-200 м³ /м³ до величин порядка 1000-2500 м³/м ³, что приводит к вынужденной остановке скважины, кроме этого, в нефтяном пласте образуются оторочки с высоким остаточным запасом нефти. И при вертикальной проницаемости нефтяного пласта (0,6-0,8 от горизонтальной проницаемости) коэффициент извлечения нефти из нефтяной залежи низкий - не более 0,4.

Известен способ разработки нефтяного пласта с водонапорным режимом и высокопроницаемыми коллекторами в подошвенной части пласта путем закачки воды через нагнетательные скважины и отбора пластовых флюидов через добывающие скважины (Авт. свид. СССР №1009126, Е 21 В 43/20, 1982).

Недостаток способа заключается в том, что вытеснение нефти только водой вызывает образование в пласте оторочек с большим остаточным запасом нефти.

В качестве прототипа выбран комплексный способ разработки нефтяной залежи с газовой шапкой, включающий бурение наклонно направленных нагнетательных, добывающих и газовых скважин, закачку воды в нефтяной пласт через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и закачку попутного нефтяного газа в газовую шапку над залежью нефти через газовые скважины (Щелкачев В.Н. Состояние добычи нефти и внедрения методов повышения нефтеотдачи пластов за рубежом. Серия "Нефтепромысловое дело", М.: ВНИИОНГ, 1985, с.19-26).

Недостатки этого способа: низкий коэффициент извлечения нефти (не более 0,4) из-за образования оторочек с высоким остаточным запасом нефти, образование газовых конусов в призабойной зоне пласта (ПЗП) добывающих скважин, а также повышение опасности прорыва газа из газовой шапки в добывающие скважины.

Предлагаемое изобретение направлено на решение задачи уменьшения опасности прорыва попутного нефтяного газа из газовой шапки в добывающие скважины.

Технический результат, реализуемый при использовании данного изобретения, - повышение коэффициента извлечения нефти, уменьшение опасности прорыва попутного нефтяного газа из газовой шапки в добывающие скважины.

Технический результат достигается тем, что в способе комплексной разработки нефтяной залежи с газовой шапкой, включающем бурение наклонно направленных нагнетательных, добывающих и газовых скважин, закачку воды в нефтяной пласт через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и закачку попутного нефтяного газа в газовую шапку через газовые скважины, согласно изобретению при вертикальной проницаемости нефтяного пласта, составляющей 0,5-0,8 от ее горизонтальной проницаемости, бурят на начальной стадии разработки на наиболее продуктивной части залежи одну, по меньшей мере, добывающую скважину с одним, по меньшей мере, горизонтальным стволом, а в наклонно направленных добывающих скважинах выполняют изоляцию нижней части газовой шапки призабойной зоны, контактирующей с нефтяным пластом, на толщину и глубину, не меньшие радиуса падения пластового давления в призабойной зоне пласта при отборе нефти, то есть такого радиуса призабойной зоны пласта, в которой депрессия на пласт на 50%, по меньшей мере, ниже разности пластового и забойного давлений в скважине, при этом изоляцию выполняют в первую очередь в скважинах с максимальной депрессией на призабойную зону пласта, а через нагнетательные скважины закачивают попеременно в нефтяной пласт подтоварную или сеноманскую воду и попутный нефтяной газ.

Под радиусом падения пластового давления следует понимать условную величину радиуса призабойной зоны, в которой депрессия на пласт, по крайней мере, на 50% ниже разности пластового и забойного давления в скважине (Л.Х.Ибрагимов, И.Т.Мищенко, Д.К.Челоянц. Интенсификация добычи нефти. М.: Наука, 2000, с.52).

Объем закачиваемой воды, газа и их соотношения для поддержания пластового давления, т.е. для улучшения процесса вытеснения нефти из пласта и для обеспечения увеличения коэффициента извлечения нефти, рассчитываются опытным путем по каждой конкретной залежи. Попеременная закачка воды и газа в пласт обеспечивает сочетание эффективного вытеснения нефти газовой закачкой с макроскопическим продвижением путем заводнения и исключает образование оторочек с высоким остаточным запасом нефти. Следует отметить, что при закачке в пласт газа появляется эффект "газового подшипника", когда часть газа адсорбируется на поверхности пор, в результате уменьшается усилие перемещения жидкости по пласту.

Сущность данного предложения заключается в том, что бурение скважин, по меньшей мере, одним горизонтальным стволом на начальной стадии разработки на наиболее продуктивной части залежи существенно - в 3-4 раза - увеличивает добычу нефти из этих скважин по сравнению с наклонно направленными добывающими скважинами этого месторождения. Кроме того, уменьшается опасность прорыва газа из газовой шапки в эти скважины, т.к. отбор нефти идет по длине горизонтального ствола и перепад давления в газовой шапке и нефтяном пласте незначительный. Изоляция нижней части газовой шапки ПЗП вдоль газонефтяного контакта (ГНК) при условии, когда ширина и толщина зоны изоляции не менее радиуса падения давления в ПЗП, при отборе нефти существенно уменьшает опасность прорыва газа из газовой шапки в наклонно направленные добывающие скважины.

Изобретение поясняется чертежами, на которых изображено: фиг.1 - схема скважины с горизонтальными стволами; фиг.2 - схема изоляции притока газа.

Способ реализуется следующим образом. На начальной стадии разработки по результатам разведочного бурения и по данным геофизических исследований определяют наиболее продуктивную часть залежи, характеризующейся максимальной мощностью нефтяного пласта, высоким потенциальным дебитом добывающих скважин, отсутствием малопроницаемых пропластков, наличием газовой шапки. На указанном участке бурят, по меньшей мере, одну скважину, по меньшей мере, одним горизонтальным стволом. В соответствии с принятой системой разработки бурят наклонно направленные нагнетательные, добывающие и газовые скважины. Для устранения или уменьшения опасности прорыва газа из газовой шапки в наклонно направленные добывающие скважины выполняют изоляцию нижней части газовой шапки призабойной зоны, контактирующей с нефтяным пластом на толщину и глубину не меньше радиуса падения пластового давления в призабойной зоне пласта при отборе нефти. Это уменьшает перепад давления между нефтяным пластом и газовой шапкой вблизи добывающих скважин. Известно, что радиус зоны падения пластового давления в ПЗП низкопроницаемых коллекторов при отборе нефти составляет обычно 1,5-3,0 м, соответственно на такую же величину необходимо закачивать в газонасыщенный пласт (вдоль ГНК) изолирующий материал. В качестве изолирующей композиции можно использовать, например, водный раствор кремнийорганических соединений и/или эпоксидосодержащей жидкости с замедлителем, или жидкое стекло.

Особенно важно выполнить изоляцию ПЗП вдоль ГНК в наклонно направленных скважинах с большим газовым фактором (более 150 м³/м³) для того, чтобы предотвратить возможный прорыв газа в скважину.

Разработку нефтяной залежи начинают попеременной закачкой в нагнетательные скважины воды и газа и отбором нефти из добывающих скважин. Для обеспечения закачки воды на начальной стадии разработки бурят скважины для добычи сеноманской воды. При отсутствии линии электропередачи для получения электроэнергии используют локальные источники электроэнергии, работающие на попутном нефтяном газе или на газе из газовой шапки. В дальнейшем значительное количество газа, добываемого с нефтью, закачивается высоконапорным газокомпрессором в газовую шапку.

Схема скважины с горизонтальными стволами (фиг.1) включает скважину 1 с одним горизонтальным стволом 2, пробуренным в нижней части нефтяного пласта 3. Вертикальный участок скважины 1 снабжен обсадной колонной 4, колонной НКТ 5 и проходит через газовую шапку 6 и газонефтяной контакт 7.

Схема изоляции притока газа в наклонно направленных добывающих скважинах 8 (фиг.2) содержит обсадную колонну 9, колонну насосно-компрессорных труб 10, снабженную на нижнем конце пакерами 11 и 12, установленными друг от друга на толщину зоны изоляции 13, причем нижний пакер 12 устанавливается на уровне газонефтяного контакта 7. Зону изоляции 13 формируют в нижней части 14 газовой шапки 6. НКТ 10 на межпакерном участке выполнена с перфорационными отверстиями 15 и имеет на торце перепускной клапан 16. Обсадная колонна 9 на участке нефтяного пласта 3 выполнена с перфорационными отверстиями 17, а на участке зоны изоляции 13 - с перфорационными отверстиями 18. Зона падения пластового давления 19 контактирует с обсадной колонной 9 и газонефтяным контактом 7.

Горизонтальный ствол 2 (фиг.1) скважины 1 бурят, предпочтительно, в устойчивых продуктивных нефтяных пластах. В этом случае нет необходимости крепления горизонтальных стволов 2 скважины 1 обсадной колонной 4. При отборе нефть поступает только в горизонтальные стволы 2, а вблизи призабойной зоны пласта образуется небольшой перепад давления, что уменьшает опасность прорыва газа из газовой шапки 6 в скважину 1.

Изоляцию притока газа (фиг.2) осуществляют следующим образом. Методом геофизических исследований определяют положение газонефтяного контакта 7. С учетом радиуса падения пластового давления в ПЗП определяют толщину зоны изоляции 13 и выполняют перфорацию обсадной колонны 9 на участке изоляции 13. Далее спускают НКТ 10 с пакерами 11 и 12 и перепускным клапаном 16, пакеруют перфорированный интервал 18 на обсадной колонне 9, удаляют скважинную жидкость из НКТ путем ее продавливания изолирующим материалом в зону изоляции. После этого закачивают в зону изоляции 13 газовой шапки 6 расчетное количество изолирующей композиции. Радиус закачки изолирующей композиции равен также радиусу падения давления пласта в ПЗП при отборе нефти из пласта 3.

Продавку изолирующей композиции в зону изоляции 13 газовой шапки 6 осуществляют продавочной жидкостью (технической водой) в расчетном объеме. Скважину оставляют под давлением закачки на 24 ч для полимеризации композиции. Затем распакеруют НКТ 10 и удаляют остатки материала изоляции из скважины 8.

Из многочисленных опытов известно, что радиус падения пластового давления в ПЗП добывающих скважинах равен 1,5-3,0 м. На этом участке происходит снижение депрессии на пласт порядка 50% разности пластового и забойного давления. Для уменьшения опасности прорыва газа из газовой шапки 6 в добывающую скважину 8 предлагается изолировать зону падения пластового давления 18 от газовой шапки 6 по газонефтяному контакту ГНК 7. Изоляцию ГНК следует выполнить в первую очередь в скважинах с максимальной депрессией на ПЗП, т.к. именно в этих скважинах существует наибольшая вероятность прорыва газа из газовой шапки. Дополнительным условием является наличие высокой вертикальной проницаемости нефтяного пласта 3 (0,5-0,8 от горизонтальной). При этом давление в газовой шапке 6 быстро падает. В этом случае также необходимо выполнить изоляцию ПЗП по ГНК 7 на начальной стадии разработки залежи.

Оптимальные условия внедрения предлагаемой технологии, этапов и основных параметров процесса определяются на основе гидродинамических расчетов по каждой конкретной залежи.

Таким образом, повышение коэффициента извлечения нефти при разработке нефтяной залежи с газовой шапкой обеспечивается применением многоствольных горизонтальных скважин, пробуренных на участке залежи с максимальной продуктивностью, изоляцией границ газонефтяного контакта ПЗП наклонно направленных добывающих скважин, воздействием на пласт через нагнетательные скважины попеременной закачкой воды и попутного нефтяного газа.

Применение, по меньшей мере, одной одноствольной горизонтальной скважины увеличивает отбор нефти по сравнению с наклонно направленной до 6 раз. Удорожание строительства скважины с горизонтальными стволами окупается при высоком дебите нефти (более 200-300 м ³/сут) за 6-8 месяцев. Если, например, дополнительные затраты на строительство одноствольной горизонтальной скважины равны 28,5 млн. руб, дополнительная добыча 250 м³/сут, то за 1 год дополнительная добыча равна 91250 м³. Из расчета корпоративной цены 1 м³ нефти 1000 руб, годовой доход равен 91,25 млн. руб.

Изоляция ПЗП вдоль газонефтяного контакт уменьшает опасность прорыва газа из газовой шапки в нефтяной пласт, а применение попеременной закачки воды и попутного нефтяного газа в пласт увеличивает коэффициент извлечения нефти на 5-7%.