циклический способ разработки залежей углеводородов скважинами с горизонтальным стволом

Формула изобретения

1. Циклический способ разработки залежей углеводородов скважинами с горизонтальным стволом в продуктивном пласте-коллекторе, каждый цикл которого состоит из режима истощения пластовой энергии, в котором извлекают продукцию добывающими скважинами, и сменяющего его режима искусственного нагнетания энергии, в котором в продуктивный пласт-коллектор закачивают воду нагнетательными скважинами, восстанавливающую в нем объем жидкости и энергию, осуществляемый параллельными между собой горизонтальными стволами добывающих и нагнетательных скважин, расположенными поперек преимущественного направления трещин в коллекторе и обустроенными обсадными колоннами, зацементированными снаружи, имеющими в их торце цементную пробку и перфорированными на участке горизонтальных стволов, при этом внутрь обсадных колонн от устья до цементной пробки вводят трубу с заглушкой на конце и отверстиями на стенке около заглушки, с помощью которых, как и зазора между трубой и обсадной колонной до перфорации, со стороны устья скважины создают и выравнивают депрессию или, соответственно, репрессию на коллектор вдоль горизонтального ствола с обеих сторон перфорированного участка.

2. Циклический способ по п.1, отличающийся тем, что в режиме истощения пластовой энергии продукцию извлекают постепенно от цикла к циклу с нарастающей обводненностью в диапазоне значений от нулевой до предельно допустимой и только за счет закачанной воды в коллектор нагнетательными скважинами, для чего применяют депрессии на пласт, исключающие как разгазирование продукции внутри коллектора, так и поступление подошвенной воды и/или газа газовой шапки в добывающие скважины, и синхронно оканчивают извлечение продукции ими до начала резкого снижения максимального дебита продукции в конкретном цикле у большинства скважин из объединенных территориально в группу синхронно действующих добывающих скважин, а в режиме искусственного нагнетания энергии в течение времени, не превышающего длительности добычи продукции в том же цикле, объединенными на той же территории в группу синхронно действующими нагнетательными скважинами закачивают в продуктивную зону разрабатываемой залежи насыщенную газом, термохимически подготовленную с температурой выше пластовой воду в объеме, адекватном объему добытой жидкости с растворенным в ней газом в пластовых условиях, при объемной скорости закачки, не приводящей к гидроразрыву пласта.

3. Циклический способ по п.2, отличающийся тем, что на залежах углеводородов с газовой шапкой добывают или только нефтяную продукцию с помощью скважин с горизонтальным стволом в каждой из них, обустроенным обсадной колонной для равномерного извлечения продукции вдоль горизонтального ствола, или раздельно добывают нефтяную продукцию от газа с конденсатом; в последнем случае применяют добывающие скважины, имеющие в коллекторе с газом псевдогоризонтальную часть ствола, переходящую в горизонтальный ствол в коллекторе с нефтью, внутри которых располагают секционную обсадную колонну, одну перфорированную секцию которой выполняют в псевдогоризонтальной части ствола и депрессию поддерживают со стороны устья скважины, а другую перфорированную секцию обсадной колонны выполняют в горизонтальном стволе скважины с рассредоточенной по ней перфорацией и депрессию поддерживают с обеих сторон этой секции; при этом секции внутри обсадной колонны образуют с помощью пакера между ней и концом укороченной трубы, идущей от устья скважины в область газовой зоны и расположенной между обсадной колонной и трубой меньшего диаметра, идущей от устья скважины до конца забоя в нефтяной зоне и имеющей отверстия на стенке перед заглушкой.

4. Циклический способ по п.3, отличающийся тем, что применяют нагнетательные скважины, построенные и обустроенные аналогично добывающим скважинам на этом же участке коллектора.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для разработки различных залежей углеводородов, начиная с любой стадии их добычи, но наибольший эффект достигают, применяя его с начала разработки месторождения нефти.

Известен способ разработки нефтяной залежи, который «относится к способам разработки нефтяной залежи преимущественно в период падающей добычи» [1], выбранный в качестве прототипа. Каждый цикл такого способа состоит из трех этапов, в первом из которых осуществляют многократное, интенсивное, импульсное нагнетание воды в нефтеносный продуктивный пласт - коллектор при остановленных добывающих скважинах, на втором этапе производят отбор продукции при остановленных нагнетательных скважинах, а в третьем этапе действуют одновременно и добывающие, и нагнетательные скважины - традиционный способ добычи продукции.

Недостатком прототипа является то, что положительный эффект этого способа по дебиту нефти и по снижению ее обводненности достигают ценой большого расформирования залежей нефти, что видно из приведенной в описании прототипа таблицы с фактическими и базовыми показателями разработки участков залежей трех месторождений нефти. Во всех случаях этих разработок имеется большое превышение закаченной воды (пункт 8 таблицы) над количеством добытой жидкости (пункт 3 таблицы), что и свидетельствует о расформировании этих залежей, так как этот избыток закаченной воды проходит через коллектор, минует скважины и уносит с собой нефть за пределы этих участков, в том числе и в зону с подошвенной водой, и в зону газовой шапки, поскольку они часто сопутствуют залежи нефти.

Из этого следует также, что этот избыток воды еще больше обводняет унесенную с собой нефть, при замещении которой в коллекторе также увеличивается и обводненность оставшейся в нем нефти.

Базовые показатели в той же таблице, относящиеся к традиционному способу добычи нефти, также свидетельствуют о расформировании нефти на всех трех участках этих залежей, что говорит о нецелесообразности совмещения первых двух этапов каждого цикла с третьим этапом, и который не обладает их преимуществами, и которому практически всегда свойственно расформирование залежей нефти, что видно из данных нефтедобычи и на других месторождениях [2] и что только усиливало расформирование, длившееся на первом этапе.

Указанные недостатки прототипа не позволяют считать его высокоэффективной альтернативой традиционному способу добычи нефти с начала эксплуатации залежи, на что, в общем то, его и не рекомендуют, да и как способ доразработки залежей он не совершенен, что было показано выше.

Необходимость в эффективной альтернативе традиционному способу с вертикальными скважинами в коллекторе, обусловленная его низкой эффективностью, расточительностью и высокой энергоемкостью как при извлечении, так и затем при очистке нефти, уже более 50 лет назад привела к доказательству [3] того, что традиционный способ с использованием добывающих скважин с горизонтальным стволом (ГС) в коллекторе существенно эффективнее, что и было успешно использовано на шельфах Норвегии. Однако при разработке материковых залежей в нашей стране этот способ пока применяют редко и у него обнаружились тоже недостатки. Так, в исследованиях [4] сравнивали дебиты 68 добывающих скважин с ГС в коллекторе, эксплуатировавшихся с января 1993 года по март 1994 года, с дебитами близко расположенных добывающих скважин с вертикальным стволом (ВС) в коллекторе и было показано, что дебиты нефти 57 скважин с ГС больше дебитов нефти скважин с ВС в 1,1÷16,3 раза, а на 11 скважинах с ГС дебиты нефти оказались меньше дебитов скважин с ВС.

То есть, очевидно, как огромное преимущество по дебиту нефти у большей части скважин с ГС, так и широкий диапазон разброса этого преимущества, и наблюдается значительная статистическая вероятность получения даже худшего результата, чем у скважин с ВС в коллекторе. Эти результаты свидетельствуют о фактической неуправляемости добычей продукции скважинами с ГС, что, в основном, неминуемо следует из их недостаточного конструктивного обустройства, поскольку эти ГС являются лишь открытыми, без обсадной колонны каналами в пористой породе коллектора.

Поэтому применение добывающих и нагнетательных скважин с такими ГС в циклическом способе тоже обуславливает ряд существенных недостатков.

Основными техническими задачами заявленного изобретения являются:

- предотвращение расформирования залежей нефти,

- предотвращение образования застойных зон при разработке залежей нефти,

- снижение заводнения залежей нефти и обводненности извлекаемой продукции,

- повышение коэффициента извлечения нефти,

решением которых уменьшают как текущие экономические и экологические проблемы недропользователей, так и долгосрочные по эффективному использованию природных ресурсов.

Поставленную цель достигают совокупностью улучшения различных сторон технологии добычи углеводородов на различных месторождениях: энергетических режимов добычи, конструктивного обустройства удлиненных скважин в коллекторе для наиболее эффективной реализации предлагаемых режимов и тактикой применения добывающих и нагнетательных скважин в анизотропном коллекторе.

Для этого в циклическом способе разработки залежи нефти, каждый цикл которого состоит из режима истощения пластовой энергии (РИПЭ), в котором извлекают продукцию добывающими скважинами, и сменяющего его режима искусственного нагнетания энергии (РИНЭ), в котором нагнетательными скважинами закачивают воду, восстанавливающую в нем объем жидкости и энергию, согласно изобретению извлекают продукцию с постепенно, от цикла к циклу, нарастающей обводненностью в диапазоне значений от нулевой до предельно допустимой по рентабельности и только за счет закачиваемой воды в коллектор нагнетательными скважинами. При этом объем закаченной воды в каждом цикле уравнивают с объемом добытой в этом же цикле жидкости с растворенным в ней газом в пластовых условиях и не допускают объемной скорости закачки воды, приводящей к гидроразрыву пласта (ГРП).

При разработке залежей нефти только с подошвенной водой добычу продукции ведут при депрессиях на продуктивный пласт, не превышающих критическую безводную депрессию, то есть такую, при которой подошвенная вода еще не могла бы поступать в добывающую скважину.

При разработке залежи нефти только с газовой шапкой добычу продукции ведут при депрессиях, не превышающих критическую безгазовую депрессию, то есть такую, при которой еще не происходил бы прорыв газа из газовой шапки в добывающую нефтяную скважину.

При разработке залежей нефти с подошвенной водой и одновременно с имеющейся газовой шапкой добычу нефти ведут при депрессиях, не превышающих наименьшую из вышеуказанных критических депрессий.

При разработке залежей нефти как содержащих, так и не содержащих и подошвенную воду, и газ в газовой шапке депрессию на продуктивный пласт ограничивают еще и такой максимальной величиной, при которой не происходило бы разгазирования нефти внутри коллектора и которая может быть больше или меньше вышерассмотренных критических депрессий в зависимости от толщины нефтяного продуктивного пласта и местоположения в нем вскрытой части пласта скважиной.

В период поддержания таких максимально допустимых или критических депрессий из-за уменьшения пластовой энергии дебит нефти начинает сначала медленно, а затем резко [5] падать, что и обуславливает промежуток времени добычи и его окончание в начале резкого снижения дебита нефти, при котором осуществляют переход от РИПЭ к РИНЭ. Ввиду разработки залежи не парой, а большим числом добывающих и нагнетательных скважин, составляющих группу скважин, используют этот промежуток времени функционирования у каждой добывающей скважины для синхронной смены РИПЭ у всех добывающих скважин в этой группе на РИНЭ нагнетательными скважинами тоже в соответствующей группе. Поэтому синхронно оканчивают извлечение продукции всеми скважинами до начала резкого снижения максимального дебита нефти в конкретном цикле у большинства добывающих скважин из объединенных в такую группу.

Скважины эксплуатируют, объединяя их в синхронно действующие группы как в РИПЭ, так и в РИНЭ на участке залежи с одинаковой или близкой по нефти проницаемостью коллектора.

В заявленном циклическом способе на залежах нефти без газовой шапки применяют добывающие и нагнетательные скважины с горизонтальным стволом (ГС) в коллекторе, в каждой из которых размещают от устья до конца забоя колонну с сужающимся патрубком на ее конце, которым облегчают проводку обсадной колонны по скважине, особенно в зоне горизонтального ствола. Всю обсадную колонну снаружи цементируют и создают цементную пробку в объеме сужающегося патрубка. Вдоль зоны ГС скважины весь участок обсадной колонны равномерно перфорируют, а внутрь колонны от устья скважины до цементной пробки, не касаясь ее, вводят трубу с конусообразной заглушкой на конце. Стенку концевого участка этой трубы перед заглушкой изготавливают с отверстиями. С помощью этих отверстий, как и с помощью зазора между этой трубой и обсадной колонной до участка с перфорацией со стороны устья скважины, создают депрессию добывающей скважиной на коллектор и, соответственно, репрессию нагнетательной скважиной с двух сторон равномерно перфорированного участка колонны в зоне горизонтального ствола. Такой равномерно рассредоточенной по обсадной колонне перфорацией и закольцовкой формирования, соответственно, репрессии или депрессии создают условия для образования равномерно вытесняющего нефть фронта нагнетаемой воды и для образования равномерного фронта извлечения продукции из коллектора, чем предотвращают образование застойных зон между нагнетательными и добывающими скважинами с ГС и снижают обводненность извлекаемой продукции.

На залежах нефти, имеющих газовую шапку, добывают или только нефть, как было рассмотрено выше для залежей без газовой шапки, или раздельно добывают нефть от газа с конденсатом. В последнем случае применяют добывающие и нагнетательные скважины, каждую из которых в газовой зоне коллектора выполняют с псевдогоризонтальным стволом (ПГС), переходящим в ГС в зону коллектора с нефтью. Внутри такой скважины с этими стволами до конца забоя располагают и цементируют секционную обсадную колонну, одну перфорированную секцию которой создают в газовой зоне и депрессию или, соответственно, репрессию поддерживают со стороны устья скважины, а в другой, равномерно перфорированной по длине секции, депрессию или, соответственно, репрессию поддерживают с обоих концов этого участка, подобно рассмотренному выше случаю разработки залежи нефти без газовой шапки.

Указанные секции, как показано на чертеже, образуют в обсадной колонне 1 с помощью пакера 2, расположенного между ней и концом короткой трубы 3, идущей от устья скважины в область газовой зоны и расположенной между обсадной колонной и трубой 4 меньшего диаметра, которая идет от устья скважины до цементной пробки 5, не касаясь ее. Эту пробку образуют в конусообразном патрубке 6 в обсадной колонне. Конец трубы 4 закрывают конусообразной заглушкой 7 и обеспечивают на поверхности перед заглушкой отверстиями 8. Соосность труб с обсадной колонной поддерживают опорными кольцами 9, имеющими конусообразные отверстия для прохода труб и отверстия для прохода жидкостей, а дополнительный крепеж этих труб осуществляют с помощью гидравлических якорей 10. Внутрь трубы 4 до отверстий в ней вводят нагреватель 11.

С помощью этого нагревателя обеспечивают температуру закачиваемой воды в РИНЭ выше пластовой, что позволяет восполнять пластовую энергию не только за счет закачки воды в объеме, адекватном извлеченному объему жидкости с растворенным в ней газом в пластовых условиях, но и за счет повышения средней температуры восстанавливаемого объема жидкой фазы в коллекторе и самого коллектора и тем самым увеличивают парциальное давление жидких компонентов, и создают градиент температуры от нагнетательной к добывающей скважине, что создает термодиффузию и приводит к более быстрому току нефти, чем воды в сторону добывающей скважины как в РИНЭ, так и в РИПЭ, поскольку коэффициент расширения различных сортов нефти в зависимости от температуры изменяется в разы или в десятки раз сильнее, чем у воды [6], да и текучесть нефтей увеличивается с ростом температуры больше, чем у воды.

Более этого таким повышеним температуры в коллекторе предотвращают образование гидратов нефти, выпадение их и парафина в порах коллектора и закупорку ими этих пор, увеличивают растворимость нефти в воде, понижают вязкость нефти и снижают силы ее сцепления с породой коллектора, - все это увеличивает коэффициент вытеснения К _В нефти из пор коллектора (процесс вытеснения на микроуровне [5]).

Аналогичным поддержанием температуры извлеченной продукции не ниже пластовой в добывающей скважине тоже предотвращают образование гидратов и парафина и их оседание на всех поверхностях в обсадной колонне при подъеме извлеченной продукции к устью скважины и далее при транспортировке по трубопроводу к очистным сооружениям, а также поддерживают или создают газлифтный режим в обсадной колонне.

Равномерно распределенной депрессией на коллектор ГС добывающей скважины создают протяженный, стабильный фронт депрессионного воздействия, чем реально уменьшают как скорость роста высоты гребня подошвенной воды, так и скорость приближения дна оврага газа газовой шапки к ГС скважины, что обуславливает меньшую вероятность прорыва этой воды или газа к ГС скважины из-за анизотропии коллектора, то есть локальных неоднородностей проницаемости его, или уменьшает объемы поступивших воды и/или газа от такого прорыва в скважину.

А совместно с депрессионным равномерным фронтом аналогично созданным протяженным, равномерным репрессионным фронтом воздействия предотвращают и локальные, укрупненные поступления воды в коллектор от нагнетательной скважины. Для стабилизации такого равномерного нагнетания воды, равномерного вытеснения ею нефти и равномерного извлечения продукции из коллектора ГС нагнетательных и добывающих скважин располагают параллельно между собой, но поперек преимущественного направления трещин в коллекторе - наиболее сильных проявлений анизотропии по латерали коллектора. В этом случае от рассредоточенной перфорации зацементированных в коллекторе обсадных колонн нагнетательных скважин с ГС будет попадать в трещины незначительная часть от общего количества закачиваемой воды, чем совместно с подобно оборудованными ГС добывающих скважин фактически достигают двойного управления процессом добычи продукции: как со стороны нагнетательной, так и добывающей скважин с ГС. Устранением причины образования крупных локальных потоков между этими скважинами повышают эффективность применения воды как вытеснителя нефти из коллектора, снижают обводненность добываемой продукции и предотвращают образование застойных зон нефти.

Наконец, равенством объема нагнетаемой воды на разрабатываемой залежи или ее участка объему извлеченной жидкости при объемной скорости закачки, не приводящей к ГРП, при всех выше рассмотренных факторах, предотвращают расформирование залежи нефти при ее разработке заявленным способом и минимизируют обводняемость залежи, а следовательно, уменьшают и обводненность добываемой продукции, что, в свою очередь, уменьшает объем воды со следами нефти, который может поступить в окружающую среду после очистки воды от нефти на территорию материковых залежей. Еще более важно снижение обводненности нефти при шельфовых разработках.

Самому циклическому процессу, основанному на периодическом использовании пластовой энергии и периодическом ее восстановлении даже с применением вертикальных нагнетательных и добывающих скважин, свойствены в течение РИНЭ и РИПЭ всех циклов большие значения коэффициента охвата вытеснением (К_охв) нефти водой из объема разрабатываемого участка залежи, который характеризует процесс вытеснения на макроуровне [5].

Однако вертикальными скважинами преимущественно создают круговой фронт воздействия на коллектор вокруг каждой скважины, чем создают неравномерный фронт воздействия по площади разрабатываемого участка, что ведет к образованию застойных зон.

Скважинами с ГС, обустроенными обсадными колоннами в ГС, создают равномерный фронт воздействия, не приводящий к образованию застойных зон, и, следовательно, в этом случае К_охв при любых, но сопоставимых условиях, всегда будет больше, чем в случае применения вертикальных скважин.

Но этим же равномерным фронтом воздействия увеличивают и эффективность обработки нефти в порах коллектора термохимически подготовленной водой по всей площади разрабатываемого участка залежи, то есть увеличивают коэффициент вытеснения К_в из пор коллектора, а произведение коэффициентов К_охв и К _в, согласно формуле академика А.П.Крылова, равно КИН:

КИН=К_охв·К_в ,

то есть рост коэффициентов К_охв и К_в увеличивает КИН.

Таким образом, в заявленном изобретении поставленные задачи решают совокупностью мероприятий, касающихся как энергетических параметров режимов циклического способа, состоящего из периодически повторяемых последовательно идущих РИПЭ и РИНЭ, так и конструктивного обустройства ГС скважин или скважин с ПГС и ГС обсадными перфорированными колоннами, а также пространственным расположением ГС добывающих и нагнетательных скважин в анизотропном коллекторе с трещинами в нем.

Для этого в РИПЭ применяют максимальные депрессии, не приводящие к разгазированию нефти внутри коллектора и, одновременно, не приводящие к поступлению подошвенной воды и/или газа газовой шапки в добывающие скважины, и оканчивают извлечение продукции до начала резкого снижения максимального дебита нефти в конкретном цикле у большинства добывающих скважин в группе близко расположенных, синхронно действующих скважин на разрабатываемом участке залежи, ГС которых оборудуют перфорированной обсадной колонной.

В РИНЭ в течение времени, не превышающем длительность периода РИПЭ, закачивают в коллектор объем воды, насыщенной газом, термохимически подготовленной с температурой выше пластовой, адекватный объему добытой жидкости с растворенным в ней газом в пластовых условиях, или и такого же объема такой же воды в нефтяную зону коллектора, и сухого углеводородного газа или его смесь с другими газами в объеме, адекватном объему добытого газа с конденсатом, в зону газовой шапки, а также при объемной скорости нагнетания воды, не приводящей к ГРП.

При этом скважины с ГС в коллекторе на залежах нефти без газовой шапки оборудуют обсадной колонной до конца забоя, цементируют ее всю снаружи и равномерно перфорируют вдоль ГС, чем с помощью внутреннего обустройства этой колонны создают равномерный фронт нагнетания воды в коллектор в РИНЭ и равномерный фронт извлечения продукции из коллектора в РИПЭ. Оба фронта стабилизируют параллельным расположением ГС добывающих и нагнетательных скважин между собой, но поперек преимущественному направлению трещин - особенно сильным анизотропным факторам, предотвращая их дестабилизирующее влияние на равномерные фронты нагнетания воды и извлечения продукции.

На залежах нефти с газовой шапкой применяют или только нагнетательные и добывающие скважины с ГС, обустроенные вышерассмотренным образом, или нагнетательные и добывающие скважины с ПГС в газовой зоне, переходящим в ГС нефтяной зоны, в которых размещают секционную обсадную колонну, и секцией в ПГС добывающей скважины извлекают газ с конденсатом, а секцией в ГС добывают только продукцию с нефтью. Соответственно, секцией в ПГС нагнетательной скважины закачивают газ, а секцией в ГС закачивают воду.

В итоге, циклически, последовательно повторяемыми РИПЭ, в котором добывают продукцию, и РИНЭ, в котором восстанавливают пластовую энергию и объемы жидкости или объемы жидкости и газа ограниченными объемами закаченных воды и газа, соответствующим объемам добытой продукции в пластовых условиях, в совокупности с применением обустроенной обсадной колонны ГС добывающих и нагнетательных скважин, а также пространственным расположением этих ГС поперек преимущественного направления трещин в анизотропном коллекторе и параллельным расположением их между собой достигают повышения КИН, а также снижения энергетических затрат и снижения экологической нагрузки на окружающую среду в связи с уменьшением средней обводненности добываемой нефти.

Источники информации

1. Способ разработки нефтяной залежи. Патент РФ №2176312, приоритет от 05.01.2000 / Бенч А.Р., Тимофеев В.К., Верещагин В.В.

2. Батурин Ю.Е., Медведев Н.Я., Сонич В.И., Юрьев А.Н.: Методы разработки сложнопостроенных нефтегазовых залежей и низкопроницаемых коллекторов. || Нефт. хоз., №6, 2002, с.104-109.

3. Григорян A.M.: Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными скважинами. М., Недра, 1969, - 190 с.

4. Голов Л.В., Волков С.Н.: Состояние строительства и эксплуатации горизонтальных скважин в России. || Нефт. хоз., №7, 1995, с.23-26.

5. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Закиров И.С., Батанова М.Н., Спиридонов А.В.: Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа, М., РАН ИПНГ, 2004, с.35-39, 161-170.

6. Амелин И.Д., Андриясов Р.С., Гиматудинов Ш.К., Коротаев Ю.П., Левыкин Е.В., Лутошин Г.С.: Эксплуатация и технология разработки нефтяных и газовых месторождений. М., Недра, 1978, с.23-24.