способ разработки залежи нефти, расположенной над газовой залежью и отделенной от нее непроницаемым пропластком

Формула изобретения

Способ разработки залежи нефти, расположенной над газовой залежью и отделенной от нее непроницаемым пропластком, включающий бурение вертикальных и горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин в нефтяной залежи, закачку рабочего агента в нагнетательные и отбор продукции из добывающих скважин, отличающийся тем, что бурят дополнительную горизонтальную скважину в газовой залежи, затем из нее бурят разветвления, направленные вверх через непроницаемый пропласток с выходом разветвлений в нефтяную залежь и с возможностью сообщения нефтяной и газовой залежей между собой, в процессе разработки нефтяной залежи с устья производят закачку воды в дополнительную горизонтальную скважину с образованием водогазовой смеси в этой скважине, при прорыве газа в стволы добывающих скважин сокращают отбор продукции из этих скважин на 40-50% до восстановления забойного давления в них, после чего возобновляют отбор продукции из них в прежнем объеме.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к способам разработки нефтяной залежи с применением газа и/или водогазовой смеси (ВГС).

Известен способ разработки нефтяной залежи (патент RU № 2391495, МПК 8 E21B 43/20, опубл. в бюл. № 16 от 10.06.2010 г.), включающий эжектирование газа водой и нагнетание в циклическом режиме для повышения нефтеотдачи в нефтяной пласт по колонне лифтовых труб водогазовой смеси, образуемой в результате смешения газа с водой, подаваемой под давлением в смесительное устройство, в качестве которого применяют устанавливаемый на устье нагнетательной скважины жидкостно-газовый диспергатор, при этом в жидкостно-газовый диспергатор подают под давлением газ, отбираемый либо из газовых скважин, либо из вскрытого этой же нагнетательной скважиной газового интервала, изолированного от интервала закачки и сообщенного через полость кольцевого пространства за колонной лифтовых труб и запорно-регулирующие устройства с жидкостно-газовым диспергатором, причем закачку водогазовой смеси ведут периодически чередуя в каждом цикле с закачкой либо только газа, либо с последовательной закачкой воды и газа или газа и воды, поддерживая давление на забое нагнетательной скважины в интервале закачки с соблюдением условия:

Pг<Pс<Pв,

где Pc - забойное давление при закачке в пласт водогазовой смеси;

Pг и Pв - забойное давление соответственно при закачке только газа или только воды, причем величины Pг, Pс и Pв в каждом цикле изменяют в пределах от заданных минимальных до заданных максимальных значений, при этом в периоды одновременной подачи в жидкостно-газовый диспергатор воды и газа расход воды поддерживают постоянным, а расход газа изменяют в заданных пределах, либо расход газа поддерживают постоянным, а расход воды изменяют в заданных пределах.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, сложность осуществления, так как необходимо отбирать газ на устье скважины из газовой интервала этой же скважины, готовить на устье нагнетательной скважины водогазовую смесь с помощью жидкостно-газового диспергатора, при этом в нагнетательной скважине необходимо изолировать (пакером) интервал отбора газа и закачки водогазовой смеси пакера;

- во-вторых, необходим постоянный контроль в процессе закачки водогазовой смеси в нагнетательную скважину, так как в периоды одновременной подачи в жидкостно-газовый диспергатор воды и газа расход воды поддерживают постоянным, а расход газа изменяют в заданных пределах, либо расход газа поддерживают постоянным, а расход воды изменяют в заданных пределах;

- в-третьих, скважины выполнены вертикальными, поэтому его применении не обеспечивается максимальный коэффициент охвата по площади нефтяной залежи.

Известен способ разработки нефтяных месторождений с газовой шапкой (варианты) (патент RU № 2312983, МПК 8 E21B 43/24, опубл. в бюл. № 35 от 20.12.2007 г.).

По первому варианту: Способ разработки нефтяных месторождений с газовой шапкой включает разбуривание залежи нагнетательными и добывающими скважинами и закачку в область газонефтяного контакта и область нефтяной оторочки через нагнетательные скважины рабочего агента - горячей воды, причем при низком коэффициенте песчанистости и большой расчлененности пласта закачку горячей воды осуществляют с температурой выше начальной пластовой температуры и ниже температуры ее кипения при давлении на устье нагнетательной скважины, скважины используют горизонтальные, в которых верхние части вскрывают газовую шапку, а нижние части вскрывают все нефтенасыщенные пропластки, располагая нагнетательные скважины над добывающими при наличии непроницаемой перемычки между газовой шапкой и нефтяной оторочкой, а при отсутствии указанной перемычки - между добывающими.

По второму варианту: Способ разработки нефтяных месторождений с газовой шапкой включает разбуривание залежи нагнетательными и добывающими скважинами и закачку в область газонефтяного контакта рабочего агента - водогазовой смеси ВГС, причем при высоком коэффициенте песчанистости и низкой расчлененности пласта закачку ВГС осуществляют с температурой выше начальной пластовой температуры и ниже температуры кипения при давлении на устье нагнетательной скважины, используют ВГС, полученную диспергированием горячей воды с газом до образования мелкодисперсной ВГС с плотностью, меньшей плотности нефти в пластовых условиях, скважины используют горизонтальные, в которых верхние части вскрывают газовую шапку, а нижние части вскрывают все нефтенасыщенные пропластки, располагая нагнетательные скважины над добывающими при наличии непроницаемой перемычки между газовой шапкой и нефтяной оторочкой, а при отсутствии указанной перемычки - между добывающими.

Недостатками данного способа являются:

во-первых, высокие затраты для осуществления способа, обусловленные тем, что производят бурение нескольких горизонтальных скважин, которыми вскрывают как газовую залежь (газовую шапку), так и нефтяную залежь (нефтенасыщенные пропластки), что требует привлечения значительных материальных и финансовых затрат.

во-вторых, высокие энергозатраты на подготовку рабочего агента закачиваемого в горизонтальные нагнетательные скважины, в качестве которого используется горячая вода или водогазовая смесь (ВГС), полученная диспергированием горячей воды с газом на устье скважины до образования мелкодисперсной ВГС с плотностью, меньшей плотности нефти в пластовых условиях, а также необходимость привлечения дополнительного оборудования: водогрейных котлов, диспергаторов;

в-третьих, низкая эффективность применения способа при наличии непроницаемой перемычки между нефтяной и газовой залежами, горизонтальные нагнетательные скважины располагают над добывающими, при этом ускоряется обводнение и снижается пластовое давление в нефтяной залежи и как следствие уменьшается коэффициент извлечения нефти (КИН);

- в-четвертых, необходим постоянный контроль в процессе закачки водогазовой смеси в горизонтальные нагнетательные скважины, так как закачку ВГС осуществляют с температурой выше начальной пластовой температуры и ниже температуры кипения при давлении на устье нагнетательной скважины.

Технической задачей изобретения является снижение финансовых и материальных затрат за счет исключения бурения нескольких горизонтальных скважин путем разбуривания разветвлений из нагнетательной горизонтальной скважины, а также снижение энергозатрат и исключение привлечения дополнительного оборудования на подготовку ВГС за счет использования газа, находящегося в залежи и в сочетании с периодической закачкой воды, которая образует водогазовую смесь непосредственно в нефтяной залежи и повышение эффективности за счет увеличения коэффициента извлечения нефти (КИН), что достигается увеличением пластового давления в нефтяной залежи путем закачки рабочего агента снизу вверх к забоям добывающих скважин, а в качестве рабочего агента используют газ газовой залежи и воду, закачиваемую с устья в нагнетательную разветвленно-горизонтальную скважину с последующим образованием ВГС в залежи, что не требует постоянного контроля на устье скважины за температурой ВГС.

Поставленная задача решается способом разработки залежи нефти, расположенной над газовой залежью и отделенной от нее непроницаемым пропластком, включающим бурение вертикальных и горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин в нефтяной залежи, закачку рабочего агента в нагнетательные и отбор продукции из добывающих скважин.

Новым является то, что бурят дополнительную горизонтальную скважину в газовой залежи, затем из нее бурят разветвления, направленные вверх через непроницаемый пропласток с выходом разветвлений в нефтяную залежь и с возможностью сообщения нефтяной и газовой залежей между собой, в процессе разработки нефтяной залежи с устья производят закачку воды в дополнительную горизонтальную скважину с образованием водогазовой смеси в этой скважине, при прорыве газа в стволы добывающих скважин сокращают отбор продукции из этих скважин на 40-50% до восстановления забойного давления в них, после чего возобновляют отбор продукции из них в прежнем объеме.

На чертеже изображен предлагаемый способ разработки залежи нефти, расположенной над газовой залежью и отделенной от нее непроницаемым пропластком.

Способ разработки залежи нефти 1, расположенной над газовой залежью 2 и отделенной от нее непроницаемым пропластком 3 включает бурение вертикальных и горизонтальных добывающих скважин, а также вертикальных и горизонтальных нагнетательных скважин в нефтяной залежи 1.

Например, вертикальных 4; 4'; 4ⁿ и горизонтальных 5 добывающих скважин и вертикальных 6; 6'; 6ⁿ и горизонтальных 7 нагнетательных скважин в нефтяной залежи 1.

Производят закачку рабочего агента, например, сточной воды в вертикальные 6; 6'; 6ⁿ и горизонтальную 7 нагнетательные скважины, а отбор продукции осуществляют из вертикальных 4; 4'; 4ⁿ и горизонтальных 5 добывающих скважин

По мере выработки запасов нефти из нефтяной залежи 1 она истощается, в ней снижается пластовое давление, и последующая разработка данной нефтяной залежи 1 становится экономически неэффективной.

С целью извлечения остаточных запасов нефти из нефтяной залежи 1 бурят дополнительную горизонтальную скважину 8 в газовой залежи 2, затем из нее бурят разветвления 8'; 8''; 8ⁿ, направленные вверх через непроницаемый пропласток 3 с выходом разветвлений в нефтяную залежь 1.

Запускают нефтяную залежь 1 в разработку. В качестве рабочего агента по вытеснению остаточных запасов нефти из нефтяной залежи 1 используют газ газовой залежи 2 и воду, закачиваемую с устья в нагнетательную горизонтальную скважину 8, с разветвлениями 8'; 8''; 8ⁿ с последующим образованием водогазовой смеси (ВГС) в дополнительной горизонтальной скважине 8, что не требует постоянного контроля на устье скважины за температурой закачиваемой в залежь ВГС.

Газ, находящийся в газовой залежи 2 через разветвления 8'; 8''; 8ⁿ, пробуренные из дополнительной горизонтальной скважины 8, связывающие газовую залежь 2 с нефтяной залежью 2 поступает на нефтяную залежь 1, где вытесняет нефти из пор и растворяется в нефти, что приводит к снижению вязкости нефти в нефтяной залежи 1.

Производят периодическую закачку воды с устья дополнительной горизонтальной скважины 8. Воду закачивают с устья в дополнительную горизонтальную скважину 8, например, по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) (на фиг. не показано), спущенных в дополнительную горизонтальную скважину 8.

Для осуществления предложенного способа, например, используется попутно добываемая вода из этой же нефтяной залежи 1, например сточная плотностью =1120 кг/м³, которая обладает лучшими вытесняющими способностями, чем пресная вода.

Использование технологии водогазового воздействия ВГС позволяет совместить основное преимущество применения воды, заключающееся в близости вязкостных характеристик воды и нефти и достигаемый за счет этого значительный коэффициент охвата вытеснением, и главное преимущество закачки газа, которое состоит в высоких отмывающих способностях последнего, за счет чего достигается высокий коэффициент вытеснения.

При закачке в пласт газа происходит растворение его в нефти и, как следствие, уменьшение ее вязкости и плотности, а также увеличение газосодержания и объемного коэффициента. Опытным путем установлено, что уменьшение вязкости нефти при осуществлении данного способа достигает 2,5-3 раз. Также опытным путем было установлено, что максимальный прирост коэффициента вытеснения нефти наблюдался при соотношении газ/вода в водогазовой смеси от 1:2,3 до 1:1,5.

Регулированием объема (увеличением или уменьшением) подачи воды с устья в нагнетательную горизонтальную скважину достигают вышеуказанного соотношения газ/вода в ВГС поступающей в нефтяную залежь 1, исходя из максимального прироста коэффициента вытеснения нефти (определяют по увеличению отбора объема нефти из вертикальных 4; 4'; 4ⁿ и горизонтальной 5 добывающих скважин.

Кроме того, в процессе осуществления предложенного способа увеличивается пластовое давление (P_пл) в нефтяной залежи 1, что приводит к увеличению коэффициента вытеснения, поэтому нефть из пород коллекторов, находящихся в подошве 11 нефтяной залежи 1 поднимается вверх и вытесняется и через интервалы перфорации добывающих вертикальной 4; 4'; 4ⁿ и горизонтальной 5 скважин. Откуда продукция насосами отбирается на поверхность.

По мере выработки остаточных запасов нефти из нефтяной залежи 1 из пород коллекторов возможны прорывы газа в отдельные вертикальные 4; 4'; 4ⁿ и горизонтальную 5 добывающие скважины. Прорывы газа в вертикальные 4; 4'; 4ⁿ и горизонтальную 5 добывающие скважины происходят по наиболее проницаемым прослоям после вытеснения из них жидкости (нефти и воды). Для их выявления следят за величиной газового фактора в вертикальных 4; 4'; 4ⁿ и горизонтальной 5 добывающих скважинах и за химическим составом отбираемого газа.

Поэтому периодически путем отбора проб продукции отбираемой из добывающих вертикальных 4; 4'; 4ⁿ и горизонтальной 5 скважин определяют величину газового фактора, а также химический состав газа, и при выявлении прорыва газа в добывающие скважины, например в вертикальную добывающую скважину 4', отбор продукции из этой скважины сокращают на 40-50%. В результате чего возрастает забойное давление в вертикальной добывающей скважине 4' и поступление газа через интервал перфорации в ствол этой вертикальной добывающей скважины 4' снижается или полностью прекращается. После чего возобновляют объем отбор продукции из добывающей скважины 4 до прежнего значения.

Например, отбор продукции из вертикальной добывающей скважины 4' составляет Q_п=11 м³/сут, при этом забойное давление (P₃) снижает с 12 МПа до 7 МПа. При появлении в отбираемой продукции газа, попавшего в ствол вертикальной добывающей скважины 4' из газовой залежи 2, определяемого по химическому анализу, сокращают объемы отбора продукции на 40-50%, т.е. уменьшают на (11·(40-50%)/100%)=4,4-5,5 м³/сут., до величины Q_к=11 м³ /сут - (4,4-5,5 м³/сут)=6,6-5,5 м³/сут, примем Q_к=6 м³/сут. Таким образом, после снижения объема отбора продукции до Q_к=6 м³ /сут восстанавливается забойное давление в вертикальной добывающей скважины 4', например до 11,5 МПа. После чего отбор из вертикальной добывающей скважины 4' восстанавливают в полном объеме (до прежней величины) Q_п=11 м³/сут.

Предложенный способ позволяет снизить финансовые и материальные затраты за счет исключения бурения нескольких горизонтальных скважин, а путем разбуривания разветвлений из дополнительной горизонтальной скважины, а также позволяет снизить энергозатраты и исключить привлечение дополнительного оборудования на подготовку ВГС за счет использования газа, находящегося в залежи и в сочетании с периодической закачкой воды, которая образует водогазовую смесь непосредственно в нефтяной залежи и повысить эффективность осуществления способа за счет увеличения коэффициента извлечения нефти (КИП), что достигается увеличением пластового давления в нефтяной залежи путем закачки рабочего агента снизу вверх к забоям добывающих скважин, а в качестве рабочего агента используют газ газовой залежи и воду, закачиваемую с устья в дополнительную разветвление-горизонтальную скважину с последующим образованием ВГС в залежи, что не требует постоянного контроля на устье скважины за температурой ВГС.