Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ НЕФТИ, РАСПОЛОЖЕННОЙ НАД ГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖЬЮ И ОТДЕЛЕННОЙ ОТ НЕЕ НЕПРОНИЦАЕМЫМ ПРОПЛАСТКОМ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к способам разработки нефтяной залежи с применением газа.

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:

Рг<Рс<Рв,

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

Рг и Рв - забойное давление соответственно при закачке только газа или только воды, причем величины Рг, Рс и Рв 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 газового 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 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, кроме того, закачка рабочего агента в виде ВГС вызывает быстрое обводнение нефтяной залежи;

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 выполнения гидравлического разрыва пласта (ГРП) из одной дополнительно пробуренной горизонтальной скважины, а также снижение энергозатрат и исключение привлечения дополнительного оборудования на подготовку рабочего агента за счет использования газа, находящегося в газовой залежи в качестве рабочего агента, а также без постоянного контроля на устье за температурой рабочего агента, закачиваемого в залежь.

Поставленная задача решается способом разработки залежи нефти, расположенной над газовой залежью и отделенной от нее непроницаемым пропластком, включающем 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 с прохождением ее горизонтального ствола в непроницаемом пропластке между залежами нефти и газа, производят гидроразрыв в горизонтальной части ствола скважины в интервале непроницаемого участка с образованием трещин гидроразрыва, связывающих нефтяную и газовую залежи между собой, в процессе разработки залежи нефти при прорыве газа в стволы добывающих скважин производят периодическую закачку вязкой жидкости в дополнительную горизонтальную скважину до прекращения поступления газа в стволы этих добывающих скважин.

На фигуре 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 горизонтальной 5 добывающих скважин и вертикальных 6; 6'; … 6ⁿ и горизонтальной 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 горизонтальной 5 добывающих скважин.

По мере выработки запасов нефти из нефтяной залежи 1 она истощается, в ней снижается пластовое давление - Р_пл, 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 с прохождением ее горизонтального ствола в непроницаемом пропластке 3 между залежами нефти 1 и газа 2.

После чего производят гидроразрыв в дополнительной горизонтальной скважине 8 с образованием трещин 9; 9'; … 9ⁿ. Гидроразрыв может быть осуществлен любым известным способом, например описанным в патентах: «Способ гидравлического разрыва пласта в скважине» (патент RU №2358100, МПК 8 E21B 43/26, опубл. в бюл. №16 от 10.06.2009 г.); «Способ гидроразрыва пласта» (патент РФ №2122633, МПК 8 E21B 43/27, опуб. 1998 г.).

В качестве рабочего агента используют газ, содержащийся в газовой залежи 2, который благодаря трещинам 9; 9'; … 9ⁿ, образовавшимся в процессе ГРП, и стволу дополнительной горизонтальной скважины 8 поступает из газовой залежи 3 через непроницаемый пропласток 3 в нефтяную залежь 1, при этом герметизируют устье дополнительной горизонтальной скважины 8.

Газ, попавший в подошву нефтяной залежи 1, растворяется в нефти, что приводит к снижению вязкости нефти и увеличению пластового давления (Р_пл) в нефтяной залежи 1, что, в свою очередь, приводит к увеличению коэффициента вытеснения, поэтому нефть из пород коллекторов, находящихся в подошве нефтяной залежи 1 поднимается вверх и вытесняется сквозь породы и через интервалы перфорации нефть поступает в стволы вертикальных 4; 4'; … 4ⁿ и горизонтальных 5 добывающих скважин, откуда насосами отбирается на поверхность. Кроме того, газ имеет высокие отмывающие способности, а нефть, растворенная в газе, мигрирует в том числе и через плохопроницаемые породы, поскольку газ, растворяясь в нефти, увеличивает ее объем и уменьшает плотность, вязкость и поверхностное натяжение.

По мере выработки запасов нефти из нефтяной залежи 1 в поровых пространствах пород коллекторов образуются пустоты (вследствие вытеснения из них нефти), поэтому происходят прорывы газа в стволы вертикальных 4; 4'; … 4ⁿ и горизонтальных 5 добывающих скважин.

Прорывы газа в стволы вертикальных 4; 4'; … 4ⁿ и горизонтальных 5 добывающих скважин происходят по наиболее проницаемым прослоям после вытеснения из них жидкости (нефти и воды). Для их выявления следят за величиной газового фактора и за химическим составом газа в отбираемой нефти из вертикальных 4; 4'; … 4ⁿ и горизонтальных 5 добывающих скважин.

Для этого периодическим отбором проб любым известным способом, например с помощью глубинных пробоотборников из вертикальных 4; 4'; … 4ⁿ и горизонтальных 5 добывающих скважин, определяют величину газового фактора, проводят анализ химического состава газа в нефти, и при выявлении прорыва газа в вертикальные 4; 4'; … 4ⁿ и горизонтальные 5 добывающие скважины или в одну из них, например в вертикальную добывающую скважину 4, производят закачку вязкой жидкости, например сточной воды или нефти в дополнительную горизонтальную скважину 8, при этом отбор нефти из вертикальных 4; 4'; … 4ⁿ и горизонтальной 5 добывающих скважин продолжают.

Вязкую жидкость закачивают с устья в дополнительную горизонтальную скважину 8, например, по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) (не показано) которые могут быть спущены в дополнительную горизонтальную скважину 8 заранее.

Закачку вязкой жидкости продолжают до тех пор, пока она не заполнит весь объем пустого перового пространства коллектора в нефтяной залежи 1, через который прорвался газ в ствол вертикальной добывающей скважины 4. Вязкая жидкость заполняет поровое пространство коллектора в нефтяной залежи 1, что затрудняет фильтрацию газа в ствол вертикальной добывающей скважины 4.

В процессе закачки вязкой жидкости в дополнительную горизонтальную скважину 8 производят отбор проб нефти из этой вертикальной добывающей скважины 4 и определяют величину газового фактора, а также химический состав газа в нефти и при снижении газового фактора до начального значения (в начальный период разработки нефтяной залежи 1) и отсутствии в составе нефти свободного газа закачку вязкой жидкости в дополнительную горизонтальную скважину прекращают. В дальнейшем периодически, например 1 раз в 30 суток, производят отбор проб из вертикальных 4; 4'; … 4ⁿ и горизонтальных 5 добывающих скважин и определяют величину газового фактора, а также проводят анализ химического состава газа в нефти, и при выявлении прорыва газа в вертикальные 4; 4'; … 4ⁿ и горизонтальную 5 добывающие скважины вышеописанный процесс с закачкой вязкой жидкости в дополнительную нагнетательную скважину повторяют.

Преимущество вязкой жидкости состоит в том, что она обладает вязкостными характеристиками, близкими к добываемой из нефтяной залежи 1 нефти, поэтому это позволяет заместить нефть, высвободившуюся из пор коллектора нефтяной залежи 1 вследствии вымывания ее оттуда газом из газовой залежи 3 вязкой жидкостью, закачиваемой в дополнительную нагнетательную скважину 8 с устья, что позволяет предотвратить поступление свободного газа из газовой залежи в стволы вертикальных 4; 4'; … 4ⁿ и горизонтальной 5 добывающих скважин.

Предложенный способ позволяет снизить финансовые и материальные затраты за счет исключения бурения нескольких горизонтальных скважин путем выполнения гидравлического разрыва пласта (ГРП) из одной дополнительно пробуренной горизонтальной скважины, а также позволяет снизить энергозатраты и исключить привлечение дополнительного оборудования на подготовку ВГС за счет использования газа, находящегося в газовой залежи в качестве вытесняющего агента, что позволяет повысить пластовое давления в нефтяной залежи путем перепускания газа снизу вверх из газовой залежи в нефтяную к забоям добывающих скважин сквозь трещины в залежах, образованных в результате ГРП, и ствол дополнительной горизонтальной скважины, а контроль за состоянием разработки нефтяной залежи производят путем периодического отбора проб добываемой продукции и предотвращения попадания свободного газа в стволы добывающих скважин.