Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ СКВАЖИННОЙ РАЗРАБОТКИ УЧАСТКА НЕФТЯНОГО ПЛАСТА

Изобретение относится к технологиям разработки нефтяных пластов с помощью нефтедобывающих и нагнетательных скважин. Разработанный способ может быть использован на нефтяных месторождениях, где добыча нефти из пластов ведется методом вытеснения нефти закачиваемым агентом, в частности - водой.

Разработка нефтяного пласта путем вытеснения нефти водой из порового пространства ведется на большинстве нефтяных месторождений России и на многих месторождениях мира. Обычно в нагнетательные скважины через колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) закачивают воду или другой вытесняющий агент, а из других скважин - нефтедобывающих - добывают нефть приемлемым способом: фонтанным или механизированным способом. Таким образом, для эффективной разработки участка нефтяного пласта необходимо минимум две скважины - нагнетательная скважина и добывающая. Такая очаговая система разработки нефтяного пласта в доступной форме описана в книге группы авторов: Сборник задач по разработке нефтяных месторождений: Учеб. пособие для вузов / Ю.П. Желтов, И.Н. Стрижов, А.Б. Золотухин, В.М. Зайцев - М.: Недра, 1985. - 296 с. (на стр. 76). Схемы расположения добывающих и нагнетательных скважин в объеме нефтяного пласта приведены на страницах 90-91 источника: Справочная книга по добыче нефти. Под ред. д-ра техн. наук Ш.К. Гиматудинова. - М.: Недра, 1974. - 704 с. Эти схемы показывают, что соотношение количества нагнетательных скважин к нефтедобывающим в зависимости от системы заводнения может самым разным, но все системы объединяет постулат о том, что разработка нефтяного пласта (объекта разработки) основана на наличии на объекте разработки нагнетательных и добывающих скважин.

Скважины с горизонтальным окончанием ствола (ГС) в продуктивном пласте (как правило, выполненным в виде перфорированного хвостовика) имеют дебит по нефти в два и более раз выше, чем традиционные вертикальные скважины, поэтому многие нефтяные компании строят их для интенсификации разработки нефтяных пластов. В статье ученых нефтяников республики Татарстан приведен пример размещения ГС в трехрядной системе разработки объекта нефтедобычи (стр. 208 сборника статей: Приоритетные методы увеличения нефтеотдачи пластов и роль супертехнологий. Труды научно-практической конференции, посвященной 50-летию открытия девонской нефти Ромашкинского месторождения. - Казань: Новое Знание, 1998. - 360 с.). По схеме видно, что между двумя линейно расположенными цепочками (последовательностями) нагнетательных скважин расположены три ряда нефтедобывающих скважин, некоторые из которых выполнены в горизонтальном исполнении. Из этой схемы следует, что в нефтяном пласте радиальная фильтрация жидкости сопряжена с плоско-параллельной фильтрацией. Однако при такой геометрии фильтрационных потоков неизбежно образование застойных зон значительных размеров, невовлеченных в разработку.

Наиболее близким по достигнутому техническому результату и сущности заявляемого изобретения является способ разработки нефтяной залежи по патенту РФ на изобретение №2524580 (опубл. 27.07.2014), по которому организуется линейная фильтрация нефти от горизонтальной нагнетательной скважины к аналогичной горизонтальной части нефтедобывающей скважины, расположенной на расстоянии не менее 150 м. Такая схема эксплуатации участка нефтяной залежи практически исключает образование застойных зон. Недостатком взятой в качестве прототипа технологии является сложность в ее осуществлении, объясняемая необходимостью бурения двух горизонтальных скважин - нагнетательной и добывающей.

Технической задачей по изобретению является организация в ограниченной зоне пласта плоско-параллельной фильтрации пластовой жидкости с помощью одной скважины с тем, чтобы исключить возможность образования застойных зон.

Поставленная задача выполняется тем, что по способу скважинной разработки участка нефтяного пласта, который состоит в закачке в пласт вытесняющего агента и отборе пластовой нефти, строят скважину, в которой горизонтальная часть обсадной колонны расположена непосредственно в участке нефтяного пласта с однородными свойствами и имеет «С»-образный вид, в котором последовательно первый и третий участки обсадной колонны (ОК) имеют одинаковую длину и необходимую плотность перфорационных отверстий и расположены параллельно друг другу, а второй участок их соединяет в единую обсадную колонну, причем пространство между ОК второго участка и горной породой пласта заполняют цементным раствором, в скважину спускают колонну насосно-компрессорных или колтюбинговых труб до границы второго и третьего участков ОК, а кольцевое пространство в этой граничной зоне между ОК и данной колонной труб герметизируют с помощью пакера, на участке нефтяного пласта организуют плоско-параллельную фильтрацию вытесняющего агента и пластовой нефти путем закачки вытесняющего агента в пласт с помощью колонны НКТ или колтюбинговой трубы через перфорационные отверстия конечного - третьего горизонтального участка обсадной колонны, а отбор нефти из пласта производят через перфорационные отверстия первого горизонтального участка обсадной колонны с помощью фонтанной или механизированной эксплуатации скважины, при которых подъем нефти до устья осуществляется по кольцевому - межтрубному пространству скважины. Для организации наблюдения в режиме реального времени за закачкой вытесняющего агента и отбором пластовой нефти скважину в зонах первого и третьего участков оборудуют датчиками давления и температуры.

Схема участка нефтяного пласта приведена на рисунке, где цифрами обозначены: 1 - горизонтальный участок обсадной колонны для отбора нефти, 3 - горизонтальный участок ОК для закачки вытесняющего агента, 2 - участок ОК, соединяющий участки ОК 1 и 3, 4 - вертикальный участок ОК, 5 - колонна для нагнетания вытесняющего агента (ВА), 6 - пакер, 7 - цементный камень, 8 - направление движения вытесняющего агента, 9 - направление движения нефти по межтрубному пространству скважины, 10 - участок нефтяного пласта.

Подготовка к разработке и собственно разработка участка нефтяного пласта выполняется в следующем порядке.

1. В продуктивном нефтяном пласте выбирается участок пласта с хорошей выдержанностью и высокой однородностью по пористости и проницаемости пласта.

2. Буровой организацией строится одна скважина с горизонтальным окончанием в нефтяном пласте (далее ГС), которая состоит из трех частей: первая (начальная, позиция 1 по рисунку) и третья (конечная, позиция 3) части имеют одинаковую длину и расположены в нефтяном пласте на необходимом расстоянии и параллельно друг другу, а вторая часть (промежуточная, позиция 2) их соединяет.

3. Осуществляется поинтервальная закачка в кольцевое пространство между ОК и горной породой цементного или аналогичного по свойствам раствора в горизонтальный промежуточный участок 2 обсадной колонны и в вертикальный участок 4 обсадной колонны.

4. В скважину спускают до границы второй и третьей участков ОК нагнетательную колонну 5 из труб меньшего диаметра, чем обсадная колонна, а кольцевое пространство в нижней части нагнетательной линии герметизируют пакером 6.

5. В нагнетательную колонну 5 закачивают под давлением вытесняющий агент, например сточную воду. Эта вода попадает в перфорированный конечный участок обсадной колонны (позиция 3) и далее - в нефтяной пласт.

6. Благодаря повышенному давлению в зоне конечного участка ОК и пониженному давлению в зоне первого участка ОК на рассматриваемом участке нефтяного пласта организуется плоско-параллельная фильтрация пластовой нефти и вытесняющего агента.

7. Нефть через перфорационные отверстия первого участка обсадной колонны поступает в полость скважины и поднимается до устья скважины одним из экономически приемлемых способов.

Разработка участка пласта по предложенному способу позволяет получить в сравнении с прототипом положительный технический результат - участок пласта эффективно эксплуатируется одной многофункциональной скважиной, горизонтальная часть которой состоит как из нагнетательной, так и из нефтедобывающей частей. Положительные стороны достигаемого технического результата состоят из экономии финансовых средств на строительство и дальнейшую эксплуатацию скважинной добычи нефти. На наш взгляд, новым в предложенной конструкции скважины, подземного оборудования и обслуживания скважины является и то, что в одной скважине можно будет в режиме реального времени наблюдать и фиксировать характеристики таких процессов, как закачка вытесняющего агента, так и отбор пластовой нефти. В частности, оборудование скважины в зоне участков обсадной колонны 1 и 3 датчиками давления и температуры даст возможность судить о степени равномерности закачки и отбора жидкости в перфорированных участках ОК, а также судить о степени гидродинамической связи участков пласта, находящихся в зонах обсадной колонны, ответственных за закачку и отбор жидкости. Если в прототипе для достижения этой цели необходимо проводить спускоподъемные операции в двух скважинах: возмущающей и реагирующей, то в предложенной скважине можно получить искомые результаты за один спуск и подъем комплексного исследовательского прибора или нескольких измерительных приборов на одном геофизическом кабеле или колтюбинговой трубе соответствующего диаметра.