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

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, МПК8 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 Рc - 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 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, МПК8 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, а также снижение энергозатрат и исключение привлечения дополнительного оборудования на подготовку ВГС за счет использования газа, находящегося в залежи, и повышение эффективности за счет увеличения охвата нефтяной залежи газовым воздействием и коэффициента извлечения нефти (КИН), а также без постоянного контроля на устье за температурой рабочего агента, закачиваемого в залежь.

Поставленная задача решается способом разработки залежи нефти, расположенной под 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 нефти из добывающих скважин.

Новым является то, что бурят дополнительную горизонтальную скважину с прохождением ее горизонтального ствола в непроницаемом пропластке между залежами нефти и газа, затем из ее горизонтального ствола бурят разветвления, направленные вверх с выходом в нефтяную залежь и вниз с выходом в газовую залежь, производят гидравлический разрыв в горизонтальном стволе дополнительной горизонтальной скважины в интервале непроницаемого участка с образованием трещин гидравлического разрыва, связывающих нефтяную и газовую залежи между собой, причем в процессе разработки залежи нефти в добывающих скважинах нефтяной залежи производят форсированный отбор продукции, а 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 чертеже изображен предлагаемый способ разработки залежи нефти, расположенной под газовой залежью и отделенной от нее непроницаемым пропластком.

Способ разработки залежи нефти 1, расположенной под 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 нефти осуществляют из вертикальных 4; 4'; …4ⁿ и горизонтальной 5 добывающих скважин.

По мере выработки запасов нефти из нефтяной залежи 1 она истощается и ее последующая разработка становится экономически неэффективной.

С целью извлечения остаточных запасов нефти из нефтяной залежи 1 бурят дополнительную горизонтальную скважину 8 с прохождением ее горизонтального ствола 8' в непроницаемом пропластке 3 между залежами нефти 1 и газа 2.

Затем из ее горизонтального ствола 8' бурят разветвления, направленные вверх 9; 9'; …9ⁿ с выходом в газовую залежь 2 и вниз 10; 10'; …10ⁿ с выходом в нефтяную залежь 1, производят гидравлический разрыв в горизонтальном стволе 8' дополнительной горизонтальной скважины 8 в интервале непроницаемого участка 3 с образованием трещин 11; 11'; …11ⁿ гидравлического разрыва, связывающих нефтяную 1 и газовую 2 залежи между собой.

Гидравлический разрыв 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.).

Запускают нефтяную залежь 1 в разработку. В качестве рабочего агента по вытеснению нефти из нефтяной залежи 1 используют газ газовой залежи 2.

Газ, находящийся в газовой залежи 2 через разветвления 9; 9'; …9ⁿ, направленные вверх, попадает в горизонтальный ствол 8' дополнительной горизонтальной скважины 8 и оттуда через разветвления 10; 10'; …10ⁿ поступает на нефтяную залежь 1, а также газ по трещинам 11; 11'; …11ⁿ, образовавшимся в процессе ГРП, через горизонтальный ствол 8' дополнительной горизонтальной скважины 8 поступает из газовой залежи 2 через непроницаемый пропласток 3 в нефтяную залежь 1, при этом герметизируют устье дополнительной горизонтальной скважины 8. Все это увеличивает охват нефтяной залежи 1 газовым воздействием.

Газ, попавший в кровлю 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 у кровли нефтяной залежи 1, выдавливается газом вниз и вытесняется сквозь породы и через интервалы перфорации нефть поступает в стволы вертикальных 4; 4'; …4ⁿ и горизонтальных 5 добывающих скважин, при этом в этих добывающих скважинах форсированный отбор нефти на 15-20%, т.е. увеличивают объем отбираемой нефти, что увеличивает приток нефти в стволы вертикальных 4; 4'; …4ⁿ и горизонтальных 5 добывающих скважин и, следовательно, приводит к увеличению КИН.

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 порового 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 вследствие 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, а путем разбуривания разветвлений из нагнетательной горизонтальной скважины и выполнения гидравлического разрыва в непроницаемом пропластке с образованием трещин, связывающих газовую и нефтяную залежь между собой, а также позволяет снизить энергозатраты и исключить привлечение дополнительного оборудования на подготовку ВГС за счет использования газа, находящегося в залежи, и повысить эффективность осуществления способа за счет увеличения коэффициента извлечения нефти (КИН), что достигается увеличением охвата нефтяной залежи путем выполнения гидравлического разрыва и разветвлений из горизонтального ствола дополнительной горизонтальной скважины, а также форсированным отбором нефти из нефтяной залежи, что приводит к снижению пластового давления в нефтяной залежи, в качестве рабочего агента используют газ газовой залежи и воду, закачиваемую с устья в нагнетательную разветвленно-горизонтальную скважину с последующим водогазовым воздействием на нефтяную залежи, при этом не требуется закачка ВГС с устья и, соответственно, постоянный контроль на устье скважины за температурой закачиваемой ВГС, причем контроль за состоянием разработки нефтяной залежи производят путем периодического отбора проб добываемой продукции и предотвращения попадания свободного газа в стволы добывающих скважин.