Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ ТЕПЛОВЫМ И ВОДОГАЗОВЫМ ВОЗДЕЙСТВИЕМ В СИСТЕМЕ ВЕРТИКАЛЬНЫХ, ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ И МНОГОЗАБОЙНЫХ СКВАЖИН

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти вертикальными, горизонтальными и многозабойными скважинами с применением методов вытеснения нефти из пласта закачкой теплоносителя и водогазовой смеси.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку водогазовой смеси через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие скважины. Согласно изобретению, в нагнетательных скважинах вскрывают подошвенную часть пласта, закачку водогазовой смеси производят циклически под давлением, превышающим давление раскрытия вертикальных трещин пласта, в качестве водогазовой смеси вначале нагнетают высокодисперсную водогазовую смесь при оптимальном соотношении объемов нагнетания воды и газа, определенном из условия пропорциональности отношения объемов мелких пор ниже среднего размера и крупных пор выше среднего размера в коллекторе, а на конечном этапе нагнетают мелкодисперсную водогазовую смесь, циклическую закачку выполняют изменением давления нагнетания на нагнетательных скважинах, при этом в добывающих скважинах вскрытие и отбор продукции производят по всему разрезу продуктивной части пласта. Дополнительно нагнетание водогазовой смеси чередуют с нагнетанием воды (патент РФ №2326235 E21B 43/20, опубл. 10.06.2008).

Недостатком известного способа является невысокая нефтеотдача, особенно при разработки залежей нефти с повышенной вязкостью.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки нефтяной залежи, подстилаемой водой, заключающийся в разбуривании залежи горизонтальными нагнетательными и добывающими скважинами, закачке в область водонефтяного контакта через нагнетательные скважины мелкодисперсной водогазовой смеси, плотность которой меньше плотности воды в пластовых условиях, а температура выше начальной пластовой температуры и ниже температуры кипения воды при давлении на устье нагнетательной скважины, с одновременным отбором продукции из нефтяной оторочки и водонасыщенного коллектора. Закачку мелкодисперсной водогазовой смеси дополнительно производят в область нефтяной оторочки (патент РФ №2307239 E21B 43/20, E21B 43/24, опубл. 27.09.2007 - прототип).

Недостатком известного способа является невысокая нефтеотдача при разработке залежи нефти горизонтальными скважинами с закачкой нагретой водогазовой смеси. Смесь успевает остыть в процессе движения по стволу горизонтальной скважины, кроме того, происходит прорыв газа, что снижает охват пласта воздействием.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи, снижения вязкости нефти и увеличения коэффициента охвата.

Задача решается тем, что в способе теплового и водогазового воздействия в системе вертикальных, горизонтальных и многозабойных скважин, включающем бурение или выбор уже пробуренных добывающих и нагнетательных скважин на участке нефтяной залежи, бурение боковых горизонтальных стволов или горизонтальных нагнетательных скважин, закачку водогазовой смеси, состоящей из воды и попутного нефтяного газа, через вертикальные нагнетательные скважины, горячей воды через горизонтальные нагнетательные скважины или через боковые горизонтальные стволы и отбор продукции через добывающие скважины, согласно изобретению по данным бурения вертикальных скважин предварительно проводят расчеты оптимальных параметров закачки на тепловой гидродинамической модели, горизонтальные нагнетательные скважины либо боковые горизонтальные стволы бурят параллельно стволам многозабойных или горизонтальных добывающих скважин с расстоянием между стволами не менее 150 м, горизонтальные нагнетательные скважины или боковые горизонтальные стволы оборудуют забойными нагревателями и ведут закачку горячей воды с температурой не менее 95°C на устье и под давлением закачки (0,45-0,85)·P_г, где P_г - вертикальное горное давление пород, в каждую вертикальную нагнетательную скважину ведут закачку водогазовой смеси с расходом

Q_г=V_г/N+Q_в, м³/сут,

где V_г - объем добываемого попутного нефтяного газа с участка в сутки, м³,

N - число вертикальных нагнетательных скважин,

Q_в - расход закачиваемой воды в вертикальные нагнетательные скважины, обеспечивающий 100%-ную текущую компенсацию отбора закачкой на участке, м³/сут.

Дополнительно водогазовую смесь закачивают в вертикальные или горизонтальные скважины циклически, чередуя с закачкой подтоварной воды, для чего устанавливают в месте смешивания газа с водой емкости для сбора газа, период полуцикла Т задают от 1 до 6 месяцев, закачку воды ведут с расходом Q_в, закачку водогазовой смеси - с расходом

Q_вг=(1+T_в)·V_г/(T_вг·N)+Q_в, м³/сут,

где T_вг - продолжительность закачки водогазовой смеси в полуцикле, сут,

T_в - продолжительность закачки воды в полуцикле, сут.

Сущность изобретения

На нефтеотдачу нефтяной залежи, разрабатываемой вертикальными, горизонтальными и многозабойными скважинами, существенное влияние оказывает технология поддержания пластового давления закачиваемым агентом. Существующие технические решения не в полной мере позволяют выполнить данную задачу. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи нефтяной залежи посредствам снижения вязкости нефти и увеличения коэффициента охвата пласта. Задача решается следующим образом.

На фиг.1 приведена в плане схема участка нефтяной залежи с расположенными на ней вертикальными, горизонтальными и многозабойными скважинами с проведением теплового и водогазового воздействия. Принятые обозначения: 1-2 - вертикальные нагнетательные скважины с пробуренными боковыми горизонтальными стволами (БГС), переведенные из добывающих для закачки горячей воды, 3 - вертикальная нагнетательная скважина для закачки водогазовой смеси, 4-6 - вертикальные добывающие скважины, 7 - добывающая многозабойная скважина с горизонтальным окончанием (МЗГС), A - участок нефтяной залежи, разрабатываемый скважинами 1-7, a - расстояние между скважинами 1-7 или их горизонтальными стволами, c - забойные нагреватели, s - расстояние между забойными нагревателями c.

Способ реализуют следующим образом.

Участок нефтяной залежи A (фиг.1), продуктивные пласты которого представлены карбонатными отложениями, вскрыт вертикальными 1-4 добывающими скважинами по редкой сетке.

По данным вертикальных скважин 1-4 строят тепловую гидродинамическую модель, в которой рассчитывают оптимальные параметры закачки, длины горизонтальных стволов и т.д.

Через несколько лет разработки сетку скважин участка залежи A уплотняют, бурят добывающие вертикальные скважины 5-6, многозабойную скважину 7 с двумя горизонтальными стволами, из скважин 1 и 2 проводят боковые горизонтальные стволы, параллельные стволам многозабойной скважины 7. Расстояние между вертикальными скважинами, между вертикальными скважинами и стволами многозабойной скважины, а также между боковыми стволами вертикальных скважин и стволами многозабойной скважины составляет а. Причем расстояние между стволами МЗГС и БГС или горизонтальных скважин должно быть не менее 150 м, что было определено по гидродинамическому моделированию как наиболее оптимальное расстояние для достижения максимальной нефтеотдачи.

Если скважины 1 и 2 отсутствовали, то возможно бурение вместо БГС горизонтальных скважин.

Скважины 1-2 переводят под закачку горячей воды. Горизонтальные боковые стволы оборудуют забойными нагревателями через каждые s метров, в скважины спускают колонны термоизолированных насосно-компрессорных труб, обустраивают. Расстояние s определяют заранее по гидродинамическому моделированию. Ведут закачку горячей воды с температурой не менее 95°C на устье через скважины 1 и 2 в продуктивный пласт залежи A. Забойные нагреватели при давлении закачки (0,45-0,85)·P_г, где P_г - вертикальное горное давление пород, обеспечивают, согласно расчетам, подогрев воды на 40-70% в зависимости от пройденной длины водой в горизонтальном стволе скважины. Этого хватает, согласно моделированию, для эффективного прогрева пласта.

Скважину 3 переводят под закачку водогазовой смеси. Суммарная добыча в сутки попутного нефтяного газа с участка залежи A составляет V_г. Для обеспечения 100% компенсации отбора жидкости закачкой необходим расход воды в скважину 3 в объеме (с учетом закачки в скважины 1 и 2) Q_в.

Далее после обустройства наземного оборудования для осуществления процесса водогазового воздействия в вертикальную нагнетательную скважину 3 ведут закачку водогазовой смеси с расходом

Q_г=V_г/N+Q_в, м³/сут,

где V_г - объем добываемого попутного нефтяного газа с участка в сутки, м³,

N - число вертикальных нагнетательных скважин (на фиг.1 представлена только одна скважина),

Q_в - расход закачиваемой воды в вертикальные нагнетательные скважины, обеспечивающий 100%-ную текущую компенсацию отбора закачкой на участке A, м³/сут.

Воду смешивают с попутным нефтяным газом посредством диспергатора, установленного на кустовой насосной станции, и транспортируют по водоводам до нагнетательной скважины 3.

Закачка горячей воды в боковые горизонтальные стволы скважин 1 и 2 обеспечивает прогрев межскважинного пространства. Температурный фронт доходит до стволов многозабойной горизонтальной скважины 7 за 1 год, который фиксируют по увеличению температуры добываемой продукции. Разогрев пласта приводит к снижению вязкости нефти от 2 до 15 раз, дебит скважины 1 увеличивается соответственно пропорционально.

Закачка водогазовой смеси в скважину 3 повышает охват пласта вытеснением, частично снижает вязкость и соответственно увеличивает дебиты скважин 4-7.

Закачку водогазовой смеси, особенно при низком газовом факторе, возможно вести в вертикальные или горизонтальные скважины циклически, чередуя с закачкой подтоварной воды. Для этого устанавливают в месте смешивания газа с водой емкости для сбора газа. Период полуцикла Т задают, согласно моделированию с достижением максимальной нефтеотдачи, от 1 до 6 месяцев, закачку воды ведут с расходом Q_в, закачку водогазовой смеси - с расходом

Q_вг=(1+T_в)·V_г/(T_вг·N)+Q_в, м³/сут,

где Т_вг - продолжительность закачки водогазовой смеси в полуцикле, сут,

T_в - продолжительность закачки воды в полуцикле, сут.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка.

Результатом внедрения данного способа является повышение степени нефтеизвлечения, снижение вязкости нефти и увеличение охвата пласта.

Примеры конкретного выполнения способа

Пример 1. Участок нефтяной залежи A (фиг.1), продуктивные пласты которого представлены карбонатными отложениями, вскрыт вертикальными 1-4 добывающими скважинами с расстоянием между скважинами 400-500 м.

Параметры пласта участка залежи A следующие: глубина 950 м, начальное пластовое давление - 7,8 МПа, начальная пластовая температура - 20°C, проницаемость - 193 мД, пористость - 0,13, вязкость нефти в пластовых условиях - 435 мПа·с, толщина пласта - 12 м, газовый фактор Г=10 м³/т.

По данным вертикальных скважин 1-4 строят тепловую гидродинамическую модель, в которой рассчитывают оптимальные параметры закачки, длины горизонтальных стволов и т.д.

Через 5 лет разработки сетку скважин участка залежи A уплотняют, бурят добывающие вертикальные скважины 5-6, многозабойную скважину 7 с двумя горизонтальными стволами, из скважин 1 и 2 проводят боковые горизонтальные стволы, параллельные стволам многозабойной скважины 7. Расстояние между вертикальными скважинами, между вертикальными скважинами и стволами многозабойной скважины, а также между боковыми стволами вертикальных скважин и стволами многозабойной скважины составляет a=200-250 м.

Скважины 1-2 переводят под закачку горячей воды. Горизонтальные боковые стволы оборудуют забойными нагревателями через каждые s=50 м и спускают колонны термоизолированных насосно-компрессорных труб, обустраивают. Забойные нагреватели в рабочем состоянии имеют температуру 200°C. Ведут закачку горячей воды с температурой 95°C на устье через скважины 1 и 2 в продуктивный пласт залежи A. К моменту прихода горячей воды с устья к забою скважины температура воды снижается до 50-60°C. Забойные нагреватели при заданном расходе воды Q₃=100 м³/сут и давлении закачки 0,45·P_г=0,45·22,4=10,1 МПа обеспечивают, согласно расчетам, подогрев воды до 90-120°C (в зависимости от пройденной длины водой в горизонтальном стволе скважины).

Скважину 3 переводят под закачку водогазовой смеси. Суммарный дебит добывающих скважин 4-7 по нефти с участка залежи A составил 28 т/сут, что обеспечивает отбор попутно добываемого газа в объеме V_г=28·10=280 м³ в сутки. Также для обеспечения 100% компенсации отбора жидкости закачкой необходим расход воды в скважину 3 в объеме (с учетом закачки в скважины 1 и 2) Q_в=20 м³/сут.

Далее, после обустройства наземного оборудования для осуществления процесса водогазового воздействия в вертикальную нагнетательную скважину 3 ведут закачку водогазовой смеси с расходом Q_вг=V_г/N+Q_в=280/1+20=300 м³/сут. Воду смешивают с попутным нефтяным газом посредством диспергатора, установленного на кустовой насосной станции, и транспортируют по водоводам до нагнетательной скважины 3.

Закачка горячей воды в боковые горизонтальные стволы скважин 1 и 2 обеспечивает прогрев межскважинного пространства. Температурный фронт доходит до стволов многозабойной горизонтальной скважины 7 за 1 год, который фиксируют по увеличению температуры добываемой продукции. Разогрев пласта приводит к снижению вязкости нефти от 2 до 15 раз, дебит скважины 1 увеличивается соответственно пропорционально.

Закачка водогазовой смеси в скважину 3 повышает охват пласта вытеснением, частично снижает вязкость и соответственно увеличивает дебиты скважин 4-7.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка.

Пример 2. Выполняют, как пример 1. Вместо одной многозабойной скважины 7 с горизонтальным окончанием пробурено две горизонтальных. Водогазовую смесь закачивают циклически, чередуя с закачкой подтоварной воды, для чего устанавливают в месте смешивания газа с водой емкости для сбора газа. Период полуцикла составляет для закачки воды T_в=60 суток, для закачки водогазовой смеси T_вг=45 суток.

Закачку воды ведут с расходом Q_в=20 м³/сут под давлением закачки 0,85·P_г=0,85·22,4=19,0 МПа.

Закачку водогазовой смеси ведут с расходом Q_г=(1+T_в)·V_г/(T_вг·N)+Q_в=(1+60)·280/(45·1)+20=732 м³/сут.

В результате за время разработки, которое ограничили обводнением добывающих скважин до 98%, либо достижением минимально рентабельного дебита нефти по скважине 0,5 т/сут, было добыто с участка 663,6 тыс.т нефти, коэффициент извлечения нефти составил 0,316. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 543,9 тыс.т нефти, коэффициент извлечения нефти составил 0,259. Прирост коэффициента извлечения нефти по предлагаемому способу составил 0,057.

Предлагаемый способ за счет снижения вязкости нефти и повышения охвата пласта позволяет увеличить нефтеотдачу продуктивного пласта.