СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 2000 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к разработке нефтегазовой залежи и может быть применено для добычи нефти при вытеснении нефти как газом газовой шапки, так и водой законтурной области.

Известен способ разработки газонефтяного месторождения путем бескомпрессорного водогазового воздействия с использованием нефтяного жирного газа [Мамлеев Р.Ш., Лембумба М.А., Гриценко А.Н., Матвеев Н.И. О новой технологии бескомпрессорного совместного водогазового воздействия //Нефтяное хозяйство. -1994, N 11/12.-С.71-73]. В основу способа положена схема водогазового воздействия с вертикальным и горизонтальным вытеснением нефти, с подключением в разработку остаточных запасов базовой части пласта.

Способ предусматривает одновременную закачку воды и нефтяного газа в нефтяные пласты с применением гидроструйных насосов и струйных эжекторов для совместной закачки газа и воды.

Недостатком известного способа является невозможность создания равномерного фронта вытеснения нефти из-за неоднородности строения продуктивного горизонта, имеющего различные пористость и проницаемость по площади месторождения. По этой причине возможно прогрессирующее обводнение скважин или переход их на работу газом, оставление целиков нефти в продуктивном коллекторе и снижение нефтеотдачи пласта.

Известен способ разработки нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления и вытеснения нефти к эксплуатационным скважинам путем нагнетания углеводородного растворителя в газовую шапку [Ермолинская И.А. Анализ разработки нефтяного месторождения Голден-Спайк //Нефтяное хозяйство.-1979.-N 3.-С. 71-74].

Растворитель получали из пластовой нефти, выделяя из нее легкие фракции, а затем дегазированную нефть вновь закачивали в пласт через нагнетательные скважины, расположенные на своде структуры по центру залежи, в зону газонефтяного контакта.

Недостатками известного способа являются оставление закаченного растворителя в изолированных пропластках, значительного различающихся по характеру слагающих их пород и пористости, а также дисперсия растворителя в газовой шапке, что приводит к полному исчезновению растворителя. Для продолжения разработки месторождения в этих условиях требуется бурение дополнительных нагнетательных скважин, что увеличивает затраты на добычу нефти.

Известен способ разработки нефтегазовой залежи, заключающийся в создании барьера между нефтяной и газовой частями (Способ разработки нефтегазовой залежи. Авт. свид. N 2018640, E 21 B 43/20). Перед тем как создать непроницаемую перегородку, добывают нефть из нефтяной части залежи до уменьшения толщины нефтяной части. Водяную перегородку создают путем закачки воды через дополнительную перфорацию нагнетательных скважин газовой части залежи в зоны выше первоначального газонефтяного контакта, одновременно закачивают газ в газовую часть залежи и отбирают газ и нефть.

Основным недостатком способа является невозможность создания сплошной непроницаемой перегородки из воды на границе раздела нефть-газ вследствие перетока воды, имеющей повышенную плотность по сравнению с плотностью добываемой нефти, в подошву пласта по вертикальным и субвертикальным трещинам и разломам, которые всегда имеются в массивной нефтегазовой залежи.

Известен способ разработки нефтяного пласта по авт. свид. N 1677273, E 21 B 43/20, 43/24. Способ включает поинтервальную перфорацию продуктивного разреза, установку пакеров в скважине и перегородок в пласте между перфорированными интервалами, закачку в один из перфорированных интервалов вытесняющего агента и отбор продукции из другого интервала. В качестве перегородки используют эластичную или высоковязкую в пластовых условиях жидкость, которую закачивают в пласт одновременно с вытесняющим агентом, создавая в призабойной зоне непроницаемую перегородку c минимальными размерами, а затем путем циркуляции вокруг нее отбирается нефть из активной зоны, охватываемой вытеснением. По мере отбора нефти размеры перегородки увеличивают, продолжая циркуляцию вытесняющего агента между верхним и нижним интервалами пласта в обход непроницаемой перегородки. Процесс может осуществляться либо непрерывной подачей в средний интервал пласта эластичной жидкости, либо периодически по мере выработки запасов в сформировавшейся активной зоне, для чего вводят определенную порцию высоковязкой жидкости и продолжают циркуляцию вытесняющего агента, либо закачку этой жидкости ведут с различным темпом. Управляя размерами непроницаемой перегородки, устанавливают режим, при которoм исключается гидравлический разрыв пласта и разрушение непроницаемой перегородки.

Основным недостатком известного способа является то, что при закачке в пласт высоковязкой жидкости (особенно в случае низкопроницаемого коллектора) могут возникнуть осложнения, связанные с повышением давления выше давления гидроразрыва пласта или допустимого по техническим условиям обсадной колонны или применяемого оборудования при потере подвижности используемой высоковязкой жидкости. Восстановление подвижности этой жидкости, попавшей в пласт, путем периодической закачки теплоносителя в глубокозалегающие пласты не может быть эффективным в связи с тем, что нагретый теплоноситель будет охлаждаться по мере продвижения от устья до зоны перфорации за счет теплообмена в стволе скважины.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ разработки нефтегазовых залежей по патенту N 2027848, E 21 В 43/20. Способ включает разбуривание залежи сеткой скважин, создание в добывающей скважине до начала эксплуатации непроницаемого экрана в области газонефтяного контакта, отбор жидкости в области нефтенасыщенности и закачку агента в газонасыщенную часть залежи, для чего по каждой добывающей скважине предварительно определяют проницаемость коллектора и его анизотропию. Закачку гелеобразующего раствора с временем гелеобразования и вязкостью после гелеобразования осуществляют в зависимости от проницаемости коллектора и размещают по нижней границе в интервале ГНК до места отбора жидкости при условии невымываемости образованного геля при отборе жидкости, а в качестве агента в газонасыщенную часть залежи закачивают воду и создают водяной барьер над созданным непроницаемым экраном с интенсивностью закачки не меньше интенсивности отбора жидкости. Закачку воды осуществляют до завершения процесса гелеобразования, и закачивают воду через те же перфорационные отверстия, через которые осуществляли закачку гелеобразующего раствора. Создаваемый экран препятствует "опусканию", прорыву закачиваемой воды в призабойные зоны добывающих скважин, т.е. экран из гелеобразующего раствора препятствует поступлению воды, а не газа, как это было принято в известных технических решениях. Таким образом, водяной барьер препятствует поступлению газа к забою скважины, а экран не пропускает воду в интервал добычи нефти. Операции добычи и нагнетания ведут одновременно в одной скважине.

Основным недостатком известного способа является то, что в качестве вытесняющего агента применяют воду, которая после установления непроницаемой перегородки может прорваться по наиболее проницаемому каналу в нижнюю зону перфорации и обводнить скважину, и газ газовой шапки, обойдя экран снова, попадет к забою скважины.

Цель изобретения - повышение коэффициента нефтеизвлечения при разработке нефтегазовых месторождений и сокращение затрат на добычу нефти.

Предлагаемый способ включает установку съемного пакера над интервалом перфорации, перфорацию эксплуатационной колонны над пакером в газовой зоне залежи, создание непроницаемой перегородки вокруг скважины из высоковязкой в пластовых условиях жидкости и вытеснение высоковязкой жидкости в пласт. Отличается предлагаемый способ следующим.

Эксплуатационную колонну последовательно и поинтервально перфорируют от пакера до кровли залежи. Для каждого интервала определяют приемистость скважины, по которой устанавливают темп нагнетания воды и утяжеленного бурового раствора повышенной вязкости, а затем создают непроницаемую перегородку вокруг ствола добывающей скважины путем нагнетания в интервал перфорации последовательно порции утяжеленного раствора и воды, при этом при вытеснении последней порции утяжеленного раствора водой из скважины в пласт не допускают превышения начального пластового давления более чем на 10%. Непроницаемую перегородку создают по вертикали и горизонтали вокруг ствола скважины от кровли пласта до нефтенасыщенной зоны. Каждый интервал перфорации эксплуатационной колонны для нагнетания утяжеленного бурового раствора и воды выбирают в зависимости от толщины этажа газоносности и анизотропии пласта.

При вытеснении порций утяжеленного бурового раствора водой он будет отдаляться от оси скважины в газовую зону пласта и частично опускаться вниз под действием сил гравитации.

Перед проведением работ по нагнетанию двух жидкостей на скважине проводят испытания на приемистость воды. По данным испытания выбирают плотность утяжеленного раствора, определяют темп нагнетания и предельное давление нагнетания на устье скважины исходя из условия непревышения начального пластового давления во избежаниe гидроразрыва горных пород. Затем осуществляют последовательную закачку порций утяжеленного раствора и воды. После завершения процесса нагнетания порций утяжеленного раствора и воды перфорируют вторую вышележащую зону и снова проделывают те же работы на скважине до тех пор, пока не будет создана непроницаемая перегородка по вертикали и горизонтали вокруг ствола от кровли до нефтенасыщенной зоны.

После проведения изоляционных работ скважину пускают в работу через нижний интервал перфорации после съема пакера.

При этом газ газовой шапки будет оттеснять нефть к нижней зоне перфорации на большом удалении от ствола скважины при меньших градиентах давления, которые существовали при образовании обращенного конуса вокруг ствола скважины.

Пример.

Нефтяное месторождение с газовой шапкой массивного типа разрабатывалось на режиме истощения пластовой энергии с подпором краевых вод. Добычу нефти осуществляли из верхнемеловых отложений, имеющих порово-трещиноватый коллектор. Начальное пластовое давление было аномально высоким и составляло 63 МПа на глубине 4300 м, а текущее пластовое давление было равно 43 МПа. На месторождении по проекту разработки были размещены скважины по треугольной сетке. При разработке месторождения скважины, расположенные в купольной зоне, из-за образования обращенных конусов перешли на работу газом, в то время как близлежащие скважины продолжали работать одной нефтью.

В этих условиях было принято решение о создании непроницаемой перегородки вокруг стволов скважин в газовой шапке путем последовательной закачки двух жидкостей - воды и утяжеленного бурового раствора повышенной плотности. На чертеже показана последовательность операций по установке непроницаемой перегородки. На одной из скважин, расположенной в оводовой части залежи, установили съемный пакер 1 непосредственно над зоной перфорации эксплуатационной колонны в нефтенасыщенной зоне 2. Затем выше пакера была произведена перфорация колонны против газовой шапки в интервале 4290-4270 м и проведены испытания на приемистость. Скважина принимала воду с расходом до 15 л/с при конечном давлении на устье 0,12 МПа. Данные исследования по скважине представлены в таблице.

По данным, приведенным в таблице, видно, что при репрессии на пласт свыше 3 МПа расход воды увеличивается незначительно, поэтому было решено ограничиться расходом воды 0,012 м³/с.

Исходя из условия равенства гидравлических сопротивлений при нагнетании воды и утяжеленного раствора при одной и той же репрессии на пласт, равной 3 МПа, была выбрана производительность насосов по воде, равная 0,012 м³/с, а для бурового раствора - 0,006 м³/с.

Затем исходя из величины начального пластового давления был определен объем порции утяжеленного бурового раствора при его однократной закачке и продавке водой в пласт по формуле
V = S • h, (1)
где S - площадь сечения насосно-компрессорных труб, спущенных в скважину;
h - высота столба утяжеленного бурового раствора при закачке его в скважину.

Зная начальное пластовое давление, можно определить высоту столба бурового раствора из формулы
P_пл= P_ст1+P_ст2+ΔP, (2)
где P_ст1= ρ_ур•g•h - статическое давление столба утяжеленного раствора;
g - ускорение свободного падения;
P_ст2= ρ_в•g•(H-h) - гидростатическое давление столба воды в скважине;
H - расстояние от устья скважины до зоны перфорации, Н = 4120 м.

После подстановки P_ст1 и Р_ст2 в формулу (2) была определена высота столба порции утяжеленного раствора

При принятых значениях плотностей утяжеленного бурового раствора и воды и известном начальном пластовом давлении величина h равна 1880 м. Для насосно-компрессорных труб с внутренним диаметром 0,076 м площадь поперечного сечения S = 0.0045 м². Объем порции утяжеленного раствора), рассчитанный по формуле (1), равен 8,5 м³.

Исходя из условия непревышения начального пластового давления приступили к периодической закачке в скважину порций утяжеленного раствора плотностью 2000 кг/м³ и объемами по 8,5 м³ и продавке его водой в пласт. После закачки 290 м³ утяжеленного раствора и 350 м³ воды поднялось давление на устье скважины до 1,2 МПа, после чего дальнейшее нагнетание воды прекратили. Увеличение давления нагнетания до 1,2 МПа свидетельствовало об увеличении фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне пласта за счет кольматации порово-трещиноватого коллектора утяжеленным буровым раствором. Суммарный объем закачанной воды и утяжеленного бурового раствора составил 625 м³. В призабойной зоне пласта в газовой шапке было восстановлено начальное пластовое давление.

Открыли устье скважины. В течение 10 суток признаков газонефтепроявлений не наблюдалось. Таким образом была создана первая непроницаемая перегородка 3 вокруг ствола добывающей скважины в первом интервале перфорации 4, через который пластовый газ не мог уже преодолеть эту перегородку. Провели очередную перфорацию эксплуатационной колонны 5 с глубины 4270 м до кровли продуктивного горизонта 4240 м и, выполнив аналогичные работы по закачке утяжеленного бурового раствора в скважину по вышеизложенной технологии, установили следующую непроницаемую перегородку 6. После получения положительного результата осуществили съем пакера и приступили к освоению нижней нефтенасыщенной зоны 2 через штуцер диаметром 4 мм. Дебит скважины по нефти был восстановлен до начального, определенного до момента прорыва газа в скважину. Аналогичные операции были проделаны и на других скважинах, перешедших на работу газом. После проведения этих работ дебиты скважин по нефти были также восстановлены.

Использование предлагаемого способа создает возможность продлить разработку нефтяной оторочки залежи и повысить коэффициент нефтеизвлечения при сокращении затрат на добычу нефти.

Изобретение относится к разработке нефтегазовой залежи и может быть применено для добычи нефти при вытеснении нефти как газом газовой шапки, так и водой законтурной области. Обеспечивает повышение коэффициента нефтеизвлечения и сокращение затрат на добычу нефти. Сущность изобретения: эксплуатационную колонну последовательно поинтервально перфорируют от пакера до кровли залежи. Для каждого интервала определяют приемистость скважины, по которой устанавливают темп нагнетания воды и утяжеленного бурового раствора повышенной плотности. Затем закачивают в интервал перфорации последовательно порции утяжеленного раствора и воды. Создают вокруг стволов добывающих скважин непроницаемую перегородку. При этом не допускают превышения начального пластового давления более чем на 10% при выдавливании последней порции утяжеленного раствора водой из скважины в пласт. 2 з.п. ф-лы, 1 табл., 1 ил.

1. Способ разработки нефтегазовой залежи, включающий перфорацию эксплуатационной колонны, создание непроницаемой перегородки вокруг скважины из высоковязкой в пластовых условиях жидкости и вытеснение высоковязкой жидкости в пласт, отличающийся тем, что последовательно и поинтервально перфорируют эксплуатационную колонну, устанавливают пакер и перфорируют колонну от пакера до кровли залежи, для каждого интервала определяют приемистость скважины, по которой устанавливают темп нагнетания воды и утяжеленного бурового раствора повышенной вязкости, а затем создают непроницаемую перегородку вокруг ствола добывающей скважины путем нагнетания в интервал перфорации последовательно порции утяжеленного раствора и воды, при этом при вытеснении последней порции утяжеленного раствора водой из скважины в пласт не допускают превышения начального пластового давления более чем на 10%. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что непроницаемую перегородку создают по вертикали и горизонтали вокруг ствола скважины от кровли пласта до нефтенасыщенной зоны. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что каждый интервал перфорации эксплуатационной колонны для нагнетания утяжеленного бурового раствора и воды выбирают в зависимости от высоты этажа газоносности и анизотропии пласта.