СПОСОБ ПОИСКА И ДОБЫЧИ НЕФТИ Российский патент 2014 года по МПК E21B43/00 G01V11/00 

Изобретение относится к области нефтяной промышленности, а более конкретно к группе способов поиска и добычи нефти.

Известны традиционные способы поиска и добычи нефти из ловушек нефтяных залежей, включающие в себя выявление этих ловушек геолого-геофизическими методами, бурение скважины до глубин, предполагающих пересечение нефтеносных горизонтов, спуск обсадной колонны, ее цементирование и вызов притока, с последующей добычей нефти из продуктивных слоев (Спутник нефтегазопромыслового геолога: Справочник /Под ред. И.П.Чаловского. - М.: Недра, 1989, 376 с.). Однако процесс рентабельной добычи нефти из залежи, как правило, осуществляется ограниченное время и на поздней стадии требует применения мер по повышению нефтеотдачи.

Современные технологии добычи нефти на поздней стадии разработки связаны с закачкой больших объемов воды с целью вытеснения нефти из пласта-коллектора в добывающую скважину. Закачиваемая вода, во-первых, повышает пластовое давление, во-вторых, сильно усложняет процесс добычи и снижает его рентабельность (Шустеф И.Н. Геологические основы технологических решений в разработке нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1988, 199 с.).

Известны также способы добычи нефти с использованием горизонтальных и многоствольных скважин с горизонтальными ответвлениями, проходящими непосредственно по нефтяному пласту. В этом случае полезная протяженность скважин в продуктивном пласте и, следовательно, зона дренирования (поверхность фильтрации) возрастает, в результате чего значительно увеличивается дебит скважин (Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению. В 2-х томах. Том 1. - М.: Недра, 1985, с.11).

Этот способ значительно повышает производительность скважины, однако, он также ориентирован на добычу нефти из ловушки.

Принципиально изменившим идеологические подходы к добыче нефти и наиболее близким по технической сущности является способ добычи, основанный на концепции о том, что каждое нефтяное месторождение состоит из собственно ловушки, глубинного резервуара (как основного поставщика углеводородных флюидов) и нефтеподводящего канала (НПК), связывающего глубинный резервуар с ловушкой (патент РФ №2204700, заявл. 16.05.2002 г., опубл. 20.05.2003). В этом способе предлагается проводить добычу нефти непосредственно из нефтеподводящего канала. Для этого необходимо установить положение нефтеподводящего канала, изолировать его от залежей и извлекать нефть из него непосредственно. В этом способе предварительно определяют положение нефтеподводящего канала, затем бурят скважину до горизонтов, подстилающих нефтеносные пласты, или поверхности кристаллического фундамента. По окружности от забоя основной скважины ниже подошвы нефтенасыщенного пласта бурят горизонтальные скважины, через которые закачивают изолирующее вещество, затем скважину углубляют, после чего проводят ее испытание. Положение нефтеподводящего канала определяют по предварительно проведенным промысловым исследованиям скважин, добывающих нефть из продуктивных горизонтов осадочного чехла, а также по предварительно проведенным геофизическим исследованиям осадочного чехла. Однако в данном способе не описывается конкретная технология поиска и локализации нефтеподводящих каналов, а их вскрытие вертикальными скважинами трудно осуществить в практике работ.

Последние геолого-геофизические исследования показали, что нефтеподводящие каналы субвертикальны в верхней части земной коры и, являясь частью тектонических нарушений, представляют собой линейные или, по крайней мере, существенно не изометричные (в плане) структуры. Их протяженность по горизонтали может измеряться сотнями метров, километрами или десятками километров, в то время как их толщина (опять же по горизонтали) может быть в десятки и сотни раз меньше и исчисляться от первых километров до первых метров. Понятно, что точная локализация таких объектов сейсморазведкой сопряжена со значительными трудностями: если сам факт наличия канала и его простирание сейсморазведкой определяется без особых проблем, то погрешность определения толщины этого канала и его положения вкрест простирания из-за физических ограничений сейсмического метода будут значительны. Вследствие этого целенаправленное вскрытие нефтеподводящих каналов поисковыми (вертикальными) скважинами сопряжено с большими трудностями и практически трудно осуществимо.

Для повышения эффективности нефтегазопоисковых работ был предложен «Способ поисков месторождений нефти и газа» (заявл 29.12.2010, заявка №2010154063 с положительным решением от 02.03.2012 г.), базирующийся на выявлении и локализации нефтеподводящих каналов и глубинных резервуаров. Способ заключается в проведении сейсморазведки МОГТ в суперглубинной модификации, по которой осуществляют прогнозирование глубинных резервуаров (очагов генерации углеводородов) и нефтеподводящих каналов, проведении исследований площадной сейсморазведкой МОГТ в варианте 2D или 3D для трассирования нефтеподводящих каналов, выявлении степени активности нефтеподводящего канала, для чего на территории выхода нефтеподводящего канала изучают нестабильность гравитационного поля (НГП) путем проведения разновременных гравиметрических наблюдений на закрепленных на местности пунктах, и определении на каждом из них изменений гравитационного поля во времени и, при наличии участков повышенной нестабильности гравитационного поля во времени, последующем бурении. Для целенаправленного вскрытия НПК гравиметрические наблюдения НГП осуществляют по профилям, пересекающим выделенные сейсморазведкой каналы, а затем вкрест простирания активного канала (каналов) или в диапазоне углов 60-120 градусов бурят горизонтальную скважину. При этом горизонтальная скважина играет поисковую роль: по результатам проведенных в ней промыслово-геофизических и геолого-технологических исследований производится точная локализация нефтеподводящих каналов.

Предложенная в вышеназванном способе технология поиска и локализации нефтеподводящих каналов создает основу для реализации в практике работ принципиально нового идеологического подхода к добыче нефти - отбору нефти непосредственно из нефтеподводящего канала, соединяющего глубинный резервуар с нефтяной залежью.

Нефть, поступающая из канала, может извлекаться длительное время (десятки и сотни лет), в этом случае сохраняется устойчивый дебит. Не требуется применения технологий заводнения, нефть извлекается практически безводная. Как отмечалось ранее (патент РФ №2204700), для повышения дебита подтока глубинных углеводородных флюидов возможно применение методов, традиционно применяемых для повышения нефтеотдачи пластов (виброакустическое воздействие, солянокислотная обработка и др.).

Однако предложенный способ только создает основу для реализации новой идеологии добычи нефти, но не решает задач создания системы разработки, обеспечивающей добычу по этой идеологии. Предлагаемое изобретение решает задачу создания системы разработки, обеспечивающей добычу нефти непосредственно из нефтеподводящего канала.

Для решения этой задачи в способе поиска и добычи нефти, заключающемся в выявлении нефтеподводящего канала промысловыми и геофизическими исследованиями, оценки его гидродинамической активности путем проведения многократных геофизических измерений и определения изменения измеряемых параметров во времени, локализации выявленного канала путем бурения горизонтальной скважины вкрест простирания этого канала, определяют мощность нефтеподводящего канала и бурят вторую горизонтальную скважину по простиранию нефтеподводящего канала по его осевой линии, одновременно определяют текущую толщину нефтеподводящего канала и положение в нем пробуренной скважины, при этом скважину бурят по траектории в виде антиклинального перегиба, затем закачивают в эту скважину изолирующее вещество, создавая тем самым искусственную покрышку, после чего ниже этой скважины-покрышки на глубине, превышающей радиус проникновения изолирующего вещества, бурят по крайней мере одну горизонтальную скважину, из которой производят отбор нефти.

Толщину нефтеподводящего канала и положение в нем скважины-покрышки определяют путем проведения в ней измерений в процессе бурения геофизическими методами, такими как ориентированный волновой акустический каротаж и азимутальный гамма-каротаж.

При толщине канала, превышающей 1,5 радиуса проникновения изолирующего вещества, субпараллельно скважине-покрышке бурят на такой же глубине дополнительную скважину или скважины-покрышки, в которые закачивают изолирующее вещество, при этом скважины-покрышки бурят на расстоянии друг от друга, не превышающем полутора радиусов проникновения закачиваемого в них изолирующего вещества, по траектории в виде антиклинального перегиба.

В случае переменной по простиранию толщины нефтеподводящего канала, по крайней мере, из одной пробуренной горизонтальной скважины-покрышки бурят боковые горизонтальные стволы до боковых границ канала, при этом расстояние между боковыми горизонтальными стволами не должно превышать полутора радиусов проникновения закачиваемого в них изолирующего вещества.

Оценку гидродинамической активности канала производят путем проведения гравиразведки методом нестабильности гравитационного поля (НГП) или пассивного сейсмического мониторинга, а также путем комплексирования гравиразведки методом НГП и пассивного сейсмического мониторинга.

Сущность способа будет понятна из нижеследующего описания и чертежей (фиг.1-4).

На фиг.1-4 изображены схемы вскрытия нефтеподводящего канала и формирования систем добычи непосредственно из этого канала горизонтальными скважинами, где 1 - нефтеподводящий канал, 2 - горизонтальная скважина, локализующая, 3 - горизонтальная скважина-покрышка, 4 - горизонтальная скважина, добывающая, 5 - боковые горизонтальные стволы-покрышки, h₁ и h₂ - глубины входа локализующей горизонтальной скважины в нефтеподводящий канал и выхода из него, (h₂-h₁) - толщина нефтеподводящего канала, L_к - длина нефтеподводящего канала, L_гс - длина горизонтальной части ствола скважины-покрышки.

По результатам выявления и локализации нефтеподводящего канала 1 промысловыми и геофизическими исследованиями, оценки его гидродинамической активности (для этого проводят многократные геофизических измерения и определение изменения измеряемых параметров во времени, в частности гравиразведку НГП - нестабильности гравитационного поля), бурят поисковую (локализующую) горизонтальную скважину 2 вкрест простирания этого канала, определяют толщину нефтеподводящего канала как разность между, h₂ и h₁ и затем по его простиранию бурят горизонтальную скважину-покрышку 3 (современные методы навигации позволяют пройти горизонтальной частью ствола точно по локализованному каналу), одновременно определяют положение в нем пробуренной скважины и характер изменения толщины канала по простиранию путем проведения в ней измерений в процессе бурения.

Оценка гидродинамической активности нефтеподводящего канала 1 может быть осуществлена как путем проведения разновременных гравиметрических наблюдений на закрепленных на местности пунктах и определения на каждом из них изменений гравитационного поля во времени, так и методом пассивного сейсмического мониторинга. В сложных геологических условиях гравиразведку НГП комплексируют с измерениями методом пассивного сейсмического мониторинга.

Толщину нефтеподводящего канала и положение в нем пробуренной скважины определяют путем проведения в ней измерений в процессе бурения геофизическими методами, такими как ориентированный волновой акустический каротаж и азимутальный гамма-каротаж.

Если толщина канала небольшая (менее полутора радиусов проникновения изолирующего вещества) и постоянна по простиранию, то в скважину 3 закачивают изолирующее вещество, создавая тем самым искусственную покрышку. Затем ниже этой покрышки, на глубине, превышающей радиус проникновения изолирующего вещества, бурят горизонтальный ствол 4, из которого производят отбор нефти (фиг.1). Для улучшения экранирующих свойств формируемой ловушки и повышения эффективности отбора профиль скважины-покрышки 3 должен быть в виде антиклинального перегиба.

Если толщина канала более полутора радиусов проникновения изолирующего вещества и непостоянна по простиранию (фиг.2-3), то создают искусственную покрышку следующими способами:

1) в случае постоянной по простиранию толщины нефтеподводящего канала, на глубине, одинаковой со скважиной 3 на фиг.1, субпараллельно бурят дополнительную горизонтальную скважину или скважины, перекрывающие нефтеподводящий канал. Расстояние между этими скважинами не должно превышать полутора радиусов проникновения закачиваемого в них изолирующего вещества (фиг.2);

2) в случае переменной по простиранию толщины нефтеподводящего канала, из пробуренной горизонтальной скважины-покрышки бурят боковые горизонтальные стволы 5 до боковых границ канала (до контакта с ненарушенным вмещающим массивом горных пород). Как и в предыдущем случае, расстояния между горизонтальными стволами определяются радиусом проникновения изолирующего вещества (фиг.3);

3) возможен и третий вариант - комбинированный, когда бурят не одну, а несколько горизонтальных скважин-покрышек, а затем из одной или из нескольких из них бурят боковые горизонтальные стволы небольшой протяженности.

После формирования искусственной покрышки, под этой покрышкой, на глубине, превышающей радиус проникновения изолирующего вещества, бурят горизонтальный ствол (стволы), из которых производят отбор нефти.

Протяженность горизонтальных стволов соответствует длине (по простиранию) нефтеподводящего канала, определяемой по данным сейсморазведки 3Д.

Бурение горизонтальных скважин как для создания искусственной покрышки, так и для отбора нефти может осуществляться и с дневной поверхности и, менее затратно, путем зарезки боковых стволов из поисковой горизонтальной скважины, пробуренной для локализации нефтеподводящего канала.

Если длина нефтеподводящего канала существенно превышает возможности бурения горизонтальных скважин достаточной протяженности, поступают следующим образом. Бурят по простиранию канала несколько горизонтальных скважин - одну за другой (фиг.4)). Причем профиль каждой из этих скважин должен образовывать антиклинальный перегиб. То есть при большой длине нефтеподводящего канала по латерали возможно формирование нескольких искусственных антиклинальных ловушек. Отбор нефти из каждой из этих ловушек осуществляется обособленно от других соседних ловушек путем забуривания самостоятельных добывающих скважин либо с дневной поверхности, либо из дополнительных горизонтальных скважин, пробуренных вкрест простирания канала (уточняющих, кроме того, и изменение толщины канала по простиранию).

Изобретение относится к области нефтяной промышленности и, более конкретно, к поиску и добыче нефти. Обеспечивает возможность создания системы разработки, обеспечивающей добычу нефти непосредственно из нефтеподводящего канала, соединяющего глубинный резервуар с нефтяной залежью. Сущность изобретения: способ заключается в выявлении нефтеподводящего канала промысловыми и геофизическими исследованиями, оценки его гидродинамической активности путем проведения многократных геофизических измерений и определения изменения измеряемых параметров во времени, бурении скважины непосредственно на нефтеподводящий канал. Согласно изобретению осуществляют локализацию выявленного канала путем бурения горизонтальной скважины вкрест простирания этого канала. Определяют мощность нефтеподводящего канала и бурят вторую горизонтальную скважину по простиранию нефтеподводящего канала по его осевой линии. Одновременно определяют текущую толщину нефтеподводящего канала и положение в нем пробуренной скважины. При этом скважину бурят по траектории в виде антиклинального перегиба, затем закачивают в эту скважину изолирующее вещество, создавая тем самым искусственную покрышку, после чего ниже этой скважины-покрышки, на глубине, превышающей радиус проникновения изолирующего вещества, бурят по крайней мере одну горизонтальную скважину, из которой производят отбор нефти. 7 з.п. ф-лы, 4 ил.

1. Способ поиска и добычи нефти, заключающийся в выявлении нефтеподводящего канала промысловыми и геофизическими исследованиями, оценки его гидродинамической активности путем проведения многократных геофизических измерений и определения изменения измеряемых параметров во времени, бурении скважины непосредственно на нефтеподводящий канал, отличающийся тем, что осуществляют локализацию выявленного канала путем бурения горизонтальной скважины вкрест простирания этого канала, определяют мощность нефтеподводящего канала и бурят вторую горизонтальную скважину по простиранию нефтеподводящего канала по его осевой линии, одновременно определяют текущую толщину нефтеподводящего канала и положение в нем пробуренной скважины, при этом скважину бурят по траектории в виде антиклинального перегиба, затем закачивают в эту скважину изолирующее вещество, создавая тем самым искусственную покрышку, после чего ниже этой скважины-покрышки, на глубине, превышающей радиус проникновения изолирующего вещества, бурят по крайней мере одну горизонтальную скважину, из которой производят отбор нефти.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что толщину нефтеподводящего канала и положение в нем скважины-покрышки определяют путем проведения в ней измерений в процессе бурения геофизическими методами, такими как ориентированный волновой акустический каротаж и азимутальный гамма-каротаж.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что при толщине нефтподводящего канала, превышающей 1,5 радиуса проникновения изолирующего вещества, субпараллельно скважине-покрышке бурят на такой же глубине дополнительную скважину или скважины-покрышки, в которые закачивают изолирующее вещество, при этом скважины-покрышки бурят на расстоянии друг от друга, не превышающем полутора радиусов проникновения закачиваемого в них изолирующего вещества, по траектории в виде антиклинального перегиба.

4. Способ по п.1 или 3, отличающийся тем, что в случае переменной по простиранию толщины нефтеподводящего канала, по крайней мере, из одной пробуренной горизонтальной скважины-покрышки бурят боковые горизонтальные стволы до боковых границ нефтеподводящего канала, при этом расстояния между боковыми горизонтальными стволами не должны превышать полутора радиусов проникновения закачиваемого в них изолирующего вещества.

5. Способ по любому из пп.1-3, отличающийся тем, что оценку гидродинамической активности нефтеподводящего канала производят путем проведения гравиразведки методом нестабильности гравитационного поля - НГП.

6. Способ по любому из пп.1-3, отличающийся тем, что оценку гидродинамической активности нефтеподводящего канала производят путем проведения пассивного сейсмического мониторинга.

7. Способ по любому из пп.1-3, отличающийся тем, что оценку гидродинамической активности нефтеподводящего канала производят путем комплексирования гравиразведки методом НГП и пассивного сейсмического мониторинга.

8. Способ по любому из пп.1-3, отличающийся тем, что при большой длине нефтеподводящего канала по латерали бурят по простиранию нефтеподводящего канала несколько горизонтальных скважин - одну за другой, при этом скважины бурят по траектории в виде антиклинального перегиба, образовывая несколько искусственных антиклинальных ловушек, а отбор нефти из каждой из этих ловушек осуществляют обособленно от других соседних ловушек путем забуривания самостоятельных добывающих скважин либо с дневной поверхности, либо из дополнительных горизонтальных скважин, пробуренных вкрест простирания нефтеподводящего канала.