Способ разработки участка нефтяного пласта

Изобретение относится к технологиям разработки нефтяных пластов с помощью нефтедобывающих и нагнетательных скважин и может найти применение при разработке нефтяных месторождений с глубоким залеганием продуктивного пласта. Техническим результатом является повышение нефтеизвлечения. Способ включает разработку участка нефтяного пласта прямоугольной формы двумя скважинами, расположенными по верхушкам диагонали участка. Скважины имеют по два горизонтальных ствола, расположенных по краям участка пласта. Каждый из 4-х горизонтальных стволов расположен на одной плоскости пласта, перпендикулярен второму стволу одной скважины и параллелен одному из стволов второй скважины. На первом этапе закачивают вытесняющий агент в первый горизонтальный ствол (ГС) первой скважины. Отбирают нефть из параллельного ему ствола второй скважины. На втором этапе движение закачиваемого агента в пласте меняют на 90° путем закачки агента (воды) в другой ГС первой скважины. Отбирают нефть из второго горизонтального ствола второй скважины. На завершающем этапе разработки закачивают вытесняющий агент в один или два, или три ГС. Отбирают остаточную нефть через один или два или три горизонтальных ствола. Длительность этапов определяют исходя из обводненности добываемой пластовой продукции, накопленной добычи нефти по каждому из горизонтальных стволов, степени выработанности участка пласта или других геолого-технических критериев разработки нефтяного пласта. 2 з.п. ф-лы, 4 ил.

 

Предлагаемое изобретение относится к технологиям разработки нефтяных пластов с помощью нефтедобывающих и нагнетательных скважин. Разработанный способ может быть использован на нефтяных месторождениях с глубоким залеганием продуктивного нефтяного пласта, где добыча нефти ведется методом вытеснения нефти закачиваемой 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. Последние 10 лет все нефтяные компании Российской Федерации для разработки нефтяных пластов используют скважины с горизонтальным окончанием пласта. С помощью таких горизонтальных стволов организуется плоскопараллельное движение нефти и вытесняющего агента, снижается доля застойных зон пласта, не вовлеченных в разработку. Например, по технологии SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage), которая применяется для эксплуатации залежей высоковязкой нефти, горизонтальный ствол (ГС) по закачке водяного пара высокой температуры (200°С и более) находится над ГС по отбору нефти на расстоянии 5 метров. Благодаря плоскопараллельному движению горячей нефти сверху вниз достигается нефтеотдача пласта более 50%. (Сборник докладов научно-техн. конф., посвященный 60-летию ТатНИПИнефть ПАО «Татнефть». - Набережные Челны: «Экспозиция Нефть Газ», 2016. - С. 196-204 и 332-340 - всего 4 статьи).

Известно изобретение по патенту РФ №2594027 «Способ скважинной разработки участка нефтяного пласта» (опубл. 10.08.2016), где приводится описание скважины с двумя горизонтальными участками, параллельными друг другу. Между этими горизонтальными стволами по изобретению организуется плоскопараллельное движение пластовых флюидов. Недостатками является то, что скважина достаточно сложна по своей конструкции и не обеспечивает изменения направления фильтрационных потоков пластовых флюидов с целью более полного нефтеизвлечения.

Наиболее близким по достигнутому техническому результату и сущности заявляемого изобретения является способ разработки нефтяной залежи по патенту РФ на изобретение №2524580 «СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ ТЕПЛОВЫМ И ВОДОГАЗОВЫМ ВОЗДЕЙСТВИЕМ В СИСТЕМЕ ВЕРТИКАЛЬНЫХ, ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ И МНОГОЗАБОЙНЫХ СКВАЖИН» (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. Система таких скважин также не обеспечивает изменения направления фильтрационных потоков пластовых флюидов для более тщательной промывки продуктивного пласта.

Одним из способов повышения нефтеотдачи нефтяного пласта гидродинамическим методом является технология нестационарного заводнения, по которой в течение времени разработки пласта меняют направления фильтрационных потоков в пласте путем включения и отключения в работу нагнетательных скважин в определенной последовательности. Например, направление закачиваемой воды в пласте меняют с условного направления «север-юг» на «запад-восток» или в любом другом направлении в зависимости от коллекторских свойств пласта и его зональной выработанности. Данная технология представляет собой масштабное воздействие на пласт, при ее реализации привлекается большое количество нагнетательных и нефтедобывающих скважин. Технология неприменима на ограниченном участке пласта между несколькими ближайшими скважинами.

Технической задачей заявляемого изобретения является повышение степени нефтеизвлечения из участка продуктивного пласта путем периодического изменения направления фильтрационных потоков пластовых флюидов. Такой вид нестационарного заводнения приведет к повышению коэффициента вытеснения нефти водой и к снижению объема застойных зон пласта с высокой нефтенасыщенностью, не вовлеченных ранее в разработку из-за наличия фильтрационных каналов в пласте значительной проницаемости при обычном - одностороннем заводнении пласта. Необходимо отметить, что все работы на участке нефтяного пласта должны быть выполнены по предложенному способу за меньшую стоимость, чем уже в известных технологиях.

По изобретению техническая задача выполняется тем, что по способу разработки участка нефтяного пласта, состоящему в организации плоскопараллельного движения в пласте нефти и вытесняющего агента, прямоугольный по площади участок пласта разрабатывают двумя скважинами, расположенными по крайним точкам (верхушкам) диагонали прямоугольного участка пласта и имеющими по два горизонтальных перфорированных ствола. Каждый из 4-х горизонтальных стволов расположен на одной плоскости по краям участка пласта, перпендикулярен второму стволу одной скважины и параллелен одному из стволов второй скважины. Разработку участка пласта ведут так, что на первом этапе закачивают вытесняющий агент в первый горизонтальный ствол (ГС) первой скважины, а отбор нефти ведут из параллельного ему ствола второй скважины, при этом остальные два ствола каждой скважины закрыты пакерами.

На втором этапе разработки эти пакера открывают, вытесняющий агент закачивают во второй ГС первой скважины, а отбор нефти ведут из параллельного ему ствола второй скважины, при этом осуществляется предварительное перекрытие пакерами тех горизонтальных стволов, которые участвовали в организации плоскопараллельного движения на первом этапе.

На третьем этапе разработки закачку вытесняющего агента ведут в одну или две или три из четырех горизонтальных стволов двух скважин, а добычу нефти ведут из одной или двух или трех оставшихся ГС.

Длительность первого, второго и третьего этапов определяют исходя из обводненности добываемой пластовой продукции, степени выработанности участка пласта, накопленной добычи нефти по каждому из горизонтальных стволов или других геолого-технических критериев разработки нефтяного пласта.

Способ разработки участка нефтяного пласта по изобретению в схематичном виде приведен на фиг. 1-4.

Общая схема реализации заявляемого способа приведена на фиг. 1, где позициями обозначены: 1 - вертикальный ствол первой скважины с двумя горизонтальными стволами, 2 - горизонтальный ствол (ГС) №1-1 первой скважины, 3 - горизонтальный ствол (ГС) №1-2 первой скважины, 4 - регулируемый пакер П-1-1 на ГС №1-1 первой скважины, 5 - регулируемый пакер П-1-2 на ГС №1-2 первой скважины, 6 - вертикальный ствол второй скважины, 7 - горизонтальный ствол (ГС) №2-1 второй скважины, 8 - горизонтальный ствол (ГС) №2-2 второй скважины, 9 - регулируемый пакер №2-1 на ГС №2-1 второй скважины, 10 - регулируемый пакер №2-2 на ГС №2-2 второй скважины, 11 - участок нефтенасыщенного продуктивного пласта прямоугольной формы.

На фиг. 2 изображен первый этап разработки участка пласта, когда вытесняющий агент, например воду или пар, закачивают в ГС №1-1, при этом второй горизонтальный ствол этой скважины закрыт пакером П-1-2. Согласно изобретению горизонтальный ствол второй скважины ГС №2-2 (параллелен стволу закачки первой скважины) открыт, а другой ствол второй скважины закрыт пакером 9, поэтому вытесняющий агент и пластовая нефть в плоскопараллельном режиме движутся по пласту в сторону ГС №2-2. С течением времени пласт промывается вытесняющим агентом до предельно допустимой обводненности, например до 90% и более. Известно, что вода как вытесняющий агент ввиду гидрофобности значительной доли поверхности порового пространства продуктивных пластов движется в сторону зоны отбора нефти в первую очередь по высокопроницаемым участкам пласта. Из-за этого образуются застойные зоны со значительными запасами нефти, и вовлечь их в разработку можно, изменив направление движения закачиваемой воды. Поэтому по изобретению в определенный момент времени направление закачки воды (вытесняющего агента) меняют на 90°.

На фиг. 3 изображена схема разработки участка нефтяного пласта после смены направления движения закачиваемой воды на 90°. Это достигается тем, что горизонтальные стволы №1-1 и 2-2 закрывают пакерами 4 и 10, а пакера 5 и 9 либо открывают, либо удаляют. Благодаря этому вводят в эксплуатацию горизонтальные стволы №1-2 и №2-1:

- в ГС №1-2 закачивают вытесняющий агент (воду);

- из ГС №2-1 отбирают из пласта остаточную нефть и попутную воду.

Благодаря анизотропии пород продуктивного пласта (отсутствие фильтрационных каналов значительной проницаемости в направлении от ГС №1-2 к ГС №2-1) закачиваемая вода будет проникать в застойные зоны и вытеснять нефть в сторону зоны отбора нефти.

Заявляемый способ разработки участка нефтяного пласта предполагает многовариантность направлений движения пластовых флюидов при использовании на рассматриваемом участке нефтяного пласта двух многофункциональных скважин. Общая концепция многофункциональных скважин, выраженная формулой «одна скважина - две функции», приведена в статье «Применение многофункциональных скважин при разработке нефтяных месторождений» / И.З. Денисламов, З.Р. Рабартдинов, Р.Р. Ишбаев, Г.И. Денисламова // Нефтепромысловое дело. - 2016.- №11. - С. 7-11. Это достигается тем, что в скважину с двумя горизонтальными скважинами помещают две транспортные линии:

- одна линия, например колтюбинговая труба для закачки воды, доводится до горизонтального ствола и пакеруется;

- вторая линия, например, колонна НКТ (насосно-компрессорных труб), комплектуется электроцентробежным насосом и доводится до необходимой глубины в вертикальном стволе скважины или доводится до необходимой отметки во втором горизонтальном стволе.

К примеру, в ГС №1-1 первой скважины закачивают воду, а из второго горизонтального ствола этой же скважины откачивают нефть. Направление движения пластовых флюидов будет новым - движение изменится примерно на 45° к тому, что было ранее на участке пласта. Это также будет способствовать более полной промывке участка продуктивного пласта от нефти. Рассмотренный пример представлен на фиг. 4.

Другой пример - в тот же ГС №1-1 первой скважины закачивают воду, а из двух или трех остальных стволов добывают нефть. Таких сочетаний может быть большое множество (даже трудно сосчитать), ведь надо учесть и тот факт, что каждый из горизонтальных стволов может служить либо для закачки вытесняющего агента, либо для отбора нефти и попутной воды.

На наш взгляд, новизна и существенное отличие заявленного способа заключаются в том, что с помощью двух скважин с горизонтальными стволами на ограниченном участке пласта организовано более полное нефтеизвлечение путем вытеснения нефти в различных направлениях пласта.

Технико-экономическая эффективность применения предложенной технологии будет основываться, прежде всего, на сокращении финансовых затрат на строительство и обустройство скважин для разработки участка нефтяного пласта, расположенного на значительной глубине (4 км и более).

1. Способ разработки участка нефтяного пласта, состоящий в организации плоскопараллельного движения в пласте нефти и вытесняющего агента, отличающийся тем, что прямоугольный по площади участок пласта разрабатывают двумя скважинами, расположенными по крайним точкам (верхушкам) диагонали прямоугольного участка пласта и имеющими по два горизонтальных перфорированных ствола, каждый из 4-х горизонтальных стволов расположен на одной плоскости пласта по краям участка пласта, перпендикулярен второму стволу одной скважины и параллелен одному из стволов второй скважины, а разработку участка пласта ведут так, что на первом этапе закачивают вытесняющий агент в первый горизонтальный ствол (ГС) первой скважины, а отбор нефти ведут из параллельного ему ствола второй скважины, при этом остальные два ствола каждой скважины закрыты пакерами, на втором этапе разработки эти пакера открывают, вытесняющий агент закачивают во второй ГС первой скважины, а отбор нефти ведут из параллельного ему ствола второй скважины, при этом осуществляется предварительное перекрытие пакерами тех горизонтальных стволов, которые участвовали в организации плоскопараллельного движения на первом этапе.

2. Способ разработки участка нефтяного пласта, отличающийся по п. 1 тем, что на завершающем - третьем этапе разработки закачку вытесняющего агента ведут в один или два, или три из четырех горизонтальных стволов двух скважин, а добычу нефти ведут из одного или двух, или трех оставшихся горизонтальных стволов.

3. Способ разработки участка нефтяного пласта, отличающийся по п.п. 1 и 2 тем, что длительность этапов разработки определяют исходя из обводненности добываемой пластовой продукции, накопленной добычи нефти по каждому из горизонтальных стволов, степени выработанности участка пласта или других геолого-технических критериев разработки нефтяного пласта.