Способ разработки пласта с подошвенной водой

Изобретение относится нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение для увеличения отборов углеводородов из пласта с подошвенной водой при вытеснении водой. Способ разработки пласта с подошвенной водой включает строительство нагнетательных и горизонтальных добывающих скважин, проводку горизонтальных стволов, первый из которых – вблизи от водонефтяного контакта, а второй – в верхней части нефтенасыщенного пласта, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор пластовой продукции через добывающие скважины. Первый горизонтальный ствол строят из нагнетательной скважины, с перфорацией для нагнетания, направленной вниз, а второй горизонтальный ствол добывающей скважины оснащают перфорационными отверстиями, направленными вверх. Объем отбора продукции из добывающих скважин поддерживают на уровне 80–90 % от объема закачки в нагнетательных скважинах. Технический результат состоит в упрощении строительства и реализации за счет строительства горизонтальных стволов из разных скважин, обеспечении отсутствия реагентной закачки для формирования водоизолирующего экрана и снижении обводненности продукции, постоянной эксплуатации всех горизонтальных стволов и осуществлении гидроизоляции за счет гидродинамического распределения потоков, приводящей, как следствие, к экономии материальных и технических ресурсов. 3 з.п. ф-лы.

 

Изобретение относится нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение для увеличения отборов углеводородов из пласта с подошвенной водой при вытеснении водой.

Известен способ разработки залежи нефти с водонефтяными зонами (патент RU № 2282023, МПК Е21В 43/20, опубл. 20.08.2006 Бюл. № 23), включающий размещение горизонтальных добывающих скважин в продуктивном пласте и отбор нефти через добывающие скважины, причем разбуривают продуктивный пласт от кровли пласта, по крайней мере, одной условно-горизонтальной скважиной с углом наклона ствола 75-85° к вертикали по нисходящему профилю, обеспечивающим размещение забоя скважины вблизи водонефтяного контакта вне области высоких градиентов давления, не превышающих 0,25 МПа/м, обсаживают скважину со спуском эксплуатационной колонны до забоя скважины, причем часть колонны выполнена из стеклопластиковой трубы длиной 10-15 м, размещенной в прикровельной части пласта, вскрывают 30-70% продуктивного пласта начиная от кровли, при этом по мере обводнения скважины довыработку запасов нефти осуществляют путем бурения второго наклонного и/или горизонтального стволов выше первого ствола со врезкой в стеклопластиковой части колонны.

Недостатками данного способа являются сложность строительства добывающей скважины из-за наличия стеклопластиковой трубы и необходимости контроля и изменения азимутного угла, сложность реализации из-за необходимости постоянного контроля за обводненностью и строительства второго наклонного и/или горизонтального ствола для довыработки запасов нефти.

Известен также способ эксплуатации залежи углеводородов (патент RU № 2564722, МПК Е21В 43/20, опубл. 10.10.2015 Бюл. № 28), включающий прокладку горизонтальных скважин, перфорацию их, причем при эксплуатации залежи углеводородов с активной подошвенной водой на начальной стадии бурят субгоризонтальные скважины с вертикальным, двумя наклонными участками ствола под углами соответственно 30-40 градусов и 45-60 градусов от вертикали и горизонтальным участком ствола, при этом вертикальный участок бурят до башмака кондуктора, перекрывающего многолетнемерзлые породы, первый наклонный участок под углом 30-40 градусов бурят до входа в продуктивный пласт, определенный проектом разработки, и обсаживают эксплуатационной колонной, второй наклонный участок под углом 45-60 градусов от вертикали, обсаженный хвостовиком-фильтром, бурят по продуктивному пласту до отметки на 20 м выше начального газо- или нефтеводяного контакта, горизонтальный ствол длиной 150-450 м бурят по продуктивному пласту параллельно газо- или нефтеводяному контакту, в горизонтальном стволе размещен скважинный фильтр с выполненными в нем отверстиями, во внутренней полости эксплуатационной колонны размещена лифтовая колонна из насосно-компрессорных труб, спущенная до башмака скважинного фильтра, в процессе эксплуатации залежи углеводородов первоначально проводят отбор газа или нефти через отверстия скважинного фильтра по лифтовой колонне, а по мере снижения пластового давления и подтягивания к горизонтальному участку ствола скважины водяного конуса пластовой воды, перекрытия им от 50 до 80% отверстий скважинного фильтра проводят приподъем лифтовой колонны до кровли продуктивного пласта и перфорацию через эту колонну в газовой или нефтяной среде хвостовика-фильтра в интервале от кровли продуктивного пласта до головы скважинного фильтра с учетом размещения нижних перфорационных отверстий на 10 м выше текущего газо- или нефтеводяного контакта, с последующей ликвидацией горизонтального участка ствола скважины, например, путем закачивания цементного тампонажного раствора через гибкую трубу, спускаемую во внутреннюю полость лифтовой колонны, или перекрытия ствола мостовой пробкой, после этого продолжение эксплуатации залежи углеводородов на завершающих стадиях проводят путем отбора газа или нефти через перфорационные отверстия хвостовика-фильтра по лифтовой колонне.

Недостатками данного способа являются сложность строительства добывающей скважины из-за необходимости контроля и изменения азимутного угла, сложность реализации из-за необходимости постоянного контроля за обводненностью, изоляции при необходимости обводнившегося участка ствола скважины и вскрытие наклонного интервала ствола для довыработки запасов нефти.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, подстилаемой водой (патент RU № 2592920, МПК Е21В 43/20, E21B 43/32, E21B 43/11, опубл. 27.07.2016 Бюл. № 21), включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор пластовой продукции через добывающие скважины, проводку горизонтальных стволов нефтедобывающей скважины в одной вертикальной плоскости и отбор добываемой продукции через горизонтальные стволы, причем проводку первого горизонтального ствола выполняют в нефтенасыщенном пласте вблизи от водонефтяного контакта и второго горизонтального ствола в верхней части нефтенасыщенного пласта длиной, меньшей длины первого горизонтального ствола, перфорацию первого горизонтального ствола в горизонтальной плоскости, закачку в первый горизонтальный ствол водоизолирующего материала, имеющего плотность больше плотности нефти и меньше плотности пластовой воды и создающего барьер для протекания пластовой воды при контакте с пластовой водой, и одновременную закачку во второй горизонтальный ствол нефти с одинаковым давлением и расходом, при которых закачивают водоизолирующий материал, до начала схватывания водоизолирующего материала, прекращение закачки и проведение технологической выдержки и отбор нефти через второй горизонтальный ствол скважины.

Недостатками данного способа являются большие материальные затраты и сложность строительства добывающей скважины из-за проводки ее двух горизонтальных стволов в одной вертикальной плоскости, с проводкой первого горизонтального ствола в нефтенасыщенном пласте вблизи от водонефтяного контакта (ВНК) и второго горизонтального ствола в верхней части нефтенасыщенного пласта, первый из которых после закачки водоизолирующего состава выводят из эксплуатации.

Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способ разработки пласта с подошвенной водой, позволяющего упростить строительство и реализацию за счет строительства горизонтальных стволов из разных скважин, отсутствия реагентной закачки для формирования водоизолирующего экрана, постоянной эксплуатации всех горизонтальных стволов и осуществления гидроизоляции за счет гидродинамического перераспределения потоков, что приводит, как следствие, к экономии материальных и технических ресурсов.

Техническая задача решается способом разработки пласта с подошвенной водой, включающим строительство нагнетательных и горизонтальных добывающих скважин, проводку горизонтальных стволов, первый из которых – вблизи от водонефтяного контакта, а второго – в верхней части нефтенасыщенного пласта, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор пластовой продукции через добывающие скважины.

Новым является то, что первый горизонтальный ствол строят из нагнетательной скважины, с перфорацией для нагнетания, направленной вниз, а второй горизонтальный ствол добывающей скважины оснащают перфорационными отверстиями, направленные вверх, при этом объем отбора продукции из добывающих скважин поддерживают на уровне 80 – 90 % от объема закачки в нагнетательных скважинах.

Новым является также то, что перфорацию и перфорационные отверстия в соответствующих горизонтальных стволах нагнетательных и добывающих скважин выполняют с учетом точек нагнетания и отбора соответственно, обеспечивая для равномерного распределения фронта заводнения и отбора увеличением суммарной площади поперечного сечения перфорации или перфорационных отверстий в прямой зависимости от удаленности точки нагнетания рабочего агента и точки отбора продукции пласта соответственно.

Новым является также то, что перфорацию и перфорационные отверстия в соответствующих горизонтальных стволах нагнетательных и добывающих скважин осуществляют вторичным вскрытием при направленной перфорации.

Новым является также то, что перфорацию и перфорационные отверстия в соответствующих горизонтальных стволах нагнетательных и добывающих скважин осуществляют установкой в соответствующем открытом стволе соответствующих фильтров с ориентацией перфорации вниз или перфорационных отверстий вверх.

Способ разработки пласта с подошвенной водой включает строительство горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин по любой из известных сеток. На месторождениях Республики Татарстан (РТ) чаще всего используют равномерную квадратную сетку скважин. Причем проводку горизонтального ствола каждой нагнетательной скважины осуществляют вблизи от водонефтяного контакта (ВНК). С учетом погрешности строительства и изменения уровня ВНК, то на месторождениях РТ приняли, что ствол нагнетательной скважины должен проходить в интервале ± 10 м от уровня ВНК. Проводку горизонтального ствола каждой добывающей скважины осуществляют в верхней нефтенасыщенной части пласта (для месторождений РТ не более 7 м от кровли пласта). Перфорацию горизонтального ствола нагнетательной скважины выполняют по направлению вниз, как можно ближе перпендикуляру к уровню ВНК, а горизонтального ствола добывающей скважины – по направлению вверх.

Вторичное вскрытие нагнетательной и горизонтальной скважин возможно осуществлять по следующим технологиям.

Во-первых, после проходки бурением ствола скважины до забоя, его оснащают обсадной трубой с заполнением затрубья цементным раствором на всю длину. В скважину спускают перфораторы кумулятивные (патенты RU № 71795, 2238398 или т.п.) или гидромеханические (патенты RU № 136852, 154123, 2316644), причем у кумулятивных перфораторов все заряды устанавливают в одном направлении, а гидромеханические перфораторы используют одним резцом. Для ориентации в пространстве к перфораторам присоединяют ориентированно-направленные системы типа «Скорпион_ОН», фирмы «Промперфоратор» (г. Самара), патент RU № 170641 или т.п. Для вторичного вскрытия продуктивного пласта на колонне труб спускают перфоратор в горизонтальный ствол соответствующей скважины и ориентируют для перфорации вниз в нагнетательных скважинах, или для получения направленных вверх перфорационных отверстий в добывающих скважинах.

Во-вторых, скважину сначала проходят бурением до кровли продуктивного пласта, оснащают обсадной трубой с заполнением затрубья цементным раствором на всю длину, получая основной ствол скважины. Потом долотом меньшего диаметра в продуктивном пласте бурят горизонтальный ствол, который оставляют открытым. Собирают хвостовик необходимой длины так, чтобы все радиальные отверстия (перфорация или перфорационные отверстия для соответствующих скважин) располагались с одной стороны. Хвостовик на технологической колонне с известными ориентированно-направленными системами спускают в открытый горизонтальный ствол соответствующей скважины, ориентируя и устанавливая так, чтобы перфорация в нагнетательных скважинах была направлена вниз, а перфорационные отверстия в добывающих скважинах –вверх.

Для скважин с короткими горизонтальными стволами (для месторождений РТ 70 – 100 м) перфорацию или перфорационные отверстия выполняют равномерно по всей длине ствола, так как это не сильно влияет на равномерность нагнетания воды или отбора продукции пласта по всей длине горизонтального ствола соответствующих скважин.

Для скважин с длинными горизонтальными стволами (для месторождений РТ свыше 250 м), когда нагнетание рабочего агента (воды) или отбор продукции пласта насосом осуществляют непосредственно в горизонтальный ствол (условная точка нагнетания) или из горизонтального ствола (условная точка отбора) соответственно, то перфорацию и перфорационные отверстия в соответствующих горизонтальных стволах нагнетательных и добывающих скважин выполняют с учетом точек нагнетания и отбора соответственно. При этом для равномерного распределения фронта заводнения и отбора по всей длине горизонтального ствола производят увеличение суммарной площади поперечного сечения перфорации или перфорационных отверстий в прямой зависимости от удаленности точки нагнетания рабочего агента и точки отбора продукции пласта соответственно.

Для скважин со средними по длине горизонтальными стволами (для месторождений РТ 100 – 250 м), когда нагнетание рабочего агента (воды) или отбор продукции пласта насосом осуществляют со стороны устья скважины в горизонтальный ствол или из горизонтального ствола соответственно, то перфорацию или перфорационные отверстия по длине горизонтального ствола выполняют с увеличением суммарной площади поперечного сечения от устья к забою скважины для обеспечения ровного фронта заводнения для нагнетательной скважины и снижения давления при отборе (фронта отбора) в добывающих скважинах. То есть за точку нагнетания и точку обора принимают начало перфорации или перфорационных отверстий в горизонтальном стволе со стороны устья соответствующей скважины.

На закономерность изменения площади поперечного сечения перфорации или перфорационных отверстий от точек нагнетания и отбора соответственно авторы не претендуют, так как они известны из открытых источников (см. Особенности характера течения флюидов в горизонтальных скважинах по данным глубинных исследований: автореферат дис. ... кандидата технических наук : 25.00.17 / Назимов Нафис Анасович; [Место защиты: Татар. науч.-исслед. и проек. ин-т нефти]. - Бугульма, 2007. - 26 с.)

После завершения строительства в нагнетательные скважины спускают технологические колонны с расположением выхода каждой в соответствующей точке нагнетания, а добывающие скважины на лифтовой колонне насосов с расположение входа каждого насоса в соответствующей точке отбора. В нагнетательные скважины нагнетают воду для обеспечения давления вытеснения продукции, а из добывающих скважин осуществляют отбор продукции скважин в объеме 80 – 90 % от объема нагнетания, что обеспечивает интенсивный отбор продукции без подтягивания воды.

Так как нагнетание воды осуществляется в нижнем направлении через перфорацию, то сверху и сбоку с горизонтального ствола нагнетательной скважины не образуется водонефтяная эмульсия, которая в обычных скважинах (например, как в аналогах) под действием постоянной закачки продавливается постепенно в пласт и со временем служит своеобразным мостом для воды к добывающей скважине. Вода имеет гораздо большую подвижность в пластовых условиях по отношению к нефти и при определенных условиях быстрее нефти подходит к добывающей скважине, обводняя продукцию. Вода под действием давления закачки и гравитационного разделения (вода имеет большую плотность, чем нефть) опускается вниз пласта в подошвенную воду, а не устремляется вверх к добывающей скважине.

При этом отбор осуществляется через перфорационные отверстия сверху горизонтального ствола добывающей скважины, не создавая перепад давлений снизу горизонтального ствола, куда в первую очередь подтягивается вода.

Дифференцированный подход к созданию перфорации в нагнетательных скважинах и перфорационных отверстий в добывающих скважинах обеспечивает более ровный по длине соответствующей скважины перепад давлений, исключая пики, через которые подводится вода к добывающей скважине.

Как показали расчеты и практика подтвердила, что реализация способа позволяет без каких-либо водоизоляционных работ продлить промышленную эксплуатацию платов с подошвенной водой.

На новых месторождениях РТ период обводнения с 20 % до 60 % в обычных горизонтальных скважинах составил 18 месяцев, при использовании предлагаемого способа составил 6 лет. Для ранее эксплуатируемых месторождений РТ при строительстве боковых горизонтальных стволов из основных вертикальных стволов с оснащением их хвостовиками:

- для обычных скважин начальная обводненность продукции составила 81 % и поднялась - до 87 % за один год;

- для скважин, оснащенных хвостовиками и использующих режимы работы, установленными по предлагаемому способу, начальная обводненность продукции составила 63 % и поднялась - до 67 % за один год, а до 87 % - обводнилась через 5 лет.

Предлагаемый способ разработки пласта с подошвенной водой позволяет упростить строительство и реализацию за счет строительства горизонтальных стволов из разных скважин, отсутствия реагентной закачки для формирования водоизолирующего экрана и снижения обводненности продукции, постоянной эксплуатации всех горизонтальных стволов и осуществления гидроизоляции за счет гидродинамического распределения потоков, приводящей, как следствие, к экономии материальных и технических ресурсов.

1. Способ разработки пласта с подошвенной водой, включающий строительство нагнетательных и горизонтальных добывающих скважин, проводку горизонтальных стволов, первый из которых – вблизи от водонефтяного контакта, а второй – в верхней части нефтенасыщенного пласта, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор пластовой продукции через добывающие скважины, отличающийся тем, что первый горизонтальный ствол строят из нагнетательной скважины, с перфорацией для нагнетания, направленной вниз, а второй горизонтальный ствол добывающей скважины оснащают перфорационными отверстиями, направленными вверх, при этом объем отбора продукции из добывающих скважин поддерживают на уровне 80-90 % от объема закачки в нагнетательных скважинах.

2. Способ разработки пласта с подошвенной водой по п. 1, отличающийся тем, что перфорацию и перфорационные отверстия в соответствующих горизонтальных стволах нагнетательных и добывающих скважин выполняют с учетом точек нагнетания и отбора соответственно, обеспечивая для равномерного распределения фронта заводнения и отбора увеличением суммарной площади поперечного сечения перфорации или перфорационных отверстий в прямой зависимости от удаленности точки нагнетания рабочего агента и точки отбора продукции пласта соответственно.

3. Способ разработки пласта с подошвенной водой по одному из пп. 1 или 2, отличающийся тем, что перфорацию и перфорационные отверстия в соответствующих горизонтальных стволах нагнетательных и добывающих скважин осуществляют вторичным вскрытием при направленной перфорации.

4. Способ разработки пласта с подошвенной водой по одному из пп. 1 или 2, отличающийся тем, что перфорацию и перфорационные отверстия в соответствующих горизонтальных стволах нагнетательных и добывающих скважин осуществляют установкой в соответствующем открытом стволе соответствующих фильтров с ориентацией перфорации вниз или перфорационных отверстий вверх.