RU2213857C2

RU2213857C2 - Способ разработки нефтяного месторождения

Info

Publication number: RU2213857C2
Application number: RU2001126020A
Authority: RU
Inventors: Л.М. Рузин
Original assignee: ООО "ЛУКОЙЛ-Коми"
Priority date: 2001-09-24
Filing date: 2001-09-24
Publication date: 2003-10-10

Abstract

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений путем теплового воздействия на залежь, содержащую высоковязкую нефть, обеспечивает повышение эффективности нефтеизвлечения путем увеличения охвата пласта тепловым воздействием за счет последовательной отработки всей толщины пласта независимо от его строения. Сущность изобретения: способ предусматривает бурение вертикальных скважин до подошвы нижнего объекта с размещением их по одной из площадных систем. Осуществляют бурение из каждой вертикальной скважины боковых стволов в каждом эксплуатационном объекте пласта. До начала площадной закачки рабочего агента, например воды, осуществляют последовательную отработку боковых стволов путем подачи в них теплоносителя с последующим отбором через боковые стволы нефти до снижения дебита скважины до минимально рентабельного уровня. Циклы закачки пара и отбора нефти повторяют до предельно допустимого обводнения добываемой нефти. При наличии гидродинамической связи между эксплуатационными объектами осуществляют отработку боковых стволов последовательно снизу вверх. 4 з.п. ф-лы, 5 ил.

Description

Изобретение относится к способам разработки нефтяных месторождений, включающим тепловое воздействие на залежь, содержащую высоковязкую нефть.

Известен способ разработки нефтяного месторождения, включающий бурение вертикальных скважин с горизонтальными стволами, закачку теплоносителя в пласт и отбор из него нефти, при этом способ предусматривает бурение двух пар скважин, в одну из скважин каждой пары нагнетают пар под давлением, причем давление нагнетания в нагнетательной скважине первой пары скважин превышает давление нагнетания в нагнетательной скважине второй пары скважин, а из другой скважины каждой пары отбирают нефть (см. патент РФ 2098613 от 14.11.91 г., МКИ Е 21 В 43/24).

Основным недостатком известного способа является недостаточная эффективность нефтеизвлечения, т. к. при закачке пара в одну скважину и одновременном отборе нефти из другой скважины происходят быстрые прорывы пара в добывающую скважину.

Наиболее близким по технической сущности, принятым авторами за прототип, является способ разработки нефтяных месторождений, включающей бурение вертикальных скважин с разветвленными боковыми горизонтальными стволами или ступенчато параллельно нефтяному пласту, охватывая нефтяной слой, при этом верхние и нижние ступени каждой скважины расположены в одной вертикальной плоскости. Каждую ступень скважины используют поочередно, то как нагнетательную, то как добывающую, а нагнетание теплоносителя и отбор нефти из каждой скважины производят одновременно (см. патент РФ 2070284, опубл. 10.12.96 г., МКИ Е 21 В 43/24).

Основным недостатком известного способа также является недостаточная эффективность нефтеизвлечения, т.к. при одновременной закачке пара и добыче нефти в трещиноватом пласте происходят быстрые прорывы пара из нагнетательного ствола в добывающий ствол.

Кроме того, известный способ применим в основном в начальной стадии разработки месторождения при высоких пластовых давлениях, когда нефть фонтанирует. При добыче нефти насосным способом наличие в скважине термоизолированной колонны для закачки пара вызывает технические трудности, связанные с одновременным спуском насоса в скважины.

Следует также отметить, что при использовании данного способа в слоистых и расчлененных залежах трудно установить гидродинамическую связь между горизонтальными стволами.

Задачей настоящего изобретения является повышение эффективности нефтеизвлечения путем увеличения охвата пласта тепловым воздействием за счет последовательной отработки всей толщины пласта независимо от его строения.

Поставленная задача решается тем, что при осуществлении способа разработки нефтяных месторождений, включающего бурение вертикальных скважин с боковыми стволами, закачку теплоносителя в пласт через боковые стволы и отбор через них нефти, бурят вертикальные скважины до подошвы нижнего объекта с размещением их по одной из площадных систем, при этом до начала площадной закачки рабочего агента бурят боковые стволы в каждой вертикальной скважине, в каждом эксплуатационном объекте пласта, затем осуществляют последовательную отработку боковых стволов путем подачи в них теплоносителя с последующим отбором через боковые стволы нефти до снижения дебита скважины до минимально рентабельного уровня, причем циклы закачки пара и отбора нефти повторяют до предельно допустимого обводнения добываемой продукции.

Поставленная задача решается также тем, что при наличии гидродинамической связи между эксплуатационными объектами обработку боковых стволов осуществляют последовательно снизу вверх.

На период отработки боковых стволов пробуренные боковые стволы, кроме отрабатываемых, временно изолируют, например, пакером.

Кроме того, перед площадной закачкой в пласт рабочего агента, например воды, в боковых стволах добывающих скважин изоляцию удаляют, а боковые стволы нагнетательных скважин изолируют от вертикального ствола.

Существенными отличительными признаками заявленного изобретения являются следующие:
- бурят вертикальные скважины до подошвы нижнего объекта с размещением их по одной из площадных схем;
- до начала площадной закачки в пласт рабочего агента, например воды, бурят боковые стволы каждой вертикальной скважине в нижней части каждого эксплуатационного объекта;
- осуществляют последовательную отработку боковых стволов путем подачи в них теплоносителя с последующим отбором через боковые стволы нефти, до снижения дебита скважины до минимально рентабельного уровня, причем циклы закачки пара и отбора нефти повторяют до предельно допустимого обводнения добываемой продукции;
- при наличии гидродинамической связи между эксплуатационными объектами отработку боковых стволов осуществляют последовательно снизу вверх;
- на период отработки боковых стволов, пробуренные боковые стволы, кроме отрабатываемых, временно изолируют, например, пакером;
- перед площадной закачкой в пласт рабочего агента, например воды, в боковых стволах добывающих скважин удаляют изоляцию;
- перед площадной закачкой рабочего агента, например воды, боковые стволы нагнетательных скважин изолируют от вертикального ствола.

Указанная совокупность существенных признаков благодаря охвату боковыми стволами всей продуктивной толщины пласта (всех эксплуатационных объектов), а также последовательной отработке всех боковых стволов каждой вертикальной скважины позволит увеличить охват пласта тепловым воздействием и равномерно выработать все участки призабойной зоны пласта вокруг вертикальных скважин и как результат существенно увеличить эффективность нефтеизвлечения.

Кроме того, после выработки призабойных зон пласта в каждой вертикальной скважине каждого эксплуатационного объекта переход к площадной закачке рабочего агента, например воды, в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин обеспечит дополнительное извлечение нефти, находящейся между скважинами за пределами их призабойных зон. Заявленные отличительные признаки изобретения являются неочевидными для среднего специалиста в данной области. В связи с этим мы считаем, что заявленное изобретение имеет изобретательный уровень. Заявленная совокупность существенных признаков не известна нам из уровня техники, поэтому заявленное изобретение является новым. Изобретение промышленно применимо, т.к. имеющееся оборудование и технология, разработанная нами, позволяют реализовать способ в полном объеме.

На фиг. 1 показана схема разбуривания нефтяной залежи.

На фиг.2 показан в разрезе нефтяной пласт и профиль скважины.

На фиг.3, 4, 5 показаны варианты расположения боковых стволов (разрез по А-А фиг.2)
Способ осуществляют следующим образом.

Разбуривают залежь по одной из площадных систем, например пятиточечной (см. фиг. 1). Вертикальные скважины, нагнетательные 1 и добывающие 2, бурят до подошвы нижнего объекта. В каждой вертикальной скважине, как правило, в нижней части каждого эксплуатационного объекта последовательно бурят горизонтальные стволы, при этом каждый последующий горизонтальный ствол располагают в другом азимутальном направлении относительно предыдущего. Возможен вариант, когда горизонтальные стволы располагают до середины эксплуатационного объекта или по всей его толщине. Количество горизонтальных стволов в каждом эксплуатационном объекте определяют в зависимости от зональной неоднородности пласта.

Наиболее технологичным вариантом при осуществлении способа является бурение боковых горизонтальных стволов последовательно снизу вверх, при этом не исключаются и другие варианты разбуривания.

После разбуривания всех боковых стволов в вертикальной скважине приступают к их отработке. Наиболее технологичным вариантом при осуществлении способа является отработка боковых стволов последовательно снизу вверх, особенно при наличии гидродинамической связи между эксплуатационными объектами. В других случаях не исключены иные варианты отработки боковых стволов.

На период отработки пробуренные боковые стволы, кроме отрабатываемых, временно изолируют, например, пакером. Как правило, при осуществлении способа ведут отработку одного бокового ствола одного эксплуатационного объекта. При наличии специальных технических средств одновременно можно осуществлять отработку нескольких боковых стволов.

При отработке одного бокового ствола в вертикальный ствол скважины спускают до бокового ствола специальную термоизолированную колонну, а в боковой ствол вводят обычные насосно-компрессорные трубы. Затем в скважину (в боковой ствол) закачивают под давлением пар, после чего скважину оставляют на пропитку. Затем извлекают термоизолированную колонну, в скважину спускают штанговый, глубинный насос и вводят ее в эксплуатацию. Эксплуатацию скважины ведут до тех пор, пока ее дебит по нефти не снизится до минимально рентабельного уровня. Затем извлекают глубинный насос, в скважину снова спускают термоизолированные трубы и вновь закачивают пар. Циклы закачки пара и отбора нефти повторяют до предельно допустимого обводнения добываемой продукции. Затем отработанный боковой ствол временно изолируют от основного вертикального ствола, например, пакером и осуществляют отработки другого бокового ствола скважины. Отработку боковых горизонтальных стволов осуществляют одновременно в каждой вертикальной скважине, относящейся к одному площадному элементу.

После отработки всех боковых стволов каждой вертикальной скважины переходят к площадной закачке вытесняющего агента, например воды, пара и т.д., в нагнетательные скважины и осуществляют отбор нефти через добывающие скважины.

Перед закачкой рабочего агента в пласт в добывающих скважинах временную изоляцию горизонтальных боковых стволов, например пакеры, убирают, приток нефти в скважину происходит через все боковые стволы, а в нагнетательных скважинах для предотвращения прорыва воды в высокопроницаемую зону изолируют все боковые стволы и осуществляют закачку рабочего агента через вертикальный ствол.

В случае однородного по проницаемости пласта возможен вариант осуществления способа, когда в нагнетательных скважинах удаляют временную изоляцию боковых стволов, например пакеры, и осуществляют подачу рабочего агента через два или несколько боковых стволов.

Закачку воды и отбор нефти ведут до достижения проектной нефтеотдачи залежи.

Пример конкретного осуществления.

Способ может быть осуществлен на пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения c этажом нефтеносности до 200-250 м. Залежь расположена на глубине 1500 м и вязкостью 700 мПа•с. В разрезе залежи выделено 3 эксплуатационных объекта: нижний, средний и верхний. Нефтенасыщенная толщина каждого объекта 50-60 м.

Для реализации способа бурят до подошвы нижнего объекта вертикальные нагнетательные и добывающие скважины глубиной 1500 м, располагая их по пятиточечной системе, по сетке 250х250 м. Затем из каждой скважины в нижней части каждого эксплуатационного объекта бурят по три боковых горизонтальных ствола длиной до 100-150 м. При этом каждый последующий горизонтальный ствол располагают в другом азимутальном направлении относительно предыдущего с отклонением на 120^o. После бурения всех горизонтальных боковых стволов приступают к отработке одного из боковых стволов нижнего эксплуатационного объекта, при этом все боковые стволы, кроме отрабатываемого, временно изолируют, например пакером. В боковой ствол через специальные термоизолированные трубы закачивают 3000 т пара с давлением 10-12 МПа и температурой 300-320^oС. После этого скважину оставляют на пропитку на 20-30 суток. Затем термоизолированные трубы извлекают, в скважину спускают штанговый, глубинный насос и вводят ее в эксплуатацию. Эксплуатацию скважины ведут до тех пор, пока ее дебит по нефти не снизится до минимально рентабельного уровня ≈3 т/сут. Затем циклы закачки пара и отбора нефти повторяют до предельно допустимого обводнения добываемой продукции ≈95%. Продолжительность отработки одного бокового ствола составляет 2-3 года.

После отработки всех боковых стволов вертикальных скважин одного пятиточечного площадного элемента переходят к закачке в пласт воды в центральную нагнетательную скважину и отбору нефти из окружающих добывающих скважин, при этом изоляцию боковых стволов добывающих скважин удаляют, приток нефти осуществляется через все боковые стволы. В нагнетательных скважинах изолируют все боковые стволы и закачку воды осуществляют через вертикальный ствол. Закачку воды и отбор нефти ведут до достижения проектной нефтеотдачи - 40%. Аналогично продолжают разработку других площадных элементов месторождения.

Claims

1. Способ разработки нефтяного месторождения, включающий бурение вертикальных скважин с боковыми стволами, закачку теплоносителя в пласт через боковые стволы и отбор через них нефти, отличающийся тем, что вертикальные скважины бурят до подошвы нижнего объекта с размещением их по одной из площадных систем, при этом до начала площадной закачки рабочего агента, например воды, в пласт бурят боковые стволы в каждой вертикальной скважине в каждом эксплуатационном объекте пласта, затем осуществляют последовательную отработку боковых стволов путем подачи в них теплоносителя с последующим отбором через боковые стволы нефти до снижения дебита скважины до минимально рентабельного уровня, причем циклы закачки пара и отбора нефти повторяют до предельно допустимого обводнения добываемой нефти.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при наличии гидродинамической связи между эксплуатационными объектами отработку боковых стволов осуществляют последовательно снизу вверх.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что на период отработки боковых стволов пробуренные боковые стволы, кроме отрабатываемых, временно изолируют, например, пакером.

4. Способ по п.3, отличающийся тем, что перед площадной закачкой в пласт рабочего агента, например воды, в боковых стволах добывающих скважин удаляют изоляцию.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что перед площадной закачкой в пласт рабочего агента, например, воды, боковые стволы нагнетательных скважин изолируют от вертикального ствола.