RU2339802C1 - Циклический способ разработки залежей нефти - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к способам разработки различных видов залежей нефти, начиная с любой стадии их эксплуатации. Обеспечивает повышение коэффициента извлечения нефти, предотвращает расформирование залежи, предотвращает образование застойных зон. Сущность изобретения: по способу осуществляют циклический способ разработки залежей нефти, каждый цикл которого состоит из режима истощения пластовой энергии, в котором извлекают продукцию добывающими скважинами, и сменяющего его режима искусственного нагнетания энергии, в котором в продуктивный пласт-коллектор закачивают воду нагнетательными скважинами, восстанавливающую в нем объем жидкости и энергию. Согласно изобретению применяют добывающие скважины с горизонтальным стволом в нефтяной зоне продуктивного пласта. От устья до конца забоя этих скважин вводят обсадную колонну. Снаружи эту колонну цементируют и оставляют цементную пробку в конце колонны. Перфорируют участок обсадной колонны в зоне горизонтального ствола скважины. От устья скважины внутри обсадной колонны по длине в зоне горизонтального ствола скважины располагают трубу с заглушкой на ее конце. Перед заглушкой на стенке трубы размещают отверстия, с помощью которых, как и зазора между трубой и обсадной колонной со стороны устья скважины, создают и выравнивают депрессию на продуктивный пласт через перфорированный участок обсадной колонны. 3 з.п. ф-лы, 3 ил.

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для разработки залежей углеводородов, начиная с любой стадии их добычи, причем наибольший эффект достигают в случае применения с начальной стадии разработки месторождения.

Известен циклический способ разработки нефтяной залежи преимущественно в период падающей добычи [1], выбранный в качестве прототипа. Каждый цикл такого способа состоит из трех этапов, в первом из которых осуществляют многократное, интенсивное, импульсное нагнетание воды в нефтеносный продуктивный пласт-коллектор при остановленных добывающих скважинах, на втором этапе производят отбор продукции при остановленных нагнетательных скважинах, а в третьем этапе действуют одновременно и добывающие, и нагнетательные скважины - традиционный способ добычи продукции.

Недостатком прототипа является то, что положительный эффект этого способа по дебиту нефти и по снижению ее обводненности достигают ценой большого расформирования залежей нефти, что видно из приведенной в описании прототипа таблицы с фактическими показателями разработки участков залежей трех месторождений нефти. Во всех случаях этих разработок имеется большое превышение закаченной воды (пункт 8 таблицы) над количеством добытой жидкости (пункт 3 таблицы), что и свидетельствует о расформировании этих залежей, так как этот избыток закаченной воды проходит через коллектор, минует скважины и уносит с собой нефть за пределы этих участков, в том числе и в зону с подошвенной водой, и в зону газовой шапки, поскольку они часто сопутствуют залежи нефти.

Базовые показатели в той же таблице, относящиеся только к традиционному способу добычи нефти, также свидетельствуют о расформировании этих залежей на всех трех участках, что говорит о нецелесообразности совмещения первых двух этапов каждого цикла с третьим этапом, и который не обладает их преимуществами.

Причиной избытка закаченной воды является превышение в каждом цикле начального пластового давления на 15-30% за счет многократной, интенсивной, импульсной закачки воды, объем которой превышал объем добываемой жидкости в каждом цикле, что усугублялось последующей выдержкой во времени перед добычей продукции для выравнивания давления по площади залежи, в течение которого и выжималась или уносилась нефть из этих залежей.

Наличие третьего, традиционного этапа, которому практически всегда свойственно расформирование залежей нефти, что видно из данных нефтедобычи и на других месторождениях [2], только усиливало расформирование, начавшееся на первом этапе.

Техническими задачами заявленного изобретения являются повышение экономической эффективности разработки залежей углеводородов, предотвращение расформирования залежей углеводородов, предотвращение образования застойных зон с нефтью.

Поставленная цель достигается совокупностью улучшения различных сторон процесса добычи: энергетического режима добычи, конструктивным оформлением скважин для реализации предлагаемого режима и пространственным расположением добывающих и нагнетательных скважин с этим конструктивным оформлением в анизотропном коллекторе.

Для этого в циклическом способе разработки залежи нефти с подошвенной водой, каждый цикл которого состоит из режима истощения пластовой энергии (РИПЭ), в котором извлекают продукцию добывающими скважинами, и сменяющего его режима искусственного нагнетания энергии (РИНЭ), в котором в коллектор нагнетательными скважинами закачивают воду, восстанавливающую в нем объем жидкости и энергию, и, согласно изобретению, извлечение продукции в РИПЭ производят с нарастающей обводненностью как за счет подошвенной воды, так и за счет закаченной воды в коллектор нагнетательными скважинами в период РИНЭ. При этом объем закаченной воды уравнивают с объемом добытой жидкости и не допускают объемной скорости закачки воды, приводящей к гидроразрыву продуктивного пласта.

На начальной стадии разработки залежей нефти с подошвенной водой в циклах, в которых вода, нагнетаемая в периоды РИНЭ, еще не успевает подходить к добывающей скважине в периоды РИПЭ, добычу нефти ведут при депрессии на пласт свыше безводной критической депрессии, то есть такой, при которой подошвенная вода уже может поступать в добывающую скважину вследствие достаточной скорости роста в коллекторе конуса подошвенной воды к скважине, преодолевая противодействие сил гравитации. При этом поддерживают уровень достигнутого дебита нефти, для чего постепенно увеличивают сверхкритическую депрессию до тех пор, пока обводненность нефти достигает предельно допустимого значения по рентабельности. После этого, при поддержании этой обводненности, депрессию через некоторое время снижают, и, соответственно, в этот момент дебит нефти начнет падать, что и обуславливает момент перехода от РИПЭ к РИНЭ. Этот переход экономически обоснован и выгоден тем, что отсутствие извлечения нефти в период РИНЭ в течение времени, не превышающем предыдущего периода РИПЭ, в последующем РИПЭ с избытком компенсируется опять высоким дебитом нефти. С ростом обводненности подошвенной водой этот избыток нефти тоже увеличивается.

В связи с тем, что в РИНЭ каждого такого цикла из-за отсутствия депрессии при остановленной работе добывающей скважины конус подошвенной воды к ней исчезает под действием гравитации, а в последующем РИПЭ при сверхкритической депрессии конус подошвенной воды в течение некоторого времени вновь сначала восстанавливается до уровня расположения забоя добывающей скважины, то до этого момента добывают нефть пока еще с нулевой обводненностью, а уж потом происходит обводнение нефти. Следовательно, в этих циклах добывают нефть с нарастающей обводненностью в диапазоне значений от нулевой до предельно допустимой по рентабельности, что для всей извлеченной нефти в этих циклах дает среднюю суммарную обводненность нефти ниже предельно допустимой, что тоже усиливает экономический эффект циклического способа разработки залежей углеводородов.

В циклах, в которых в добывающие скважины в РИПЭ начинает поступать нефть и с водой, закаченной нагнетательными скважинами в РИНЭ, суммарную обводненность от обоих источников поступления воды в нефть также ограничивают предельно допустимой по рентабельности с помощью сверхкритических депрессий и в начале уменьшения дебита нефти также осуществляют переход от РИПЭ к РИНЭ.

А в циклах, в которых в добывающую скважину уже поступает нефть с предельно допустимой обводненностью по рентабельности за счет воды, закаченной в РИНЭ, депрессию на пласт в РИПЭ создают равной критической, чем исключают поступление подошвенной воды в продукцию, и переход от РИПЭ к РИНЭ в этом случае тоже производят с началом уменьшения дебита нефти.

При разработке залежей углеводородов, не содержащих подошвенную воду, создают депрессию на пласт, равную критической безгазовой депрессии, при которой отсутствует поступление в добывающую скважину газа из газовой шапки коллектора; а в случае отсутствия и газовой шапки над коллектором с нефтью, создают такую максимальную депрессию, при которой бы еще не происходило разгазирования нефти внутри коллектора. Во всех случаях отбирают продукцию до начала снижения максимального дебита, достигнутого в РИПЭ конкретного цикла. При этом обводненность нефти за счет воды, закаченной нагнетательными скважинами, будет возрастать от нулевого значения до предельно допустимого не в каждом цикле, а постепенно, от цикла к циклу.

Заявленный циклический способ усиливают и тем, что применяют добывающие и нагнетательные скважины с горизонтальным стволом (ГС) в коллекторе, в каждой из которых размещают от устья до окончания горизонтального ствола обсадную колонну с сужающимся патрубком на ее конце, чем облегчают проводку обсадной колонны по скважине и особенно в зоне горизонтального ствола. Всю обсадную колонну цементируют снаружи и создают цементную пробку в объеме сужающегося патрубка. Вдоль зоны горизонтального ствола весь участок обсадной колонны равномерно перфорируют, а внутрь колонны от устья скважины до цементной пробки, не касаясь ее, вводят трубу с заглушкой на конце. Перед заглушкой конец трубы снабжают отверстиями. С помощью этих отверстий и зазора между этой трубой и обсадной колонной со стороны устья скважины создают депрессию добывающей скважиной на коллектор и, соответственно, репрессию нагнетательной с двух сторон равномерно перфорированного участка колонны в зоне горизонтального ствола, чем достигают равномерного распределения депрессии или репрессии вдоль горизонтальных стволов этих скважин, а следовательно, создают условия для равномерного вытеснения и извлечения продукции из коллектора, чем предотвращают образование застойных зон между нагнетательной и добывающей скважинами. Эту равномерность стабилизируют расположением горизонтального ствола добывающих и нагнетательных скважин параллельно между собой, но поперек преимущественного направления трещин в коллекторе, так как в этом случае от рассредоточенной перфорации зацементированных в коллекторе обсадных колонн будет попадать и проходить по трещинам незначительное количество закачиваемой воды, чем совместно с перфорацией добывающих обсадных колонн устраняют причины для образования крупных локальных потоков воды в коллекторе и, следовательно, неэффективного ее использования из-за образования застойных зон при этих потоках. Аналогичным образом сглаживается и влияние неравномерностей проницаемости анизотропного коллектора.

То есть конструктивным обустройством скважин и пространственным расположением их в коллекторе достигают двойного управления процессом извлечения нефти: как со стороны нагнетательных скважин, так и со стороны добывающих, причем даже для традиционного способа извлечения нефти. И это двойное управление усиливает преимущества энергетических режимов заявленного циклического способа разработки залежей углеводородов.

Кроме этого внутри трубы от устья скважины до отверстий в трубе размещают нагреватель, которым повышают температуру закачиваемой термохимически подготовленной, насыщенной газом воды в коллектор, что необходимо для восстановления пластовой энергии, а также для снижения вязкости нефти, предотвращения образования гидратов нефти, закупорки ими и парафином пор коллектора, а также и оседания этих веществ в объеме обсадной колонны на всех поверхностях обустраивающих ее деталей конструкции и для поддержания или создания газлифта в обсадной колонне добывающей скважины. Равномерно распределенной депрессей вдоль горизонтального ствола скважины реально уменьшают скорость роста равномерного по высоте гребня подошвенной воды в коллекторе, чем в итоге дополнительно уменьшают среднюю суммарную обводненность добываемой нефти.

Самому циклическому процессу, основанному на периодическом восстановлении пластовой энергии и периодическом ее использовании даже с применением вертикальных нагнетательных и добывающих скважин, свойствены большие значения коэффициента охвата вытеснением (К_охв) нефти из коллектора, который характеризует процесс на макроуровне и является отношением величины объема, в течение более длительного времени реально подверженного воздействию пластовой энергии, к величине объема, предназначенного для этого воздействия. Переход от вертикальных нагнетательных и добывающих скважин к скважинам с горизонтальным стволом, оборудованным обсадными колоннами в зоне горизонтального ствола, позволяет увеличить объем реального равномерного воздействия на коллектор, предотвращая образование застойных зон с нефтью, следовательно, увеличить и К_охв. Но это же равномерное воздействие способствует и более эффективной обработке термохимически подготовленной водой нефти в порах коллектора, растворению и вытеснению ее из них, что характеризует процесс на микроуровне - величину коэффициента вытеснения (К_в), а произведение этих коэффициентов, согласно формулы академика А.П.Крылова [3], есть коэффициент извлечения нефти (КИН):

КИН=К_охв·К_в,

то есть рост этих коэффициентов дает увеличение КИН.

Таким образом, в заявленном циклическом способе разработки залежей нефти в зависимости от вида залежей и стадии их разработки применяют различные величины сверхкритических и критических депрессий на продуктивный пласт в РИПЭ, чем создают диапазон обводненности добываемой нефти от нулевой до предельно допустимой по рентабельности и извлекают нефть при наибольшем дебите, который достигается в каждом конкретном цикле, что в итоге приводит к повышенным значениям текущего и конечного КИН. При этом в периоды РИНЭ в продуктивный пласт закачивают объем термохимически подготовленной, насыщенной газом воды в объеме, равном объему добытой жидкости в этом же цикле, чем, в основном, предотвращают расформирование залежи нефти. Кроме этого ограничивают и объемную скорость закачки воды настолько, чтобы не происходил гидроразрыв продуктивного пласта, чем уменьшают образование укрупненных локальных потоков воды в коллектор, снижающих эффективность ее применения, и предотвращают образование застойных зон с нефтью.

Эффективность способа усиливают равномерным воздействием на разрабатываемый участок продуктивного пласта как со стороны добывающих, так и со стороны нагнетательных скважин, для чего применяют скважины с горизонтальным стволом, оборудованными по всей длине обсадной колонной, зацементированной по всей длине снаружи и равномерно перфорированной по всей зоне горизонтального ствола.

Внутреннее обустройство обсадной колонны, способствующее созданию равномерной депрессии на продуктивный пласт перфорированным участком обсадной колонны добывающей скважины или репрессии, соответственно, нагнетательной скважины, показано на фиг.1. На фиг.1 обозначено: 1 - равномерно перфорированный участок обсадной колонны в зоне горизонтального ствола, 2 - сужающийся патрубок, 3 - цементная пробка в патрубке, 4 - часть введенной от устья скважины трубы, 5 - конусообразная заглушка трубы, 6 - отверстия в трубе, 7 - введенный от устья скважины нагреватель, 8 - гидравлический якорь, 9 - опорное кольцо с конусообразным отверстием для трубы и отверстиями для прохода жидкостей.

Ориентировочный расчет, выполненный с помощью анализа графических зависимостей на фиг.2 и 3 [3], приведенных ниже, показывает, что при осуществлении разработки такой же залежи заявленным в изобретении циклическим способом, при депрессии на пласт, равной 3,5 ат., при предельно допустимой обводненности продукции, например, равной 95%, и периодом каждого РИПЭ и РИНЭ по 0,8 года, даже при условии, что уже после первого цикла будет идти недовосстановление количества нефти в продуктивном пласте около добывающей скважины и в каждом последующем цикле из-за этого в период РИПЭ КИН за цикл будет уменьшаться пропорционально доли нефти, добытой в предыдущем цикле, то после проведения только 8 циклов (12,8 года) будет достигнут суммарный КИН≈62%, что почти на 32% превысит КИН (30%) для непрерывного РИПЭ с заданной обводненностью (фиг.2) нефти, равной 95%, при той же депрессии (Δρ=3,5 ат.), почти за тот же срок, равный 12 годам.

При этом существенно то, что КИН - величина относительная, а не абсолютная (не суммарный дебит), поэтому полученный сравнительный результат расчета типичен для различных по мощности залежей нефти.

Источники информации

1. Способ разработки нефтяной залежи. Патент РФ №2176312, приоритет от 05.01.2000 / Бенч А.Р., Тимофеев В.К., Верещагин В.В.

2. Батурин Ю.Е., Медведев Н.Я., Сонич В.И., Юрьев А.Н.: Методы разработки сложнопостроенных нефтегазовых залежей и низкопроницаемых коллекторов. || Нефт. хоз., №6, 2002, с.104-109.

3. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Закиров И.С., Батанова М.Н., Спиридонов А.В.: Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа, М., РАН ИПНГ, 2004.

Claims (4)

1. Циклический способ разработки залежей нефти, каждый цикл которого состоит из режима истощения пластовой энергии, в котором извлекают продукцию добывающими скважинами, и сменяющего его режима искусственного нагнетания энергии, в котором в продуктивный пласт-коллектор закачивают воду нагнетательными скважинами, восстанавливающую в нем объем жидкости и энергию, отличающийся тем, что применяют добывающие скважины с горизонтальным стволом в нефтяной зоне продуктивного пласта, от устья до конца забоя которых вводят обсадную колонну, снаружи которую цементируют и оставляют цементную пробку в конце колонны, перфорируют участок обсадной колонны в зоне горизонтального ствола скважины и от устья скважины внутри обсадной колонны по длине в зоне горизонтального ствола скважины располагают трубу с заглушкой на ее конце, а перед заглушкой на стенке трубы размещают отверстия, с помощью которых, как и зазора между трубой и обсадной колонной со стороны устья скважины, создают и выравнивают депрессию на продуктивный пласт через перфорированный участок обсадной колонны.

2. Циклический способ по п.1, отличающийся тем, что в режиме истощения пластовой энергии продукцию извлекают при критической безводной депрессии на пласт, соответствующей добыче нефти без подошвенной воды на залежах углеводородов, содержащих ее и превышающих критическую безводную депрессию, и получают продукцию с нарастающей обводненностью за счет подошвенной воды в диапазоне значений от нулевой до предельно допустимой обводненности продукции по рентабельности в циклах, в которых к добывающим скважинам еще не поступает нефть с водой, закачанной нагнетательными скважинами; в циклах, в которых к добывающим скважинам поступает нефть с водой от нагнетательных скважин, суммарную обводненность от обоих ее источников поступления также ограничивают величиной предельно допустимой обводненности продукции по рентабельности с помощью сверхкритических депрессий; в циклах, в которых в добывающие скважины уже поступает продукция с предельно допустимой обводненностью по рентабельности за счет закачанной воды нагнетательными скважинами, депрессию на пласт поддерживают равной критической безводной; при этом во всех случаях на залежах нефти с подошвенной водой или без нее создают депрессию на продуктивный пласт, не приводящую к поступлению газа из газовой шапки в горизонтальный ствол добывающих скважин, и создают такую максимальную депрессию, при которой бы еще не происходило разгазирования нефти внутри коллектора, и извлечение продукции оканчивают в начале резкого снижения максимального дебита нефти конкретного цикла; при этом каждый период режима искусственного нагнетания энергии устанавливают равным или короче предыдущего режима истощения пластовой энергии и не допускают объемной скорости закачки воды в продуктивный пласт, приводящей к его гидроразрыву, и закачивают объем воды, равный объему жидкости, добываемой в этом же цикле.

3. Циклический способ по п.2, отличающийся тем, что применяют в продуктивном пласте нагнетательные скважины с горизонтальным стволом, каждую из которых оборудуют обсадной колонной и оснащают ее аналогично оснащению обсадной колонны добывающей скважины с горизонтальным стволом, и равномерно по его длине производят закачку в продуктивный пласт насыщенной газом термохимически подготовленной воды с температурой выше пластовой.

4. Циклический способ по п.3, отличающийся тем, что горизонтальные стволы добывающих и нагнетательных скважин располагают поперек преимущественного направления трещин в продуктивном пласте, но параллельно между собой.

Images