Способ разработки нефтегазовых месторождений

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки многопластовых залежей углеводородов, где газовые, нефтяные и водоносные пласты разделены пластами плотных, но проницаемых пород. Обеспечивает увеличение нефтеотдачи и газоконденсатоотдачи путем комплексного воздействия на нефтяные оторочки за счет рационального расположения в залежи стволов скважин, увеличения поверхности отбора нефти (зоны перфорации) и уменьшения депрессии на пласт. Сущность изобретения: способ включает бурение горизонтальных скважин с обсаженными ответвлениями. Одно из этих ответвлений, дальнее от устья, направлено вверх на пересечение газоносного интервала залежи. Остальные ответвления направлены вниз на пересечение нефтенасыщенного интервала залежи. Используют естественный газлифт нефти. Вскрывают нефтенасыщенный интервал. Создают фильтрационный экран. Согласно изобретению горизонтальные участки добывающих скважин проводят выше нефтенасыщенного интервала. Фильтрационные экраны создают на границе водонефтяного контакта, где продольная пластовая проницаемость больше поперечной. Экраны создают путем закачки через каждое нижнее ответвление под водонефтяной контакт жидкости с вязкостью, большей, чем у нефти. В каждой скважине для регулирования естественного газлифта нефти устанавливают эжектор и регулировочное перепускное устройство между нефтенасыщенными интервалами-коллекторами и газоносными интервалами-источниками энергии, которыми управляют с поверхности. 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки многопластовых залежей углеводородов, где газовые, нефтяные и водоносные пласты разделены пластами плотных, но проницаемых пород.

Известен способ разработки нефтегазовых месторождений (патент №2158820, МПК 7 Е 21 В 43/16, опубл. 10.11.2000 г., бюл. №31), включающий бурение горизонтальных добывающих скважин, вскрытие нефтенасыщенного интервала, создание фильтрационного экрана, добычу нефти в режиме критических безгазовых дебитов. Однако в нем умалчивается о соответствии критерию промышленной применимости, так как в нем не пояснено, каким образом будет устанавливаться фильтрационный экран на границе водонефтяного контакта. В однородном по коллекторским свойствам пласте (как в примере аналога) установить такой экран, какой предлагается по аналогу, современными средствами невозможно. По этой технологии добыча нефти производится в режиме критических безгазовых дебитов, что весьма существенно увеличивает себестоимость добываемой продукции. Кроме того, не предусматривается использование естественного газлифта, что может дать существенную выгоду при значительных запасах газа. Но аналогию данного способа можно весьма успешно использовать в месторождениях массивного типа, имеющих большое количество пластов (большую слоистость), где пласты газа, нефти и воды разделены пластами более плотных, но значительно менее проницаемых пород.

Наиболее близким по технической сущности к заявленному является выбранный в качестве прототипа способ разработки по а.с. №1818466 М. кл. 5 Е 21 В 43/12, опубликованному 30.05.93 г., бюл. №20. Он предусматривает проводку стволов горизонтальных скважин вдоль нижней части нефтенасыщенного коллектора с подъемом ствола в верхнюю его часть, в газовую шапку. В результате этого подъем нефти осуществляется за счет энергии сжатого газа газовой шапки, за счет естественного газлифта. Регулирование притока газа производится с использованием дросселя, устанавливаемого в эксплуатационной колонне в непосредственной близости от газонефтяного контакта. Но в то же время этот способ не предусматривает установку фильтрационного экрана в зону водонефтяного контакта, в результате чего вода водоносного слоя быстро достигнет перфорированной части горизонтального ствола.

Задача изобретения - увеличение нефтеотдачи и газоконденсатоотдачи путем комплексного воздействия на нефтяные оторочки за счет рационального расположения в залежи стволов скважин, за счет увеличения поверхности отбора нефти (зоны перфорации) и уменьшения депрессии на пласт (в сравнении с обычными методами), за счет рационального использования пластовой энергии посредством контроля и управления процессом межпластовых и внутрипластовых перетоков флюидов, а также за счет установления фильтрационного экрана на границе водонефтяного контакта.

Поставленная задача достигается применением горизонтальных скважин с несколькими ответвлениями (фиг.1). Каждая подобная скважина вскрывает разрабатываемую многопластовую залежь, состоящую из газовых пластов 1, нефтяных пластов 2 и водоносных пластов 3, разделенных плотными пластами горных пород 4, с меньшей проницаемостью. Такая скважина имеет обсаженный горизонтальный участок 5, проведенный над газонефтяным контактом (ГНК). Так же как в прототипе, этот участок имеет дальнее от устья скважины обсаженное ответвление 6 с герметизацией затрубного пространства, направленное вверх на пересечение газовой шапки (верхних газоконденсатных и газовых пластов). Кроме того, горизонтальный участок имеет промежуточные обсаженные ответвления 7 с герметизацией затрубного пространства, направленные вниз, на пересечение нижележащей нефтяной оторочки (нефтяных пластов 2) до вскрытия водоносного слоя (водоносных пластов 3). Причем водоносный слой по окончании строительства, до разработки (иногда и в процессе разработки) отсекается от нефтяного пласта фильтрационным экраном 8, как по аналогу. Но, в отличие от аналога, фильтрационный экран создается в каждом нижнем ответвлении посредством закачки под водонефтяной контакт 9 (ВНК) жидкости с вязкостью большей, чем у нефти (например, бурового раствора и жидкости из шламового амбара). Здесь, вследствие того, что продольная относительно пластов проницаемость больше поперечной, закачиваемая жидкость распространится продольно водонефтяного контакта и, соответственно, создаст фильтрационный экран 8. Если в процессе разработки дополнительная барьерная изоляция не выгодна, то в каждом нижнем ответвлении ниже ВНК дополнительно может быть установлен тампон, препятствующий межпластовым перетокам флюидов по стволу ответвления. Если выгодно, то вместо тампона, выше ВНК в интервале плотных пород устанавливается съемный пакер.

Бывает, что над подобными месторождениями на доступном для совместной разработки расстоянии располагаются отдельные газовые залежи. В этом случае верхнее ответвление может быть проведено далее вверх на вскрытие такой залежи, как показано на фиг.2.

Для обеспечения газлифта и регулировки перетока флюидов из газовой части залежи в каждой скважине устанавливается регулировочное перепускное устройство 9, которое устанавливают в скважине между пластами-коллекторами и пластами-источниками энергии, которые управляются с поверхности, например посредством насосно-компрессорных труб или иной дистанционной передачи.

Разработка многопластовой газовой залежи с нефтяной оторочкой массивного типа осуществляется следующим образом:

1. Определяется сетка разработки нефтяной оторочки скважинными ответвлениями исходя из оптимальной эксплуатации оторочки с использованием фильтрационных экранов. Здесь сетка разработки может быть значительно плотнее по сравнению с обычной сеткой вертикальных эксплуатационных скважин.

2. Бурят горизонтальные скважины с верхним ответвлением над ГНК и проводят из горизонтальных участков ответвления вниз в соответствии с сеткой разработки по п.1.

3. В каждом нижнем ответвлении на уровне ВНК закачивают вязкую жидкость, то есть устанавливают фильтрационный экран.

4. Перфорируют продуктивные участки в скважинных ответвлениях.

5. Устанавливают газлифтное и эжекторное оборудование в каждой скважине.

6. Осуществляют запуск газлифта с эжекторным эффектом и планомерный отбор газа и нефти.

Отличительными признаками заявленного изобретения является следующее:

1) Горизонтальные участки добывающих скважин проводят выше нефтяной части пласта.

2) Создают фильтрационные экраны на границе водонефтяного контакта для регулирования направления потоков вытесняющей нефть воды в тех пластах, где продольная проницаемость больше поперечной.

Использование данных предложений для добычи нефти из нефтяных оторочек нам не было известно из патентной и научно-технической информации. В связи с этим считаем, что заявленное нами решение является новым.

Заявленная совокупность существенных отличительных признаков, по всей видимости, является неизвестной, что позволяет сделать вывод, что техническое решение имеет изобретательский уровень.

Заявленный способ может быть осуществлен специализированным предприятием или организацией, что соответствует критерию промышленной применимости.

Предлагаемый способ может быть осуществлен по следующему примеру.

Пример.

1. Определяют сетку разработки нефтяной оторочки скважинными ответвлениями.

2. Бурят горизонтальные скважины с верхним ответвлением над ГНК и проводят из горизонтальных участков ответвления вниз в соответствии с сеткой разработки по п.1.

3. В каждом нижнем ответвлении на уровне ВНК закачивают вязкую жидкость, то есть устанавливают фильтрационный экран.

4. Перфорируют продуктивные участки в скважинных ответвлениях.

5. На колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) в каждую скважину спускается регулировочное перепускное устройство 9, состоящее из пакера, поворотного регулирующего клапана и замка с левой резьбой. Данную компоновку устанавливают между газоносной и нефтеносной частью залежи и производят пакеровку для разобщения внутренней полости горизонтального участка скважины и верхнего перфорированного ответвления.

Примечание: 1) В данном случае регулирующий клапан должен закрываться при вращении НКТ вправо. 2) При спуске компоновки замок с левой резьбой свинчивают с заданным контролирующим усилием для предупреждения развинчивания колонны при передаче крутящего момента поворотному регулирующему клапану.

6. В каждой скважине открывают регулирующий клапан и вызывают притоки из газовой части залежи.

7. В каждой скважине закрывают регулирующий клапан и вызывают притоки из нефтяной части залежи.

8. В каждой скважине открывают регулирующий клапан и вызывают притоки из газовой части залежи.

9. В каждой скважине с помощью поворота колонны НКТ воздействуют на поворотный регулирующий клапан и регулируют объемы перетока газа из газового пласта в горизонтальную часть скважины. В результате этого добиваются определенного планом разработки дебета газа с соответствующим содержанием нефти, которая поднимается из нефтяной оторочки в горизонтальный участок благодаря эжекторному эффекту и потоком газа увлекается на поверхность.

10. Темпы отбора флюида регулируют в зависимости от особенностей конкретной залежи.

Заявляемый способ разработки надежен, так как основан на современных буровых и нефтедобывающих технологиях.

Заявляемый способ эффективен на больших глубинах, где стоимость строительства вертикальных скважин не позволяет делать достаточно частую сетку разработки (с точки зрения нефтеотдачи пластов).

Способ разработки нефтегазовых месторождений, включающий бурение горизонтальных скважин с обсаженными ответвлениями, одно из которых, дальнее от устья, направлено вверх на пересечение газоносного интервала залежи, а остальные направлены вниз на пересечение нефтенасыщенного интервала залежи, использование естественного газлифта нефти, вскрытие нефтенасыщенного интервала, создание фильтрационного экрана, отличающийся тем, что горизонтальные участки добывающих скважин проводят выше нефтенасыщенного интервала, создают фильтрационные экраны на границе водонефтяного контакта, где продольная пластовая проницаемость больше поперечной, путем закачки через каждое нижнее ответвление под водонефтяной контакт жидкости с вязкостью, большей, чем у нефти, при этом в каждой скважине для регулирования естественного газлифта нефти устанавливают эжектор и регулировочное перепускное устройство между нефтенасыщенными интервалами и газоносными интервалами-источниками энергии, которыми управляют с поверхности.