СПОСОБ ДОБЫЧИ НЕФТИ ИЗ ПЛАСТА С АНОМАЛЬНО НИЗКИМ ПЛАСТОВЫМ ДАВЛЕНИЕМ
METHOD FOR OIL PRODUCTION FROM FORMATION WITH ABNORMALLY LOW FORMATION PRESSURE

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных залежей, представленных слоисто-неоднородными коллекторами, в том числе пластами с высокой расчлененностью и аномально низким пластовым давлением.
Известен способ добычи нефти, включающий отбор пластовой жидкости с помощью глубинного насоса из вертикальных добывающих скважин вскрывающих всю толщину продуктивного пласта с образованием зумпфа (см. книгу Муравьева И.М., Базлова М.Н. и др. «Техника и технология добычи нефти и газа». - М.: Недра, 1971, стр.79).
Однако разработка нефтяных пластов с высокой расчлененностью и малой эффективной толщиной вертикальными скважинами, обеспечивая вскрытие всех пропластков одновременно, не обеспечивает требуемой рентабельности, при этом в условиях аномально низкого пластового давления обеспечивается очень низкий приток пластовой жидкости в призабойную зону вертикальных скважин.
Известен способ добычи нефти из слоистых коллекторов путем бурения горизонтального ствола в середине продуктивного пласта с проводкой горизонтальных ответвлений выше и ниже основного ствола (см. патент RU №2431038, МПК: Е21В 43/16, опубл. 10.10.2011).
Однако в пластах с высокой расчлененностью в условиях аномально низкого пластового давлении приток пластовой жидкости из нисходящих горизонтальных ответвлений не будет получен за счет низкой пластовой энергии пласта, в результате часть продуктивного пласта оказывается не вовлеченной в разработку.
Также известен способ добычи нефти из слоистых коллекторов путем бурения горизонтального ствола в середине продуктивного пласта и вертикальной добывающей скважины, пробуренной с образованием зумпфа и пересекающей оконечность горизонтальной скважины, принятый авторами за прототип. Способ предназначен для добычи высоковязкой нефти, при этом горизонтальную скважину используют для закачки теплоносителя в пласт до разжижения нефти вокруг горизонтального ствола, затем скважину останавливают на выдержку с последующим отбором пластовой жидкости из вертикальной скважины (см. патент RU №2307242, МПК: Е21В 43/24, опубл. 27.09.2007).
Однако данный способ не может быть использован при разработке пластов с высокой расчлененностью, особенно при аномально низком пластовом давлении, когда бурение горизонтальных скважин нерентабельно из-за прерывистости продуктивных пропластков, их расчлененности и слабого притока пластовой жидкости в вертикальные скважины.
Задачей изобретения является повышение нефтеизвлечения из пластов с высокой расчлененностью и аномально низким пластовым давлением за счет увеличения зоны дренирования пласта и активизации стока пластовой жидкости путем усиления сил, способствующих вытеснению пластовой жидкости.
Поставленная задача достигается тем, что в заявляемом способе добычи нефти из пласта с аномально низким пластовым давлением осуществляют отбор пластовой жидкости с помощью глубинного насоса из вертикальных добывающих скважин, пробуренных с образованием зумпфа.
Существенными отличительными признаками заявленного изобретения являются:
- создают в каждой вертикальной добывающей скважине каверну в нижней части продуктивного пласта;
- заполняют каверну наполнителем;
- бурят дополнительно пологонаправленные добывающие скважины;
- соединяют забой каждой пологонаправленной скважины с каверной соответствующей добывающей вертикальной скважины;
- сообщают устья пологонаправленных добывающих скважин с атмосферой;
- бурят вертикальные скважины с диаметром больше диаметра пологонаправленных скважин;
- располагают устья пологонаправленных скважин, например, вблизи устьев соседних вертикальных добывающих скважин;
- осуществляют создание каверны, например, путем гидромониторного размыва породы с помощью специального переводника с боковой гидромониторной насадкой;
- заполняют каверну наполнителем, например, намывом гравийного наполнителя.
Указанная совокупность существенных признаков обеспечивает создание условий для повышения нефтеизвлечения из пластов с высокой расчлененностью и аномально низким пластовым давлением за счет увеличения зоны дренирования пласта путем дополнительного бурения разветвленной сети пологонаправленных добывающих скважин, обеспечивающих максимальный охват продуктивных пропластков как по толщине, так и по площади. Соединение забоев пологонаправленных добывающих скважин с каверной, созданной в нижней части продуктивного пласта в вертикальной добывающей скважине, и сообщение с атмосферой устьев всех пологонаправленных добывающих скважин обеспечивает активизацию сил, способствующих вытеснению пластовой жидкости. Именно усиление сил гравитации за счет дополнительного действия силы атмосферного давления способствует активизации стока пластовой жидкости в вертикальную скважину с большей площади продуктивного пласта, при этом, одновременно, благодаря сбору пластовой жидкости в каверне и зумпфе создаются благоприятные условия для работы скважинного насоса, предотвращающие срывы подачи пластовой жидкости на поверхность.
Таким образом, предложенный способ добычи нефти из пластов с высокой расчлененностью и аномально низким пластовым давлением (ниже гидростатического на 20-30%) за счет исполнения вертикальных и пологонаправленных добывающих скважин и их взаимосвязи позволяет существенно повысить нефтеизвлечение пластовой жидкости за счет увеличения зоны дренирования пласта и активизации сил, способствующих вытеснению пластовой жидкости.
Заявленная совокупность существенных признаков не известна нам из уровня техники, поэтому заявленное изобретение является новым. Заявленные отличительные признаки изобретения являются неочевидными для среднего специалиста в данной области. В связи с этим мы считаем, что заявленное изобретение имеет изобретательный уровень. Изобретение промышленно применимо, так как имеющееся оборудование и технология, разработанная нами, позволяют реализовать способ в полном объеме.
На фиг.1 изображена схема разбуривания залежи (элемент блока), на фиг.2 - принципиальная схема заканчивания вертикальной добывающей скважины, при разработке пласта с аномально низким пластовым давлением, на фиг.3 - принципиальная схема заканчивания вертикальной добывающей скважины, при одновременно раздельной эксплуатации пластов с различными фильтрационными свойствами, верхний из которых с аномально-низким пластовым давлением.
Разработку залежи пласта 1 с аномально низким пластовым давлением (АНПД) осуществляют с помощью вертикальных добывающих скважин 2, пологонаправленных добывающих скважин 3 и нагнетательных скважин 4. Скважины располагают, например, по рядной сетке (см. фиг.1) с четырьмя рядами вертикальных добывающих скважин и к каждой вертикальной добывающей скважине пробурено, например, шесть пологонаправленных добывающих скважин, то есть пологонаправленные скважины, расположенные между вертикальными добывающими скважинами, направлены навстречу друг другу, но не пересекаются друг с другом. Возможен вариант бурения большего количества пологонаправленных скважин и иной вариант разбуривания залежи. Вертикальные добывающие скважины 3 бурят с поверхности земли. Верхние интервалы пород в скважине перекрывают направлением и кондуктором. Возможна установка только одного кондуктора 5 (см. фиг.2). Затем вскрывают пласт 1 с аномально низким пластовым давлением с образованием зумпфа 6. Далее в нижней части продуктивного пласта 1 осуществляют создание каверны 7, например, путем гидромониторного размыва породы с помощью специального переводника с боковой гидромониторной насадкой или посредством гидравлического раздвижного расширителя, или другими способами. После спуска эксплуатационной колонны 8 осуществляют ее цементирование от устья до кровли каверны. Возможен вариант цементирования эксплуатационной колонны до кровли продуктивного пласта. Затем в скважину спускают фильтр 9 и осуществляют заполнение каверны, например, намывом гравийного наполнителя, щебня или другого наполнителя (позицией на схеме не показано), через который обеспечивается приток пластовой жидкости в каверну и осуществляют окончательную установку фильтра до подошвы или ниже подошвы продуктивного пласта. Фильтр 9 может быть спущен в скважину как самостоятельно, так и вместе с эксплуатационной колонной 8. Зумпф 6 вертикальной скважины оставляют открытым или, при необходимости, закрепляют, например, цементным стаканом.
После бурения вертикальных добывающих скважин 2 осуществляют бурение разветвленной сети пологонаправленных добывающих скважин 3, забои которых вскрывают искусственную каверну 7 вертикальной скважины, как правило, в нижней части пласта 1, то есть к каждой вертикальной добывающей скважине пробурено несколько добывающих пологонаправленных скважин. Устья пологонаправленных скважин располагают, например, вблизи устьев соседних вертикальных добывающих скважин, при этом устье каждой пологонаправленной скважины оборудуют запорной арматурой и приспособлением для сообщения с атмосферой, например, клапанным узлом (на схемах не показано). Все работы по подготовке и зарезке "окна" в эксплуатационной колонне вертикальной добывающей скважины, бурению пологонаправленных скважин и их креплению осуществляют в соответствии со специальным проектом на строительство пологонаправленных скважин. Предлагаемая конструкция пологонаправленных скважин состоит из кондуктора, эксплуатационной колонны с фильтровой секцией в интервале продуктивного пласта (на схемах не показано).
Параллельно осуществляют бурение вертикальных нагнетательных скважин и их обустройство по общепринятой технологии для закачки вытесняющего агента.
После разбуривания добывающих вертикальных скважин, пологонаправленных добывающих скважин и вертикальных нагнетательных скважин и завершения строительства скважин осуществляют обустройство всех скважин глубинным оборудованием. В качестве глубинно-насосного оборудования вертикальных добывающих скважин наиболее предпочтительны штанговые глубинно-насосные установки (УШГН) или винтовые насосы с поверхностным приводом, обеспечивающие возможность изменения подачи пластовой жидкости. Глубину спуска глубинно-насосного оборудования (ГНО) и, соответственно, длину подвески насосно-компрессорных труб (НКТ) определяют конструкцией скважины и необходимым гарантированным погружением под динамический уровень, ограниченный кровлей продуктивного пласта. Глубину подвески ГНО рассчитывают для каждой скважины индивидуально в зависимости от длины ствола скважины и отметки кровли пласта, и, как правило, глубинный насос 10 располагают в зумпфе 6 вертикальной добывающей скважины.
Подготовленные скважины вводят в эксплуатацию. Добычу нефти осуществляют следующим образом. Пластовая жидкость из пласта I, по стволам пологонаправленных скважин 3, под действием силы гравитации и действия силы атмосферного давления за счет сообщения с атмосферой устьев пологонаправленных скважин, поступает в каверну 7 и стекает в зумпф 6 добывающей вертикальной скважины 2 откуда откачивается на поверхность глубинным насосом 10, при этом благодаря возможности дополнительного увеличения объема накопления пластовой жидкости за счет каверны создаются благоприятные условия для работы скважинного насоса, предотвращающие срывы подачи пластовой жидкости на поверхность.
Вместе с вводом в эксплуатацию добывающих скважин осуществляют закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины, при этом давление закачки поддерживают на уровне начального пластового давления. Объемы закачки вытесняющего агента в каждую нагнетательную скважину рассчитывают из условия компенсации отборов пластовой жидкости из окружающих добывающих скважин. В качестве вытесняющего агента используют, например, воду, воду с ПАВ и другие реагенты, которые подбирают по результатам опытных работ. Возможен вариант перевода добывающих скважин в нагнетательные, при этом устья пологонаправленных скважин перекрывают запорной арматурой.
Возможен вариант, когда вместе с добычей нефти из пласта с аномально низким пластовым давлением осуществляют добычу нефти из ниже- или вышележащих пластов с иными фильтрационными свойствами. В этом случае разработку залежей пластов осуществляют единой сеткой скважин с применением известных технологий одновременно раздельной эксплуатации и одновременно раздельной закачки вытесняющего агента.
Рассмотрим вариант совместной разработки пласта с аномально низким пластовым давлением и нижележащего пласта с иными фильтрационными свойствами.
Вертикальные добывающие скважины 2 бурят с поверхности земли и вскрывают пласты 1 и 11 с образованием зумпфа 12 под пластом 11 (см. фиг.3). Бурение вертикальной скважины осуществляют по общепринятой технологии. Предварительно бурят вертикальную скважину ниже продуктивного пласта 1 с аномально низким пластовым давлением. Далее в продуктивном пласте 1 осуществляют создание каверны 7, например, путем гидромониторного размыва породы с помощью специального переводника с боковой гидромониторной насадкой или посредством гидравлического раздвижного расширителя, или другими способами. Затем спускают эксплуатационную колонну 8 с фильтром 9 и осуществляют заполнение каверны, например, намывом гравийного наполнителя, щебня или другого наполнителя, через который обеспечивается приток пластовой жидкости в каверну. После цементирования эксплуатационной каверны от устья до кровли каверны 7 или до кровли продуктивного пласта 1 вертикальную скважину добуривают ниже продуктивного пласта 11 с образованием зумпфа 12. Затем в скважину спускают фильтр 13 с набухающим пакером 14, который разделяет пласты между собой и предотвращает приток пластовых вод в скважину. Возможен вариант, когда в скважину ниже продуктивного пласта 1 спускают эксплуатационную колонну 8, которую после заполнения каверны наполнителем и установки фильтра 13 с набухающим пакером, перфорируют выше набухающего пакера 14. Зумпф 12 вертикальной скважины оставляют открытым или, при необходимости, закрепляют, например, цементным стаканом.
Затем осуществляют бурение пологонаправленных скважин аналогично их бурению при разработке одного пласта с АНПД. Все работы по подготовке и зарезке "окна" в эксплуатационной колонне вертикальной добывающей скважины, бурению пологонаправленных скважин, спуску и креплению хвостовика также осуществляют в соответствии специальным проектом на строительство пологонаправленных скважин. Предлагаемая конструкция пологонаправленных скважин состоит из кондуктора, эксплуатационной колонны с фильтровой секцией в интервале продуктивного пласта. Устья пологонаправленных скважин располагают, например, вблизи устьев соседних вертикальных добывающих скважин, при этом устье каждой пологонаправленной скважины оборудуют запорной арматурой и приспособлением для сообщения с атмосферой, например, клапанным узлом (на схемах не показано). Параллельно осуществляют бурение вертикальных нагнетательных скважин и их обустройство. После разбуривания блока добывающих вертикальных скважин, пологонаправленных добывающих скважин и вертикальных нагнетательных скважин и завершения строительства скважин осуществляют обустройство всех скважин глубинным оборудованием.
В качестве глубинно-насосного оборудования (позицией на схеме не показано) вертикальных добывающих скважин наиболее предпочтительны штанговые глубинно-насосные установки (УШГН) или винтовые насосы с поверхностным приводом. Глубину спуска глубинно-насосного оборудования (ГНО) и, соответственно, длину подвески насосно-компрессорных труб (НКТ) определяют конструкцией скважины и необходимым гарантированным погружением под динамический уровень, ограниченный кровлей пласта. Глубину подвески ГНО рассчитывают для каждой скважины индивидуально в зависимости от длины ствола скважины и отметки кровли пласта. Для оборудования вертикальной скважины по технологии одновременно раздельной эксплуатации (ОРЭ), учитывая большой диаметр эксплуатационной колонны и незначительную глубину залегания продуктивных пластов, наиболее предпочтительна двухлифтовая схема (параллельный лифт) размещения насосного оборудования. Возможен вариант откачки пластовых жидкостей из пластов путем их смешения в цилиндре верхнего насоса, при этом нижним насосом откачивают жидкость из нижнего пласта, а верхним насосом вместе с жидкостью верхнего пласта одновременно всасывается и жидкость, поступающая из нижнего насоса. В этом случае диаметр верхнего насоса подбирают так, чтобы обеспечить добычу пластовых жидкостей с обоих пластов.
В качестве оборудования для нагнетательной скважины при закачке воды в два объекта по технологии одновременно раздельной закачки (ОРЗ) рекомендуется двухпакерная компоновка с двойным лифтом, состоящая из наземного и скважинного оборудования.
Подготовленные скважины вводят в эксплуатацию. Вместе с вводом в эксплуатацию добывающих скважин осуществляют закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины, при этом давление закачки поддерживают на уровне начального пластового давления. Объемы закачки вытесняющего агента в каждую нагнетательную скважину рассчитывают из условия компенсации отборов пластовой жидкости из окружающих добывающих скважин. В качестве вытесняющего агента используют, например, воду, воду с ПАВ и другие реагенты, которые подбирают по результатам опытных работ. Возможен вариант перевода добывающих скважин в нагнетательные, при этом устья пологонаправленных скважин перекрывают запорной арматурой.
Рассмотрим пример конкретного осуществления способа, когда продуктивный пласт с аномально низким пластовым давлением залегает выше продуктивного пласта с иными фильтрационными свойствами. Способ может быть осуществлен в условиях Нижнечутинского месторождения, которое расположено в Ухтинском районе Республики Коми. В совместную разработку целесообразно ввести два пласта и разрабатывать их самостоятельной сеткой с созданием системы поддержания пластового давления. Коллектор характеризуется как сложный порово-трещинный, слабосцементированный. Верхний пласт характеризуется высокой расчлененностью (до 10-12 продуктивных пропластков), аномально низким пластовым давлением - 0,325 МПа и низкими фильтрационными свойствами по сравнению с нижележащим пластом.
Параметры пластов приведены в таблице 1
Таблица 1
Параметры пластов
Верхний пласт
Нижний пласт
Средняя глубина залегания кровли, м
68,9
138,3
Средняя общая толщина, м
37,8
3,6
Пористость, %
22
24
Проницаемость, 10<sup>-3</sup> мкм<sup>2</sup>
50
472
Коэффициент песчанистости, доли ед.
0,352
0,667
Расчлененность
9,519
2,240
Начальная пластовая температура, °С
3,7
7,0
Разработку залежей пластов 1 и 11 (см. фиг.3) осуществляют единой сеткой скважин с применением технологий одновременно раздельной эксплуатации и одновременно-раздельной закачки вытесняющего агента. Конструкция вертикальных добывающих скважин должна обеспечивать аккумуляцию пластовой жидкости, необходимый диаметр скважины для последующего вскрытия ее на заданной глубине пологонаправленными цренирующими скважинами, например, шестью стволами.
Предлагаемая конструкция вертикальной добывающей скважины приведена в таблице 2.
Таблица 2
Наименование и диаметр колонны, мм
Глубина спуска, м
Интервал цементирования
от
до
Кондуктор, 426
55
0
55
Эксплуатационная, 324
180
0
55
Открытый ствол, 393,7
185
-
-
Кондуктор диаметром 426 мм служит для сохранения насыпного основания площадки буровой установки, для перекрытия неустойчивых отложений. Цементирование производят, например, цементом марки ПЦТ-II-50. Эксплуатационная колонна 324 мм служит для аккумулирования пластовой жидкости и размещения насосного оборудования для откачки жидкости на дневную поверхность. Цементирование колонны производят, например, цементом марки ПЦТ-II-50 в одну ступень с применением пакера манжетного цементирования (позицией на схеме не указан) с глубиной его установки в интервале кровли продуктивного горизонта, примерно 55 м. Перед спуском эксплуатационной колонны 8 в интервале нижней части продуктивного горизонта (83-103 м) производят создание каверны 7, например, гидромониторным способом с помощью специального переводника с боковой гидромониторной насадкой. Перед манжетным цементированием эксплуатационной колонны 8 осуществляют проведение операции по закреплению каверны, например, намывом гравийного наполнителя. После крепления эксплуатационной колонны производят кумулятивную перфорацию на глубине 95-103 м. Для разобщения продуктивных пластов в оснастке эксплуатационной колонны предусмотрен набухающий пакер. Набухание происходит под воздействием пластового флюида, время набухания пакеров задается при их производстве, регулируется составом эластомера, в зависимости от характеристик и состава пластового флюида. Для нижнего продуктивного пласта 11 в оснастке эксплуатационной колонны предусмотрен фильтр 13, установленный под набухающим пакером 14.
Предлагаемая конструкция пологонаправленных скважин (на схемах не показано) приведена в таблице 3 и состоит из кондуктора диаметром 178 м, спускаемого на глубину 55/226 м (вертикаль/ствол), эксплуатационной колонны диаметром 127 мм с фильтровой секцией в интервале продуктивного горизонта 55/226 м - 103/511 м (вертикаль/ствол).
Таблица 3
Наименование и диаметр колонны, мм
Глубина спуска, м
Глубина спуска по вертикали, м
Интервал цементирования
от
до
Кондуктор, 178
226
55
0
55/226
Эксплуатационная, 127
226
55
0
55/226
Фильтр, 127
511
103
-
-
Направление пологонаправленной скважины цементируют на всю длину, например, цементом марки ПЦТ-II-50. Эксплуатационную колонну выше фильтровой секции цементируют также, например, цементом марки ПЦТ-II-50 посредством манжетного цементирования.
Для оборудования вертикальной скважины по технологии одновременно-раздельной эксплуатации, учитывая большой диаметр эксплуатационной колонны и незначительную глубину залегания продуктивных пластов, наиболее предпочтительна двухлифтовая схема (параллельный лифт) размещения насосного оборудования
Глубину спуска глубинно-насосного оборудования (ГНО) и, соответственно, длину подвески насосно-компрессорных труб (НКТ) определяют конструкцией скважины и необходимым гарантированным погружением под динамический уровень, ограниченный кровлей пласта и в среднем она составляет для вертикальных скважин пласта 1-70 м, пласта 11-140 м. Насосное оборудование устанавливают ниже кровли пластов. Пласт 1 оборудуют коротким лифтом, пласт 11 - длинным лифтом. В качестве ГНО в таких условиях наиболее предпочтительны штанговые глубиннонасосные установки (УШГН). В качестве привода УШГН рекомендуется, например, цепной привод ЦП-40-2,1-0,5/2,5, который по своим характеристикам (длина хода до 2,1 ми число качаний от 0,5 кач/мин до 2,5 кач/мин) обеспечит нормальную работу штанговых насосов для пласта 1, например, типа НН2Б-57 и насосов для пласта 11, например НВ2Б-38. Для контроля работы системы пласт-насос-скважина целесообразно оснастить насосы системой кабельного глубинного комплекса, например «СОЮ3-ФОТОН». Датчики подземной телеметрии устанавливают под насосом на каждом лифте, данные передают в наземный бок по геофизическому кабелю, укрепленному на каждом лифте. В качестве оборудования для нагнетательной скважины при закачке вытесняющего агента в два пласта (ОРЗ) рекомендуется двухпакерная компоновка с двойным лифтом, состоящая из наземного и скважинного оборудования. Подвод вытесняющего агента, например воды в пласты 1 и 11 осуществляют по отдельным линиям, оборудованным расходомером и регулятором расхода для контроля и регулирования количества воды. Конструкция внутрискважинного оборудования позволяет вести оперативный учет и контроль параметров (давление, объем) нагнетаемого вытесняющего агента в каждый пласт. Объемы закачки вытесняющего агента в каждую нагнетательную скважину рассчитывают из условия компенсации отборов пластовой жидкости из окружающих добывающих скважин. Возможен вариант перевода добывающих скважин в нагнетательные, при этом устья пологонаправленных скважин перекрывают запорной арматурой.
Таким образом, предложенный способ разработки залежей нефти в слоисто-неоднородных коллекторах за счет исполнения вертикальных и пологонаправленных добывающих скважин и их взаимосвязи позволит создать благоприятные условия для повышения нефтеизвлечения из пласта с аномально низким пластовым давлением и обеспечить из него добычу нефти, а также осуществить экономически выгодную совместную разработку пластов с различными фильтрационными свойствами.