способ разработки неоднородной многопластовой нефтяной залежи

Формула изобретения

Способ разработки неоднородной многопластовой нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины из пластов, остановку по крайней мере одной скважины, цементирование ранее перфорированных интервалов, установку в скважине цементного моста с образованием нового искусственного забоя выше интервалов перфорации, с глубины выше верхнего интервала перфорации бурение нового наклонного ствола скважины с переходом на горизонтальный ствол в невыработанном пласте, расположение нового забоя на расстоянии не менее 30 м от забоя ранее пробуренной скважины, отличающийся тем, что пробуренную скважину используют как нагнетательную, длину горизонтального участка скважины выполняют исходя из необходимой приемистости скважины, давление и объем закачки в пробуренную скважину уменьшают до исключения прорыва рабочего агента в смежные пласты через заколонное пространство основного ствола скважины, закачку рабочего агента ведут в циклическом режиме, а в добывающих скважинах повышают забойное давление на величину уменьшения давления закачки рабочего агента в нагнетательную скважину.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородной многопластовой нефтяной залежи.

Известен способ вторичного вскрытия продуктивных пластов нефтяных и газовых скважин, включающий вырезку окна в эксплуатационной колонне выше кровли продуктивного пласта, через него бурение радиально направленных наклонных стволов малого диаметра за зону кольматации и заколонных перетоков флюида на все продуктивные пропластки продуктивных пластов. При этом применяют композитные растворы на нефтяной основе. Рецептуру растворов подбирают на основании анализа керна из ближайшей вертикальной скважины данного участка. В процессе эксплуатации окно в эксплуатационной колонне перекрывают щелевым фильтром (Патент РФ №2087671, кл. Е 21 В 29/06, опубл. 1997.08.20).

Известный способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с высокой нефтеотдачей.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки неоднородной многопластовой нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины из пластов, остановку, по крайней мере, одной скважины, цементирование под давлением ранее перфорированных интервалов, устанавливание в скважине цементного моста с образованием нового искусственного забоя выше интервалов перфорации, с глубины выше верхнего интервала перфорации бурение нового наклонного ствола скважины с переходом на горизонтальный ствол в невыработанном пласте, расположение новых забоев на расстоянии не менее 50 м от забоев ранее пробуренных скважин, назначение плотности перфорации стволов в невыработанных пластах согласно коллекторским свойствам пластов (Патент РФ №2097536, кл. Е 21 В 43/20, опубл. 1997 г. - прототип).

Известный способ позволяет извлекать из нефтяной залежи основные запасы, однако в залежи остаются значительные невыработанные запасы.

В предложенном изобретении решается задача увеличения нефтеотдачи залежи за счет более полного охвата пластов воздействием, вовлечения в разработку ранее не работавших продуктивных пластов.

Задача решается тем, что в способе разработки неоднородной многопластовой нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные, скважины, отбор нефти через добывающие скважины из пластов, остановку, по крайней мере, одной скважины, цементирование под давлением ранее перфорированных интервалов, устанавливание в скважине цементного моста с образованием нового искусственного забоя выше интервалов перфорации, с глубины выше верхнего интервала перфорации бурение нового наклонного ствола скважины с переходом на горизонтальный ствол в невыработанном пласте, расположение нового забоя на расстоянии не менее 50 м от забоя ранее пробуренной скважины, согласно изобретению пробуренную скважину используют как нагнетательную, длину горизонтального участка скважины выполняют исходя из необходимой приемистости скважины, давление и объем закачки в пробуренную скважину уменьшают до исключения прорыва рабочего агента в смежные пласты через межпластовые перемычки, закачку рабочего агента ведут в циклическом режиме, а в добывающих скважинах снижают забойное давление на величину уменьшения давления закачки рабочего агента в нагнетательную скважину.

Существенными признаками изобретения являются:

1. закачка рабочего агента через нагнетательные скважины;

2. отбор нефти через добывающие скважины из пластов;

3. остановка, по крайней мере, одной скважины;

4. цементирование под давлением ранее перфорированных интервалов;

5. установка в остановленной скважине цементного моста с образованием нового искусственного забоя выше интервалов перфорации;

6. в остановленной скважине с глубины выше верхнего интервала перфорации бурение нового наклонного ствола скважины с переходом на горизонтальный ствол в невыработанном пласте с низким пластовым давлением;

7. расположение нового забоя на расстоянии не менее 50 м от забоя ранее пробуренной скважины;

8. использование пробуренной скважины как нагнетательной;

9. выбор длины горизонтального участка скважины исходя из необходимой приемистости скважины;

10. уменьшение давления и объема закачки в пробуренную скважину до исключения прорыва рабочего агента в смежные пласты через заколонное пространство основного ствола скважины;

11. закачка рабочего агента в циклическом режиме;

12. в добывающих скважинах повышение забойного давления на величину уменьшения давления закачки рабочего агента в нагнетательную скважину и увеличение отбора нефти.

Признаки 1-7 являются общими с прототипом, признаки 8-12 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

При разработке неоднородной многопластовой нефтяной залежи часть запасов залежи остается не охваченной воздействием. На практике залежь может состоять из 20 и более пластов. Поскольку пласты имеют разную проницаемость, пористость и т.п., т.е. залежь неоднородна, выработка запасов из пластов происходит неравномерно. Все пласты вскрывают общим фильтром и приобщают к разработке. Однако в разработке участвуют, как правило, 40-60% нефтенасыщенных толщин. Охватываются разработкой, в основном, высокопроницаемые пласты. Кроме того, вследствие образовавшихся перетоков воды вдоль ствола скважины часть запасов остается как бы захороненной в залежи. Ликвидация таких перетоков известными средствами носит временный характер и во многом неэффективна. Из-за близости водонефтяных и газонефтяных контактов не вскрываются целые пласты пониженной продуктивности, которые не могут быть вовлечены в разработку обычными методами. По этим причинам нефтеотдача неоднородной многопластовой нефтяной залежи бывает на 10-20 пунктов ниже, чем обычной залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи неоднородной многопластовой залежи за счет более полного охвата пластов воздействием, вовлечения в разработку ранее не работавших невыработанных пластов в бездействующих, простаивающих, низкопродуктивных, нерентабельных, высокообводненных скважинах. Задача решается следующей совокупностью операций.

Останавливают, по крайней мере, одну скважину, цементируют под давлением ранее перфорированные интервалы и устанавливают в скважине цементный мост с образованием нового искусственного забоя выше интервалов перфорации. Цементирование под давлением приводит к полной закупорке перфорационных отверстий и зоны около скважины и практически полному прекращению всякого поступления пластовых флюидов в скважину и вдоль ствола скважины. Проверяют на герметичность эксплуатационную колонну. С глубины выше верхнего интервала перфорации верхнего пласта вырезают окно в эксплуатационной колонне и бурят новый наклонно-направленный ствол скважины с переходом на горизонтальный ствол в невыработанном пласте. Бурение нового ствола скважины и фактическая ликвидация прежнего ствола приводит к ликвидации образовавшихся ранее перетоков воды. При этом в последующем исключается проведение изоляционных работ. Горизонтальный или наклонный ствол бурят только в невыработавший пласт. Ранее образовавшиеся конуса воды и межпластовые перетоки отстоят от нового ствола на расстоянии, по крайней мере, 20-50 м, что вполне достаточно для исключения их влияния на обводнение добываемой продукции или ухода закачиваемого рабочего агента.

Расположение новых забоев на расстоянии не менее 30 м от забоев ранее пробуренных скважин способствует более полному охвату пластов воздействием и выработке ранее не вырабатываемых запасов залежи.

Пробуренную скважину используют как нагнетательную. Несмотря на то что в основном стволе скважины проведены работы по цементированию ранее перфорированных интервалов и установлению в скважине цементного моста, заколонные перетоки могут иметь место. Их возможность и интенсивность определяются давлением в пластах и перепадом давления между пластами. Поэтому давление и объем закачки в пробуренную скважину выбирают исключающими прорыв рабочего агента в смежные пласты через заколонное пространство основного ствола скважины. Этим исключается прорыв рабочего агента в смежные пласты. За счет этого повышается равномерность поступления рабочего агента по толщине и площади невыработанного пласта, повышается охват пласта воздействием и увеличивается нефтеотдача залежи.

Как известно, с увеличением длины горизонтального участка скважины увеличивается приемистость скважины при сохранении давления закачки. Поэтому длину горизонтального участка скважины выполняют исходя из необходимой приемистости скважины. При этом давление и объем закачки в пробуренную скважину уменьшают до исключения прорыва рабочего агента в смежные пласты через заколонное пространство основного ствола скважины, как правило на величину 2-5 МПа. Из тех же соображений в добывающих скважинах повышают забойное давление на величину уменьшения давления закачки рабочего агента в нагнетательную скважину, т.е. на ту же величину 2-5 МПа. Закачку рабочего агента ведут в циклическом режиме, в основном, 5-16 сут закачка, 5-16 сут остановка.

Использование существующего ствола скважины для бурения новых стволов позволяет экономить на бурении основного ствола и удешевлять производство работ. Повышение охвата пластов воздействием и равномерность выработки запасов позволяют повысить нефтеотдачу залежи.

Примеры конкретного выполнения способа

Пример 1. Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина залежи 1147,5 м, глубина водонефтяного контакта 1000 м, пластовое давление 12,5 МПа, пластовая температура 28С, пористость 16, проницаемость 0,171 мкм², нефтенасыщенность 0,8, вязкость нефти в пластовых условиях 180,2 МПас, плотность нефти в поверхностных условиях 0,916 г/см³, давление насыщения 5 МПа, газовый фактор 3,557 м³/т, коллектор - поровый. Залежь многопластовая. Количество пластов колеблется по залежи от 2 до 7. Пласты отделены друг от друга глинистыми пропластками толщиной 0,8-10 м. Проницаемость пластов колеблется от 0,176 до 0,083 мкм². Балансовые запасы колеблются по пластам от 17000 до 100000 тыс.т.

Закачивают рабочий агент через 180 нагнетательных скважин, отбирают нефть через 600 добывающих скважин. Выбирают добывающую скважину, имеющую максимальное количество окружающих добывающих скважин с неработающим пластом, проходящую через 2-6 пластов, из которых 5 слабонасыщены нефтью или же водонасыщены. Цементируют под давлением 15 МПа на устье ранее перфорированные интервалы. С глубины на 150 м выше проектного пласта, т.е. с глубины выше верхнего интервала перфорации, вырезают "окно" в эксплуатационной колонне необходимой длины. Бурение нового наклонного ствола скважины производят через "окно" наклонно-направленно с переходом на горизонтальный ствол в невыработанном пласте на глубине 1145-1147 м на расстоянии 30 и более метров от прежнего ствола. Пробуренный горизонтальный ствол выполняют необходимой длины от 10 метров и более в интервале продуктивного пласта и обсаживают колонной (или щелевым фильтром), перфорируют. Если невыработанный пласт разделен маломощными глинистыми перемычками толщиной 4 м и менее, не поддающимися ремонту без разрушения цементного кольца и засорения исходного пласта, пробуренную скважину используют как нагнетательную. Длину горизонтального участка скважины выполняют длиной 10 и более метров, исходя из необходимой приемистости скважины. При этом давление и объем закачки в пробуренную скважину уменьшают для исключения прорыва рабочего агента в смежные пласты через заколонное пространство основного ствола скважины на величину 10-40% от первоначального. Таким образом, давление закачки на устье устанавливают равным 10,2 МПа при расходе рабочего агента 200 м³/сут. В качестве рабочего агента используют сточную воду. В окружающих добывающих скважинах высокообводненные пласты отключают селективными материалами или цементом и ведут отбор нефти только из намеченного пласта. Через ближайшие добывающие скважины, в которых этот пласт невыработан, ведут отбор нефти. В добывающих скважинах повышают забойное давление на величину уменьшения давления закачки рабочего агента в нагнетательную скважину, т.е. на ту же величину 4 МПа. Забойное давление устанавливают равным 3 МПа. Закачку рабочего агента ведут в циклическом режиме, 15 сут. закачка, 15 сут. остановка.

На участке залежи обводненность добываемой нефти снизилась до 20%, нефтеотдача залежи возросла на 10% и составила 43%.

Применение предложенного способа позволит увеличить нефтеотдачу залежи.