способ разработки нефтяного месторождения

Формула изобретения

Способ разработки нефтяного месторождения, включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, добычу нефти через добывающие скважины, выделение участков куполообразных поднятий, превышающих абсолютные отметки пласта, отличающийся тем, что в скважинах, расположенных на вершинах куполообразных поднятий, отсекая пакером изолируют обводнившуюся часть вскрытого продуктивного пласта химическими реагентами и/или тампонажным раствором, которому дают затвердеть, после затвердевания тампонажного раствора в скважине производят дополнительное вскрытие продуктивного пласта выше пакера, но ниже кровли продуктивного пласта, после чего используют данные скважины в качестве добывающих, остальные скважины, связанные гидродинамически с данными скважинами в пределах данного продуктивного пласта, переводят в нагнетательные, в которые закачивают рабочий агент.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, к области разработки нефтяных месторождений, приуроченных к куполообразным поднятиям, и может быть использовано в заключительной стадии эксплуатации месторождений.

Известен способ разработки нефтяного месторождения (а.с. № 1606686, МПК 7 Е21В 43/20, опубл. Бюл. № 42 от 15.11.90 г.), включающий бурение сетки нагнетательных и добывающих скважин, закачку воды через нагнетательные скважины, добычу нефти через добывающие скважины, бурение дополнительных скважин, определение коэффициента нефтеотдачи, при этом с целью уменьшения количества дополнительно буримых скважин при сохранении проектной нефтеоотдачи поэтапно кратковременно останавливают часть работающих скважин с учетом послойной и зональной неоднородности, при этом для работающей группы скважин определяют нефтеотдачу для конечной стадии разработки, выбирают из различных вариантов групп скважин максимально необходимую нефтеотдачу для получения проектной нефтеоотдачи и на основе максимально необходимой нефтеоотдачи определяют сетку скважин по следующей зависимости:

,

где S - плотность сетки скважин;

А - коэффициент, характеризующий вытеснение нефти из охваченного дренированием объема месторождения;

В - коэффициент, характеризующий не охваченный вытеснением объем месторождения при различной плотности сетки скважин.

Недостатками данного способа является высокая вероятность ошибочного подсчета сетки скважин из-за неточного подбора коэффициентов в расчетной зависимости. Кроме того, данного способу присуща низкая нефтеотдача из-за неохваченных разработкой целиков нефти в зонах вершин куполообразных поднятий.

Наиболее близким по достигаемому результату является способ разработки нефтяного месторождения (варианты) (патент RU № 2254457, МПК Е21В 43/20, 43/30 опубл. в бюл. № 17 от 20.06.2005 г.).

Согласно первому варианту способ разработки нефтяного месторождения включает бурение нагнетательных и добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, добычу нефти через добывающие скважины, выделение участков куполообразных поднятий, превышающих абсолютные отметки пласта, размещение на этих участках дополнительных скважин, при этом проектируют размещение скважин на вершинах куполообразных поднятий даже и с нарушением равномерности проектной сетки скважин, а после полного разбуривания сетки скважин и в случае уточнения по данным пробуренных скважин местонахождения вершин куполообразных поднятий бурят с ближайших скважин боковые стволы в сторону уточненных вершин куполообразных поднятий, контролирующих месторождение, причем в ближайших скважинах и боковых стволах, размещенных на вершинах куполообразных поднятий, вскрывают интервал продуктивного пласта между абсолютной отметкой кровли в этой скважине и абсолютной отметкой, соответствующей кровле в ближайшей скважине.

Согласно второму варианту способ разработки нефтяного месторождения включает бурение нагнетательных и добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, добычу нефти через добывающие скважины, выделение участков куполообразных поднятий, превышающих абсолютные отметки пласта, размещение на этих участках дополнительных скважин и отличается, что проектируют размещение скважин на вершинах куполообразных поднятий даже и с нарушением равномерности проектной сетки скважин, а после полного разбуривания сетки скважин и в случае уточнения по данным пробуренных скважин местонахождения вершин куполообразных поднятий бурят с ближайших скважин боковые стволы в сторону уточненных вершин куполообразных поднятий, контролирующих месторождение, причем в ближайших скважинах и боковых стволах, размещенных на вершинах куполообразных поднятий, когда абсолютная отметка кровли продуктивного пласта по ближайшим скважинам ниже отметки подошвы продуктивного пласта в боковых стволах, вскрывают весь пласт.

Недостатком данного способа являются значительные затраты осуществления данного способа, связанные с бурением боковых стволов в сторону вершин куполообразных поднятий. Кроме того, для эффективной разработки месторождения по предложенному способу, необходимо (уточнение) точное вскрытие пласта, когда абсолютная отметка кровли продуктивного пласта по ближайшим скважинам ниже отметки подошвы продуктивного пласта в боковых стволах, либо вскрывают интервал продуктивного пласта между абсолютной отметкой кровли в этой скважине и абсолютной отметкой, соответствующей кровле в ближайшей скважине.

Задачей изобретения является снижение материальных и финансовых затрат на осуществление способа и повышение эффективности разработки нефтяного месторождения.

Поставленная задача решается способом разработки нефтяного месторождения, включающим бурение нагнетательных и добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, добычу нефти через добывающие скважины, выделение участков куполообразных поднятий, превышающих абсолютные отметки пласта.

Новым является то, что в скважинах, расположенных на вершинах куполообразных поднятий, отсекая пакером, изолируют обводнившуюся часть вскрытого продуктивного пласта химическими реагентами и/или тампонажным раствором, которому дают затвердеть, после чего используют данные скважины в качестве добывающих, остальные скважины, связанные гидродинамически с данными скважинами в пределах данного продуктивного пласта, переводят в нагнетательные, в которые закачивают рабочий агент.

Новым также является то, что после затвердевания тампонажного раствора в скважине производят дополнительное вскрытие продуктивного пласта выше пакера, но ниже кровли продуктивного пласта.

На фигуре 1 изображена схема осуществления предлагаемого способа разработки нефтяного месторождения.

На фигуре 2 изображена схема изоляции обводнившейся части вскрытого продуктивного пласта химическими реагентами и/или тампонажным раствором.

Пример конкретного выполнения рассмотрим на примере четырех скважин.

Производят бурение скважин 1, 2, 3, 4 (см. фиг.1) и вскрытие продуктивного пласта 5 в каждой из указанных скважин. После чего скважины 1, 2, 3, 4 запускают в эксплуатацию как добывающие, причем в процессе эксплуатации продуктивный пласт 5 постепенно обводняется, причем скважины 1 и 4, находящиеся у основания куполообразных поднятий 6, ниже абсолютных отметок продуктивного пласта 5 обводняются полностью. Скважины 2 и 3, находящиеся на вершинах куполооборазных поднятий 6, превышающих абсолютные отметки продуктивного пласта 5, обводняются частично только в нижнем интервале вскрытия, а в верхнем интервале вскрытия, то есть ниже вершины куполообразных поднятий 6, остаются зоны остаточной нефти 7.

Далее в скважины 2 и 3 на колонне труб 8 (см. фиг.2) спускают пакер 9, которой устанавливают на границе водонефтяного контакта (ВНК) 10. После чего в скважинах 2 и 3 изолируют обводнившуюся часть 11 вскрытого продуктивного пласта 5 химическими реагентами (см. например патент RU № 2283422, Е21В 33/138, С09К 8/82, 8/84, Бюл. № 25 от 10.09.2006 г.), тампонажным раствором (см. например патент RU № 2261322, Е21В 33/138, Бюл. № 27 от 27.09.2005 г.) или тампонажным составом, состоящим из тампонажного раствора и химических реагентов (см., например, патент RU № 2280758, Е21В 33/138, Бюл. № 21 от 27.07.2006 г.), которому дают затвердеть.

Далее производят дополнительное вскрытие 12 (см. фиг.1 и 2) (производят расчетное количество перфорационных отверстий) продуктивного пласта 5 в скважинах 2 и 3 выше пакера 9, но ниже кровли 13 куполообразных поднятий 6 продуктивного пласта 5. После чего используют скважины 2 и 3 в качестве добывающих (см. фиг.1). Скважины 1 и 4, находящиеся у основания куполообразных поднятий, ниже абсолютных отметок продуктивного пласта 5, обводнившиеся полностью и связанные гидродинамически со скважинами 2 и 3 в пределах данного продуктивного пласта 5, переводят в нагнетательные. Далее производят закачку рабочего агента (жидкость, горячий пар) через нагнетательные скважины 1 и 4, а добычу нефти производят через добывающие скважины 2 и 3.

Осуществление предлагаемого способа дешево, поскольку исключает бурение боковых стволов, а все затраты заключаются только в установке пакера, а также изоляции химическими реагентами и/или тампонажным раствором обводнившейся части продуктивного пласта и дополнительном вскрытии продуктивного пласта напротив зон остаточной нефти. Эффективность же способа заключается в том, что добывающие и нагнетательные скважины гидродинамически связаны в пределах одного продуктивного пласта, что увеличивает вытеснение нефти из зон остаточной нефти в добывающие скважины при закачке рабочего реагента в нагнетательные скважины.