способ разработки многопластовой нефтяной залежи

Формула изобретения

Способ разработки многопластовой нефтяной залежи, включающий разделение пластов на группы с различными фильтрационно-емкостными свойствами, выделение групп пластов с различной проницаемостью, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти из пластов через добывающие скважины, отличающийся тем, что после разделения пластов по фильтрационно-емкостным свойствам их разбивают на три группы с различной проницаемостью при помощи пакеров, после чего избирательно в нагнетательных скважинах отсекают нижнюю группу пластов, верхнюю и нижнюю группы по соответствующим раздельным колоннам дополнительно исследуют на проницаемость пластов, снимают изоляцию, изучают общую проницаемость средней и нижней групп пластов, исходя из этого нижние пакеры нагнетательных скважин оснащают разделителем потока, например штуцером или регулировочным клапаном, и производят закачку рабочего агента по отдельным колоннам в верхнюю группу пластов и в среднюю и нижнюю группы пластов, при этом на устье закачку производят с одной нагнетательной линии, разбив устьевыми регуляторами потока, например задвижками для отдельных колонн каждой нагнетательной скважины, причем подъем продукции групп пластов из добывающих скважин производят одновременно или раздельно в зависимости от физико-химических свойств продукции этих групп пластов.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к разработке многопластовой залежи с неоднородными по проницаемости пластами.

Известен «Способ разработки многопластовой нефтяной залежи» (патент RU № 2132939, Е21В 43/20, опубл. Бюл. № 22 от 10.07.1999.г.), включающий оценку средних значений фильтрационно-емкостных свойств пластов, отбор нефти из пластов через добывающие скважины, закачку воды в циклическом режиме через нагнетательные скважины, закачку агента, увеличивающего гидродинамическое сопротивление пласта, отличающийся тем, что пласты разделяют на две группы, а их оценку средних значений фильтрационно-емкостных свойств осуществляют для каждой группы, при этом в первую группу включают пласты с более высокой проницаемостью и опережающей выработкой запасов, во вторую группу включают менее проницаемые пласты с более медленной выработкой запасов, а агент, увеличивающий гидродинамическое сопротивление пласта, закачивают, по меньшей мере, в одну нагнетательную и/или добывающую скважину и во второй половине периода снижения пластового давления, при этом продолжительность цикла закачки воды выбирают из условия обеспечения наименьшей разницы в осредненных скоростях перемещения фронтов вытеснения по пластам продуктивного разреза первой и второй групп.

Недостатками данного способа являются сложность использования, так как требуется постоянный контроль и закачка реагентов, что в свою очередь приводит к высоким материальным затратам, узость области применения в многопластовых месторождениях, вскрытых каждой из скважин, так как редко на практике встречаются группы с одинаковыми фильтрационно-емкостными свойствами, сгруппированными в верхней и нижней полостях скважины, разделяемых пакером, при этом требуется две нагнетательные линии для закачки в разнопроницаемые группы пластов.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является «Способ разработки многопластовой нефтяной залежи» (патент RU № 2314414, Е21В 43/20, опубл. Бюл. № 1 от 10.01.2008.г.), включающий разделение пластов на две группы с различными фильтрационно-емкостными свойствами, выделение первой группы пластов с более высокой проницаемостью и второй группы пластов с меньшей проницаемостью, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти из пластов через добывающие скважины, отличающийся тем, что во второй группе пластов с меньшей проницаемостью выделяют эксплуатационный объект с гидрофобной поверхностью пород, закачивают в него оторочки мицеллярного раствора, которые последовательно вытесняют оторочками буферной жидкости и предварительно очищенной подтоварной или сеноманской водой, причем одновременно с закачкой мицеллярного раствора и последовательными закачками оторочки буферного раствора и очищенной подтоварной или сеноманской водой закачивают очищенную подтоварную или сеноманскую воду в первую группу пластов с более высокой проницаемостью, а отбор нефти осуществляют одновременно из всех групп пластов.

Недостатками данного способа являются сложность использования, так как требуется постоянный контроль и закачка реагентов, что в свою очередь приводит к высоким материальным затратам, узость области применения в многопластовых месторождениях, вскрытых каждой из скважин, так как редко на практике встречаются группы с одинаковыми фильтрационно-емкостными свойствами, сгруппированными в верхней и нижней полостях скважины, разделяемых пакером, при этом требуется две нагнетательные линии для закачки в разнопроницаемые группы пластов.

Технической задачей предлагаемого способа является расширение функциональных возможностей за счет разделения на три группы пластов с одинаковыми фильтрационно-емкостными свойствами, упрощение и удешевление разработки многопластового месторождения за счет исключения необходимости обработки некоторых пластов реагентами и использование одной нагнетательной линии для закачки рабочего агента по группам пластов.

Техническая задача решается способом разработки многопластовой нефтяной залежи, включающим разделение пластов на группы с различными фильтрационно-емкостными свойствами, выделение групп пластов с различной проницаемостью, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти из пластов через добывающие скважины.

Новым является то, что после разделения пластов по фильтрационно-емкостным свойствам их разбивают на три группы с различной проницаемостью при помощи пакеров, после чего избирательно в нагнетательных скважинах отсекают нижнюю группу пластов, верхнюю и нижнюю группы по соответствующим раздельным колоннам дополнительно исследуют на проницаемость пластов, снимают изоляцию, изучают общую проницаемость средней и нижней группы пластов, исходя из этого, нижние пакеры нагнетательных скважин оснащают разделителем потока, например штуцером или регулировочным клапаном, и производят закачку рабочего агента по отдельным колоннам в верхнюю группу пластов и в среднюю и нижнюю группы пластов, при этом на устье закачку производят с одной нагнетательной линии, разбив устьевыми регуляторами потока, например задвижками, для отдельных колонн каждой нагнетательной скважины, причем подъем продукции пластов из добывающих скважин производится одновременно или раздельно в зависимости от физико-химических свойств продукции пластов.

На фиг.1 изображена схема реализации способа в нагнетательной скважине.

На фиг.2 показана схема реализации способа на устье нагнетательной скважины.

Способ разработки многопластовой нефтяной залежи в скважине 1 (см. фиг.1) включает разделение пластов на три группы с различными фильтрационно-емкостными свойствами: верхнюю 2, среднюю 3 и нижнюю 4; разделение сверху этих групп 2, 3 и 4 пластов с различной проницаемостью соответствующими пакерами 5, 6 и 7. Причем сначала в нагнетательной скважине 1 устанавливают нижний пакер 7 с проходным каналом 8 и хвостовиком 9, затем - средний 6 с проходным каналом 10, большим, чем проходной канал 8 нижнего пакера 7, а потом на колонне труб 11 - верхний пакер 5 с внутренним проходным диаметром 12, большим, чем проходной канал 10 среднего пакера 6. Далее в колонну труб 11 спускают технологическую колонну 13 с ниппелем 14 на конце, взаимодействующим герметично по наружной поверхности в конце спуска с проходным каналом 10 среднего пакера 6. Затем избирательно на нескольких нагнетательных скважинах 1 в технологическую колонну 13 на канате (на фиг.1 не показан) с заглушкой (на фиг.1 не показана), которая герметично перекрывает проходной канал 8 нижнего пакера 7, отсекая нижнюю группу пластов 4. Затем по колонне труб 11 и технологической колонне 13 нагнетают рабочий агент соответственно в верхнюю 2 и среднюю 3 группы пластов, изучая проницаемость этих групп пластов 2 и 3. Далее на канате извлекают заглушку из скважины 1 и нагнетают по технологической колонне 13 в среднюю 3 и нижнюю 4 группы пластов, изучая их суммарную проницаемость и определяя проницаемость нижней группы пластов 4. Исходя из этого исследования, во всех нагнетательных скважинах 1, на канате (не показан на фиг.1) через технологическую колонну 13 спускают разделитель потока 15, вставляемый в проходной канал 8 нижнего пакера 7. В качестве разделителя потока 15 на практике применяли штуцер с тарированным проходным диаметром для пропорционального разделения потока или регулировочный клапан, настроенный на снижение давления нагнетания под нижним пакером 4 на 1-5 МПа. После извлечения каната без разделителя потока 15 из скважины по колонне труб 11 и технологической колонне 13 нагнетают рабочий агент под необходимым давлением, соответственно, в верхнюю группу пластов 2 и среднюю 3, и нижнюю 4 группы пластов через разделитель потока 15. При этом на устье 16 (см. фиг.2) закачку производят с одной нагнетательной линии 17, разбив устьевыми регуляторами потока 18 и 19 для колонн 11 (см. фиг.1) и 13, соответственно, на каждой нагнетательной скважине 1. В качестве устьевых регуляторов потока 18 (см. фиг.2) и 19 на практике использовались задвижки, штуцера с различными проходными отверстиями и настроенные на соответствующее падение давления клапанные узлы. При этом подъем продукции групп пластов 2, 3 и 4 из добывающих скважин (на фиг. не показаны) производится одновременно одним или несколькими насосами, оборудуя, например, проходные каналы 8 (см. фиг.1) и 10 соответствующих среднего 6 и нижнего 7 пакеров штуцерами с тарированными отверстиями, или раздельно, используя поочередную добычу с отсечением неиспользуемых групп пластов или по самостоятельным колоннам труб в зависимости от физико-химических свойств продукции пластов. Это зависит, например, от наличия серы в одной из групп пластов 2, 3 или 4, а в других - нет, тогда продукцию группы 2, 3 или 4 пластов с серой добывают по отдельной колонне труб (на фиг. не показана), а остальных по общей. Причем автор не претендует на способы одновременной или раздельной эксплуатации добывающих скважин.

Поскольку на территории Российской Федерации (РФ) группы пластов с тремя различными фильтрационно-емкостных свойствами пластов встречаются в 2-3 раза чаще, чем с двумя, то предлагаемый способ функционально более востребован, при этом прост и дешев в применении, так как не требует для выравнивания фронта заводнения закачки реагентов и использует одну нагнетательную линию для нагнетания рабочего агента во все группы пластов.