способ организации вертикально-латерального заводнения

Формула изобретения

1. Способ организации вертикально-латерального заводнения, включающий использование простаивающих - находящихся в консервации вертикальных или наклонно направленных скважин, и выбор скважин, расконсервируемых в качестве добывающих и нагнетательных, отличающийся тем, что в расконсервируемых в качестве добывающих скважинах изолируют нижнюю половину продуктивного пласта, но оставляют незатронутым перфорированный интервал в верхней половине продуктивного пласта, спускают колонну насосно-компрессорных труб - НКТ с глубинным насосом и/или другим оборудованием в соответствии с планируемым способом эксплуатации и запускают скважину в эксплуатацию с добычей продукции из перфорированной верхней половины продуктивного пласта; в скважинах, расконсервируемых в качестве нагнетательных, спускают НКТ с пакером, устанавливают пакер на уровне двух третей продуктивной толщины от кровли пласта и затем производят закачку воды в нижнюю треть продуктивного пласта.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в случае возможности и целесообразности применения операций по цементированию изоляцию нижней половины продуктивного пласта осуществляют путем установки цементного моста или заливки нижней части забоя цементом.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в случае отказа от операций цементирования изоляцию нижней половины продуктивного пласта осуществляют за счет применения НКТ с пакером, герметичной заглушкой на нижнем торце НКТ и наличием отверстий, щелей или других сквозных прорезей в НКТ на уровне верхней перфорированной половины продуктивного пласта, при этом пакер устанавливают на уровне середины толщины продуктивного пласта.

4. Способ по одному из пп.1-3, отличающийся тем, что в случае, если в результате проведения работ по цементированию забоя или установки пакеров есть риск ухудшения состояния призабойной зоны пласта, то до ввода скважин в эксплуатацию выполняют повторную перфорацию на депрессии верхней половины пласта в добывающих скважинах и нижней трети пласта в нагнетательных скважинах.

5. Способ по одному из пп.1-3, отличающийся тем, что для повышения надежности изоляции интервала от кровли пласта до предполагаемого места установки пакера в нагнетательных скважинах предварительно осуществляют закачку в верхние две трети пласта тампонажных и водоизолирующих составов для герметизации перфорационных отверстий, трещин и других нарушений сплошности эксплуатационной колонны и цементного кольца, зазоров между цементным кольцом, эксплуатационной колонной и породой, а также для предотвращения фильтрации закачиваемой воды в верхней части продуктивного пласта в окрестности нагнетательной скважины.

6. Способ по одному из пп.1-3, отличающийся тем, что для повышения надежности изоляции без операций цементирования интервала от подошвы пласта до предполагаемого места установки пакера в добывающих скважинах предварительно осуществляют закачку в нижнюю половину пласта тампонажных и водоизолирующих составов для герметизации перфорационных отверстий, трещин и других нарушений сплошности эксплуатационной колонны и цементного кольца, зазоров между цементным кольцом, эксплуатационной колонной и породой, а также для предотвращения фильтрации воды в нижней части продуктивного пласта в окрестности добывающей скважины.

Описание изобретения к патенту

Предлагаемое изобретение относится к нефтедобывающей отрасли, а именно к повышению нефтеотдачи нефтяных залежей за счет организации вертикально-латерального заводнения.

Известен способ организации вертикально-латерального заводнения на основе использования системы горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин (см. Способ реализации вертикального заводнения нефтяной залежи. Патент РФ № 2342523 / Закиров Э.С., Закиров С.Н., Индрупский И.М.). В указанном патенте под вертикальным заводнением понимают именно вертикально-латеральное заводнение, согласно более поздней типизации (см. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С. и др. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа: Часть 2, М.; Ижевск: Ин-т компьютер, исслед., 2009, с.85-86).

Данный способ предполагает бурение системы горизонтальных добывающих и нагнетательных стволов в варианте новых горизонтальных скважин или боковых стволов из ранее пробуренных вертикальных (наклонно направленных) скважин. Указанный способ наиболее предпочтителен для новых залежей, так как обеспечивает наилучшие технико-экономические показатели разработки.

Основным недостатком указанного способа являются высокие затраты на бурение горизонтальных стволов при наличии ранее пробуренной системы вертикальных скважин. (Здесь и далее под вертикальными понимаем в том числе и наклонно направленные скважины, т.е. любые скважины с малым отклонением ствола от вертикали в пределах продуктивного пласта). Такая ситуация характерна для многих залежей нефти, длительно разрабатываемых на основе традиционных систем латерального заводнения.

Наиболее близким к предлагаемому является способ (см. Способ разработки при расконсервации скважин и нефтяной залежи в целом. Патент РФ № 2379492 / Закиров Э.С., Индрупский И.М., Аникеев Д.П., Закиров С.Н., Резванов Р.А., Морев В.А.), при котором:

- для перехода к разработке (доразработке) залежи на основе вертикально-латерального заводнения используют простаивающие (находящиеся в консервации) ранее пробуренные вертикальные скважины;

- в расконсервируемые простаивающие скважины спускают насосно-компрессорные трубы (НКТ) выше кровли продуктивного пласта и осуществляют цементирование забоя скважины под давлением на высоту более толщины пласта;

- в скважинах, расконсервируемых в качестве добывающих, созданный цементный стакан разбуривают и выполняют повторную перфорацию в интервале не более половины толщины продуктивного пласта, считая от кровли;

- в скважинах, расконсервируемых в качестве нагнетательных, созданный цементный стакан разбуривают до подошвы пласта, выполняют повторную перфорацию в интервале нижней одной трети пласта;

- в добывающие и нагнетательные скважины спускают насосно-компрессорные трубы с необходимым для выбранного способа эксплуатации оборудованием и запускают их в эксплуатацию.

Рассматриваемый способ обладает следующими недостатками.

- Работы по разбуриванию сформированного цементного стакана в будущих добывающих или нагнетательных скважинах требуют привлечения соответствующих буровых бригад и оборудования, т.е. затратны по финансам и времени.

- Возможно возникновение технических проблем и аварийных ситуаций при проведении операций по разбуриванию цементного стакана в стволах скважин старого фонда.

- Так как разбуривание цементного стакана вызывает дополнительные нагрузки на ствол скважины, то возможно нарушение герметичности цементного камня выше кровли пласта, особенно в скважинах с многолетней историей эксплуатации.

- Возможно дополнительное ухудшение состояния призабойной зоны пласта при цементировании под давлением и повторной перфорации интервала, в дальнейшем используемого для добычи нефти или закачки воды.

Целью предлагаемого изобретения является организация вертикально-латерального заводнения на основе ранее пробуренных вертикальных скважин без применения дорогостоящих и трудоемких операций с использованием буровой техники.

Поставленная цель достигается тем, что предлагаемый способ организации вертикально-латерального заводнения включает использование простаивающих (находящихся в консервации) вертикальных или наклонно направленных скважин и выбор скважин, расконсервируемых в качестве добывающих и нагнетательных, и отличается тем, что в расконсервируемых в качестве добывающих скважинах изолируют нижнюю половину продуктивного пласта, но оставляют незатронутым перфорированный интервал в верхней половине продуктивного пласта, спускают НКТ с глубинным насосом и/или другим оборудованием в соответствии с планируемым способом эксплуатации и запускают скважину в эксплуатацию с добычей продукции из перфорированной верхней половины продуктивного пласта; в скважинах, расконсервируемых в качестве нагнетательных, спускают НКТ с пакером, устанавливают пакер на уровне двух третей продуктивной толщины от кровли пласта и затем производят закачку воды в нижнюю треть продуктивного пласта.

В случае возможности и целесообразности применения операций по цементированию изоляцию нижней половины продуктивного пласта осуществляют путем установки цементного моста или заливки нижней части забоя цементом.

В случае отказа от операций цементирования изоляцию нижней половины продуктивного пласта осуществляют за счет применения специализированных НКТ с пакером, герметичной заглушкой на нижнем торце НКТ и наличием отверстий, щелей или других сквозных прорезей в НКТ на уровне верхней перфорированной половины продуктивного пласта; при этом пакер устанавливают на уровне середины толщины продуктивного пласта.

В случае, если в результате проведения работ по цементированию забоя или установки пакеров есть риск ухудшения состояния призабойной зоны пласта, то до ввода скважин в эксплуатацию выполняют повторную перфорацию на депрессии верхней половины пласта в добывающих скважинах и нижней трети пласта в нагнетательных скважинах.

Для повышения надежности изоляции интервала от кровли пласта до предполагаемого места установки пакера в нагнетательных скважинах предварительно осуществляют закачку в верхние две трети пласта специализированных тампонажных и водоизолирующих составов (например, на полимерной основе) для герметизации перфорационных отверстий, трещин и других нарушений сплошности эксплуатационной колонны и цементного кольца, зазоров между цементным кольцом, эксплуатационной колонной и породой, а также для предотвращения фильтрации закачиваемой воды в верхней части продуктивного пласта в окрестности нагнетательной скважины.

Для повышения надежности изоляции без операций цементирования интервала от подошвы пласта до предполагаемого места установки пакера в добывающих скважинах предварительно осуществляют закачку в нижнюю половину пласта специализированных тампонажных и водоизолирующих составов для герметизации перфорационных отверстий, трещин и других нарушений сплошности эксплуатационной колонны и цементного кольца, зазоров между цементным кольцом, эксплуатационной колонной и породой, а также для предотвращения фильтрации воды в нижней части продуктивного пласта в окрестности добывающей скважины.

Способ реализуют следующим образом.

Как и способ-прототип, предлагаемый способ применим для нефтяной залежи, на которой имеется группа законсервированных (простаивающих) скважин, или вся нефтяная залежь находится в консервации. Причинами вывода скважин из эксплуатации являются высокая обводненность добываемой продукции или низкие дебиты скважин по нефти и отбор ее из залежи в целом.

При этом способ наиболее подходит для применения в случае, когда все или почти все скважины, добывающие и нагнетательные, являются вертикальными. То есть реализованная ранее система заводнения может расцениваться как система латерального заводнения. А простаивающий фонд скважин обусловлен негативными проявлениями латерального заводнения в типичных для большинства пластов условиях. То есть, когда продуктивный разрез представлен переслаиванием прослоев с различными значениями коэффициента проницаемости. Для подтверждения этого вывода используют данные промысловых геофизических исследований и адаптированной к показателям предшествующей эксплуатации скважин 3D гидродинамической модели об избирательном характере обводнения скважин по толщине пласта.

Приводимые факторы позволяют, во-первых, сделать вывод, что система латерального заводнения исчерпала себя на расматриваемом участке или нефтяной залежи в целом. Во-вторых, отдается предпочтение переходу к доразработке залежи на основе вертикально-латерального заводнения за счет вывода из консервации группы скважин или нефтяной залежи в целом.

Далее, как и в способе-прототипе, согласно ранее сформированной или альтернативной запроектированной системе размещения добывающих и нагнетательных скважин расконсервируемые скважины разделяют на будущие добывающие или нагнетательные.

Предлагаемый способ отличается последовательностью выполняемых технологических операций, в зависимости от предписываемой роли расконсервируемой скважине.

В каждой скважине, расконсервируемой с целью добычи нефти, осуществляют изоляцию нижней половины толщины продуктивного пласта в одном из двух вариантов.

В первом варианте устанавливают цементный мост с целью изоляции интервала продуктивного пласта ниже середины общей продуктивной толщины или осуществляют заливку цементом забоя скважины до середины общей продуктивной толщины пласта.

Во втором варианте, без операций цементирования, изоляцию нижней половины продуктивного интервала осуществляют за счет применения специализированных НКТ с пакером, герметичной заглушкой на нижнем торце и наличием отверстий, щелей или других сквозных прорезей в НКТ на уровне верхней перфорированной половины продуктивного пласта. При этом пакер устанавливают на уровне середины продуктивного пласта.

При наличии подошвенной воды в качестве толщины продуктивного пласта рассматривают нефтенасыщенную толщину, отсчитываемую от принятого начального положения водонефтяного контакта до кровли продуктивного пласта в данной скважине.

Для повышения надежности изоляции нижней половины толщины пласта без цементирования предварительно осуществляют закачку специализированных тампонажных и водоизолирующих составов. Целью данных операций является герметизация перфорационных отверстий, трещин и других нарушений сплошности эксплуатационной колонны и цементного кольца, зазоров между цементным кольцом, эксплуатационной колонной и породой. А также предотвращение или ограничение фильтрации воды в нижней половине продуктивного пласта в окрестности добывающей скважины.

При проведении работ по цементированию может возникать риск поступления цемента или технических жидкостей в верхнюю перфорированную половину продуктивного пласта. В этом случае после изоляции нижней половины пласта выполняют повторную перфорацию в верхнем неизолированном интервале в условиях депрессии на продуктивный пласт.

В случае возможности и целесообразности эксплуатации скважины фонтанным или компрессорным способом сначала спускают НКТ для фонтанной или компрессорной эксплуатации до кровли пласта с установкой пакера в затрубном пространстве. Затем выполняют перфорацию верхней половины пласта на депрессии перфоратором на кабеле или трубах малого диаметра, например гибких трубах. Это позволяет избежать ухудшения состояния призабойной зоны скважины при спускоподъемных операциях, проводимых при смене компоновки скважины.

В каждой скважине, расконсервируемой с целью нагнетания воды, спускают НКТ с пакером и устанавливают пакер на уровне 2/3 толщины продуктивного пласта, считая от кровли.

Для повышения надежности изоляции верхних 2/3 толщины пласта предварительно осуществляют закачку специализированных тампонажных и водоизолирующих составов. Целью данных операций является герметизация перфорационных отверстий, трещин и других нарушений сплошности эксплуатационной колонны и цементного кольца, зазоров между цементным кольцом, эксплуатационной колонной и породой. А также предотвращение или ограничение фильтрации закачиваемой воды в верхней части продуктивного пласта в окрестности нагнетательной скважины.

При необходимости улучшения сообщения нижнего интервала забоя нагнетательной скважины с продуктивным пластом после спуска НКТ и установки пакера выполняют повторную перфорацию в интервале нижней одной трети пласта перфоратором на кабеле или трубах малого диаметра (например, гибких трубах) в условиях депрессии на пласт.

После завершения перечисленных подготовительных операций в нагнетательных скважинах начинают закачку воды в нижнюю часть пласта через колонну НКТ.

В добывающих скважинах начинают отбирать нефть из верхней части пласта на основе целесообразного для данной скважины способа эксплуатации (фонтанного или механизированного).

Обоснования предлагаемого способа и его достоинств

Предлагаемый способ предполагает при выполнении работ на скважинах применение апробированных технических и технологических решений. Отдельные используемые технологические операции успешно реализуются на большом количестве месторождений в России и мире в разных геологических и климатических условиях. Поэтому способ не нуждается в специальном доказательстве его реализуемости.

Основное преимущество предлагаемого способа по сравнению со способом-прототипом заключается в отсутствии операций с использованием буровой техники. Следовательно, он является менее затратным с финансовой, организационной и временной точек зрения. И позволяет избежать технологических рисков, связанных с операциями бурения.

Применение пакерной компоновки в нагнетательных скважинах, особенно в комбинации с закачкой тампонирующих и водоизолирующих составов, может обеспечить более качественную изоляцию верхнего интервала пласта по сравнению со способом-прототипом. А именно, в способе-прототипе при разбуривании цементного стакана и его перфорации значительны риски нарушения целостности заколонного цементного кольца выше создаваемого интервала перфорации.

Дополнительные перфорационные работы на депрессии, после спуска НКТ, позволяют улучшить сообщение забоев скважин с продуктивным пластом. Без его последующего ухудшения вследствие спускоподъемных операций. То есть, тем самым обеспечивают более высокие дебиты в добывающих и приемистости в нагнетательных скважинах.

Таким образом, предлагаемый способ организации вертикально-латерального заводнения позволяет, без проведения операций, с использованием буровой техники, осуществить переход на доразработку залежи от ранее применявшегося латерального к более эффективному вертикально-латеральному заводнению с использованием простаивающих вертикальных (наклонно направленных) скважин.

В результате продлевается срок разработки залежи и соответственно возрастает конечная величина коэффициента извлечения нефти (КИН), что сегодня весьма актуально для нефтедобывающей отрасли страны.