Способ разработки многопластовой нефтяной залежи

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи. Обеспечивает увеличение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: при разработке многопластовой нефтяной залежи ведут отбор нефти через добывающие скважины из пластов. Закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины в пласты. Осуществляют бурение дополнительной добывающей скважины до верхнего продуктивного пласта. Анализируют его продуктивность. При недостаточной продуктивности бурят дополнительную добывающую скважину в интервале между верхним и нижним продуктивными пластами. Обсаживают дополнительную добывающую скважину в интервале отсутствия нефтенасыщенных пропластков. Спускают колонну насосно-компрессорных труб до пробуренного забоя скважины. Отбирают пластовые флюиды по колонне насосно-компрессорных труб из всего открытого интервала. Определяют водонефтяной раздел в затрубном пространстве и устанавливают башмак колонны насосно-компрессорных труб на уровне водонефтяного раздела. После отбора нефти из открытого интервала бурят дополнительную добывающую скважину на нижний продуктивный пласт и отбирают нефть. 1 з.п. ф-лы.

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

Известен способ разработки многопластовых нефтяных месторождений, включающий выделение эксплуатационных объектов, бурение добывающих и нагнетательных скважин на выделенные эксплуатационные объекты, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины (Патент РФ 2142046, кл. Е 21 В 43/20, опублик. 1999 г.).

Способ позволяет отобрать из пластов основные запасы нефти, однако значительная их часть остается в залежи.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки многопластовой неоднородной нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины из пластов, отбор пластовой воды из нижележащего пласта через водозаборные скважины и закачку пластовой воды через нагнетательные скважины в пласты. При этом бурят дополнительные скважины на всю глубину залежи. При прохождении через нефтяной пласт скважины эксплуатируют как добывающие. (Патент РФ 2061177, кл. Е 21 В 43/20, опублик. 1996 г. - прототип).

Недостатком известного способа является невысокая нефтеотдача залежи.

В изобретении решается задача увеличения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки многопластовой нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины из пластов, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в пласты и бурение дополнительной добывающей скважины через пласты, согласно изобретению дополнительную добывающую скважину бурят до верхнего продуктивного пласта, анализируют его продуктивность и при недостаточной продуктивности бурят дополнительную добывающую скважину в интервале между верхним и нижним продуктивными пластами, обсаживают дополнительную добывающую скважину в интервале отсутствия нефтенасыщенных пропластков, спускают колонну насосно-компрессорных труб до пробуренного забоя скважины, отбирают пластовые флюиды по колонне насосно-компрессорных труб из всего открытого интервала, определяют водонефтяной раздел в затрубном пространстве и устанавливают башмак колонны насосно-компрессорных труб на уровне водонефтяного раздела.

После отбора нефти из открытого интервала бурят дополнительную добывающую скважину на нижний продуктивный пласт и отбирают нефть.

Признаками изобретения являются: 1) отбор нефти через добывающие скважины из пластов; 2) закачка рабочего агента через нагнетательные скважины в пласты; 3) бурение дополнительной добывающей скважины через пласты; 4) бурение дополнительной добывающей скважины до верхнего продуктивного пласта; 5) анализ продуктивности верхнего продуктивного пласта; 6) при недостаточной продуктивности бурение дополнительной добывающей скважины в интервале между верхним и нижним продуктивными пластами; 7) обсаживание дополнительной добывающей скважины в интервале отсутствия нефтенасыщенных пропластков; 8) спуск колонны насосно-компрессорных труб до пробуренного забоя скважины; 9) отбор пластовых флюидов по колонне насосно-компрессорных труб из всего открытого интервала;
10) определение водонефтяного раздела в затрубном пространстве;
11) установление башмака колонны насосно-компрессорных труб на уровне водонефтяного раздела;
12) после отбора нефти из открытого интервала бурение дополнительной добывающей скважины на нижний продуктивный пласт и отбор нефти.

Признаки 1 - 3 являются общими с прототипом, признаки 4-11 являются существенными отличительными признаками изобретения, признак 12 является частным признаком изобретения.

Сущность изобретения
При разработке многопластовой нефтяной залежи часть нефти остается в залежи. В изобретении решается задача увеличения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.

При разработке многопластовой нефтяной залежи ведут отбор нефти через добывающие скважины из пластов и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в пласты. Этим достигают основной отбор нефти из залежи. Бурят дополнительную добывающую скважину до верхнего продуктивного пласта. Анализируют его продуктивность и при недостаточной продуктивности бурят дополнительную добывающую скважину в интервале между верхним и нижним продуктивными пластами. Обсаживают дополнительную добывающую скважину в интервале отсутствия нефтенасыщенных пропластков, а заколонное пространство цементируют. Этим исключают возможность поступления воды в скважину из водоносных пластов. Спускают колонну насосно-компрессорных труб до пробуренного забоя скважины. При этом предполагают, что скважина проходит через множество нефтенасыщенных пропластков малой толщины, каждый из которых выделить в самостоятельный объект разработки не представляется возможным. Толщины таких пропластков могут быть от сантиметра и более. В то же время суммарная толщина этих пропластков может приближаться к толщине самостоятельного объекта разработки. Отбирают пластовые флюиды по колонне насосно-компрессорных труб из всего открытого интервала. Отбор ведут суммарно из всех пропластков малой толщины. Определяют водонефтяной раздел в затрубном пространстве и устанавливают башмак колонны насосно-компрессорных труб на уровне водонефтяного раздела. Этим снижают вероятность образования конусов воды и преимущественное поступление воды, а не нефти. Разработку вскрытого интервала ведет до уровня рентабельности. После отбора нефти из открытого интервала и обводнения скважины добуривают дополнительную добывающую скважину до нижнего продуктивного пласта, обсаживают скважину хвостовиком и цементируют заколонное пространство, перфорируют в новом интервале перфорации и отбирают нефть.

Нефтеотдача залежи увеличивается за счет введения в разработку нефтенасыщенных пропластков малой толщины.

Примеры конкретного выполнения
Пример 1. Разрабатывают нефтяную залежь Ромашкинского месторождения со следующими характеристиками: пористость - 11,9%, проницаемость - 0,029 мкм², нефтенасыщенность - 61,1%, абсолютная отметка водонефтяного контакта - 870 м, средняя нефтенасыщенная толщина - 8м, начальное пластовое давление - 11 МПа, пластовая температура - 25 ^oС, параметры пластовой нефти: плотность - 930 кг/м³, вязкость - 46 мПа•с, давление насыщения - 1,8 МПа, газосодержание - 15,2 м³/т, содержание серы - 3,64%.

На залежи выделяют Бобриковский горизонт (объект разработки) на глубине 1000 м и Девонский горизонт (объект разработки) на глубине 1650 м. Бобриковский и Девонский горизонты сложены зонально невыдержанными продуктивными пластами, насыщенными нефтью. Между Бобриковским и Девонским горизонтами имеется множество нефтенасыщенных пропластков малой толщины, каждый из которых выделить в самостоятельный объект разработки не представляется возможным. Толщины таких пропластков могут быть несколько от миллиметра и более. В то же время суммарная толщина этих пропластков может приближаться к толщине самостоятельного объекта разработки. Замечено, что такие мелкие нефтенасыщенные пропластки, в основном, сгруппированы в нижней части ближе к Девонскому горизонту.

Закачивают рабочий агент (пластовую воду) через нагнетательные скважины в продуктивные пласты Бобриковского и Девонского горизонта. Отбирают нефть через добывающие скважины из тех же пластов.

Бурят дополнительную нефтедобывающую скважину на Бобриковский горизонт на глубину 1000 м. Связи с малой рентабельностью добычи объект в разработку не вводят. Углубляют скважину на 630 м ниже верхнего объекта разработки, но выше нижнего объекта разработки, каковым является Девонский объект разработки на глубине 1650 м. Зону неколлектора (интервал отсутствия нефтенасыщенных пропластков), до глубины 1550 м обсаживают, а заколонное пространство цементируют. В интервале предполагаемого размещения нефтенасыщенных пропластков малой толщины ствол скважины от глубины 1550 м до глубины 1630 м оставляют открытым. Спускают колонну насосно-компрессорных труб до пробуренного забоя скважины 1630 м. Отбирают пластовые флюиды по колонне насосно-компрессорных труб из всего вскрытого интервала 80 м. После 10 сут эксплуатации и установления в скважине водонефтяного раздела определяют водонефтяной раздел в затрубном пространстве скважины на глубине 1600 м. Устанавливают башмак колонны насосно-компрессорных труб на уровне водонефтяного раздела 1600 м. Эксплуатируют скважину с дебитом 10 м³/сут и обводненностью 13%.

Пример 2. Выполняют как пример 1. После 10 лет отбора нефти из открытого интервала и обводнения скважины добуривают дополнительную добывающую скважину до Девонского горизонта (нижнего продуктивного пласта), обсаживают скважину хвостовиком и цементируют заколонное пространство, перфорируют в новом интервале перфорации и отбирают нефть.

Применение предложенного способа позволит отбирать нефть из пластов, ранее не охваченных воздействием и, тем самым, повысить нефтеотдачу залежи.

Формула изобретения

1. Способ разработки многопластовой нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины из пластов, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в пласты и бурение дополнительной добывающей скважины через пласты, отличающийся тем, что дополнительную добывающую скважину бурят до верхнего продуктивного пласта, анализируют его продуктивность и при недостаточной продуктивности бурят дополнительную добывающую скважину в интервале между верхним и нижним продуктивными пластами, обсаживают дополнительную добывающую скважину в интервале отсутствия нефтенасыщенных пропластков, спускают колонну насосно-компрессорных труб до пробуренного забоя скважины, отбирают пластовые флюиды по колонне насосно-компрессорных труб из всего открытого интервала, определяют водонефтяной раздел в затрубном пространстве и устанавливают башмак колонны насосно-компрессорных труб на уровне водонефтяного раздела.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что после отбора нефти из открытого интервала бурят дополнительную добывающую скважину на нижний продуктивный пласт и отбирают нефть.