Способ разработки многопластового месторождения на поздней стадии с рентабельным дебитом скважины

 

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки месторождений. Обеспечивает выработку запасов нефти с рентабельным дебитом скважин. Сущность изобретения: способ включает бурение нагнетательных и добывающих скважин, закачку вытесняющий жидкости в нагнетательную и отбор продукции пласта через добывающую скважину. Согласно изобретению часть нерентабельных добывающих и нагнетательных скважин из высокопроницаемых высокообводненных пластов переводят на разработку малообводненных вышележащих пластов с созданием системы разработки по уплотненной сетке. Отбор нефти из высокопроницаемых высокообводненных пластов продолжают осуществлять по разуплотненной сетке оставленными добывающими скважинами, расположенными в гипсометрически повышенных частях залежи. При этом закачку вытесняющей жидкости осуществляют через оставленные нагнетательные скважины, расположенные в гипсометрически пониженных частях залежи. Отбор продукции из добывающих скважин осуществляют с проведением мероприятий по обеспечению рентабельного дебита за счет предотвращения образования конуса воды. 4 ил.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам разработки многопластовых нефтяных месторождений на поздней стадии разработки. Поздняя стадия разработки характеризуется высокой обводненностью продукции скважин, перфорированных на высокопроницаемые пласты, ростом доли запасов в слабопроницаемых коллекторах, увеличением работ по отключению обводненных пропластков и снижением эффективности от проведения мероприятий по методам увеличения нефтеотдачи.

При разработке многопластовых месторождений в первую очередь вовлекается базисный высокопроницаемый пласт. При этом система размещения скважин составляется с учетом обеспечения высоких темпов отбора из базисного пласта. После отбора более 85-90% извлекаемых запасов из базисного пласта из-за высокой обводненности продукции скважины начинают переводить в другие категории или на вышележащий возвратный пласт. Но при этом в большинстве случаев не достигается создание оптимальной системы разработки возвратного объекта из-за неодновременности перевода скважин из высокопроницаемого обводненного пласта.

Известен способ разработки многопластового нефтяного месторождения [1], включающий разбуривание нагнетательных и добывающих скважин, закачку вытесняющей жидкости в нагнетательные скважины и отбор продукции из объединенных в один эксплуатационный объект нескольких продуктивных пластов.

Недостатком способа, как правильно отмечают авторы источника информации [1], является то, что он не позволяет вовлечь в активную разработку запасы нефти всех пластов, поскольку при этом разрабатываются лишь высокопроницаемые пласты или его участки, выходящие на линии разрезания. Кроме того, вследствие неоднородности пластов невозможно освоить под закачку воды все пласты, вскрытые нагнетательными скважинами.

Это недостатки устранены в способе разработки многопластового нефтяного месторождения [2], включающем разбуривание нагнетательных и добывающих скважин, совместную разработку нескольких пластов общим фильтром, при котором предусматривается закачка вытесняющей жидкости раздельно в каждый пласт через одну нагнетательную скважину и раздельный отбор нефти несколькими штанговыми насосами из каждого пласта через одну добывающую скважину.

Не умоляя достоинства известного способа, отметим, что он имеет и ряд недостатков. Заключается это в том, что он требует спуска двух параллельных колонн, при последовательном их спуске имеется опасность заклинивания и затяжки. А в 5" эксплуатационной колонне применение параллельных рядов труб невозможно, это приводит к усложнению наземного оборудования скважины из-за необходимости установки на устье 2-х комплектов устьевой арматуры на близком расстоянии. Спуско-подъемные операции ряда параллельных труб повышают травмоопасность.

Из-за отсутствия надежных пакерующих устройств, а также надежного наземного и подземного скважинного оборудования способ имеет ограниченное применение.

Этот способ по технической сущности более близок к предлагаемому и может быть принят в качестве прототипа.

Недостатком прототипа является то, что на поздней стадии разработки высокопроницаемых пластов дебиты скважин являются нерентабельными из-за высокой обводненности продукции. Хотя остаточные извлекаемые запасы в целом на участок достаточны даже для окупаемости бурения новой скважины.

Задачей настоящего изобретения является обеспечение выработки запасов с рентабельным дебитом скважин.

Поставленная задача решается описываемым способом, включающим бурение нагнетательных и добывающих скважин, закачку вытесняющей жидкости в нагнетательную и отбор продукции пласта через добывающую скважину.

Новым является то, что на участке залежи по высокообводненным высокопроницаемым пластам производится разуплотнение сетки за счет перевода части нерентабельных добывающих и нагнетательных скважин на эксплуатацию вышележащих менее обводненных низкопроницаемых пластов. Добывающие скважины, оставляемые на высокопроницаемом пласте, выбирают гипсометрически в наиболее приподнятом участке залежи из числа скважин с максимальными дебитами по нефти. Нагнетательные скважины, оставляемые по обводненному высокопроницаемому пласту, выбирают из числа тех, которые находятся гипсометрически в наиболее погруженных частях участка залежи. Перевод на вышележащие низкопроницаемые пласты осуществляют с созданием оптимальной системы разработки для обеспечения поддержания пластового давления и равномерного стягивания контура нефтеносности.

В оставляемых скважинах по нижнему высокообводненному пласту осуществляют мероприятия по обеспечению рентабельного дебита за счет:

1. Предотвращения конусообразования воды.

1.1 По технологии создания обращенного конуса в нефтенасыщенной части пласта.

В случае, когда всасывающую часть насоса опускают ниже интервала перфорации, исключается скапливание воды напротив интервала перфорации. Это достигается тем, что всасывающую часть насоса опускают ниже перфорированного интервала.

В случае, когда в добывающих скважинах всасывающая часть насоса находится выше интервала перфорации пласта, движение продукции пласта идет снизу вверх. При этом происходит разделение продукции на нефтяную и водную фазы. Вода начинает скапливаться напротив интервала перфорации. Во время простоя скважины эта вода, проникая в нефтенасыщенную часть пласта, снижает фазовую проницаемость по нефти. И при запуске скважины в работу происходит увеличение обводненности продукции за счет расширения интервала перфорации, насыщенного водой, а в дальнейшем это способствует образованию конуса воды, тем самым исключается снижение фазовой проницаемости по нефти.

1.2 По технологии эксплуатации скважин, перфорированных по нефтенасыщенной и водонасыщенной части пласта.

В случае эксплуатации скважин с перфорацией нефтенасыщенного интервала пласта по нижней части, а водонасыщенного интервала в верхней части пласта поступление нефтяной фазы и водяной фазы происходит по отдельным интервалам. Вода скапливается ниже всасывающей части насоса и из-за отсутствия перфорации напротив нефтенасыщенной части пласта в пласт не проникает. Тем самым сохраняется фазовая проницаемость по нефти неперфорированной части нефтенасыщенного пласта.

2. Обеспечения фильтрационных потоков нефти к возвышенным участкам пласта, который осуществляют разуплотнением сетки и вводом новых нагнетательных скважин в пониженных частях залежи высокообводненного высокопроницаемого пласта.

Приведенные чертежи поясняют суть образования конуса воды и обращенного конуса за счет спуска хвостовика 3.

На фиг.1 показана скважина 1 без установки хвостовика 3 ниже глубинного насоса 2. При работе насоса нефть 4 и вода 5 поступают из пласта в ствол скважины. При этом в стволе скважины ниже насоса 2 находится вода с пузырьками всплывающей нефти 4, которая за счет меньшей плотности занимает верхнюю часть столба жидкости скважины, расположенной за НКТ. Нефть, скапливаясь в затрубном пространстве, постепенно занимает весь объем от поверхности динамического уровня 6 до всасывающего отверстия 7 насоса 2. При таком способе эксплуатации, когда насос 2 находится выше интервалов перфорации, в столе скважины напротив нефтенасыщенной части пласта находится вода. Вода во время простоя скважины проникает в нефтенасыщенную часть пласта и приводит к насыщению ее водой. Это в свою очередь снижает фазовую проницаемость по нефти и приводит к образованию конуса воды в процессе эксплуатации. Если насос 2 поместить ниже интервала перфорации или низ насоса оборудовать хвостовиком, спущенным ниже интервалов перфорации (см. фиг.2), то скапливающаяся в затрубном пространстве нефть находится также напротив перфорированной части пласта. Это сохраняет фазовую проницаемость пласта по нефти и предотвращает конусообразование.

На фиг.2 показана скважина, в которой образование обращенного конуса осуществлено за счет спуска хвостовика из насосно-компрессорных труб (НКТ) ниже насоса. Образование обращенного конуса может быть осуществлено и другими способами [3].

Предотвращение образования конуса воды по мероприятиям пункта 1.2 достигается следующим образом:

- в случае одновременной перфорации в нефтенасыщенной и водонасыщенной части пласта образование конуса воды является ограниченной и распространяется только на часть перфорированного интервала нефтенасыщенного пласта.

Для пояснения сущности предлагаемого способа разработки в целом по предлагаемому изобретению до внедрения и после его внедрения приведены фиг.3 и 4.

На фиг.3 приведен геологический разрез участка до проведения мероприятий по предлагаемому способу разработки. На геологическом разрезе участка, представленном на фиг.3, выделяются низкопроницаемые пласты 1 и высокопроницаемые пласты 2.

По низкопроницаемым пластам из-за низких коллекторских свойств (пористость, проницаемость) выработанность составляет 50-60% от начально-извлекаемых запасов [НИЗ]. По высокопроницаемым пластам выработанность составляет более 90% НИЗ.

Скважины 1, 3, 4, 5, 7 перфорированы по высокопроницаемым пластам, а скважины 2 и 6 по низкопроницаемым пластам.

На фиг.4 приведен геологический разрез участка после проведения мероприятий предлагаемого способа:

- в скважинах 3 и 5 установлены цементные мосты 3 и осуществлена перфорация эксплуатационных колонн 4 в этих скважинах с целью приобщения к разработке низкопроницаемых пластов;

- в скважинах 1 и 7, оставленных для эксплуатации высокопроницаемых высокообводненных пластов, спущены хвостовики 5 для создания обращенного конуса;

- скважина 4 освоена под закачку.

Скважины 3 и 5, переведенные на вышележащие малообводненные пласты, позволяют обеспечить создание системы разработки по уплотненной сетке. При этом создание очагов закачки воды позволит обеспечить интенсивную разработку с рентабельными дебитами.

Источники информации

1. Р.Х.Муслимова, А.М.Шавалиева, Р.Б.Хисамова и др. “Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения”, Москва, ВНИИОЭНГ, 1995, с.243-244, 2 том.

2. “Одновременная раздельная эксплуатация многопластовых нефтяных месторождений”. М.: Недра, 1974, с.83, авторы: Р.А.Максутов, Б.Е.Доброскок, Ю.В.Зайцев.

3. Патент РФ № 2173770 от 20.09.01.

Формула изобретения

Способ разработки нефтяного многопластового месторождения на поздней стадии разработки, включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин, закачку вытесняющей жидкости в нагнетательную и отбор продукции пласта через добывающую скважину, отличающийся тем, что часть нерентабельных добывающих и нагнетательных скважин из высокопроницаемых высокообводненных пластов переводят на разработку малообводненных вышележащих пластов с созданием системы разработки по уплотненной сетке, а отбор нефти из высокопроницаемых высокообводненных пластов осуществляют по разуплотненной сетке оставленными добывающими скважинами, расположенными в гипсометрически повышенных частях залежи, а закачку вытесняющей жидкости осуществляют оставленными нагнетательными скважинами, расположенными в гипсометрически пониженных частях залежи, при этом из оставленных добывающих скважин отбор продукции осуществляют с проведением мероприятий по обеспечению рентабельного дебита за счет предотвращения образования конуса воды.

РИСУНКИРисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4