Способ разработки водонефтяной залежи

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и найдет применение при разработке водонефтяных залежей, продуктивный пласт которых содержит водоносную часть. Обеспечивает упрощение способа разработки водонефтяной скважины и экономию материальных затрат. Сущность изобретения: по способу разбуривают залежи по проектной сетке. Разделяют скважины на категории в зависимости от толщины переходной зоны или непроницаемого пропластка между нефтеносной и водоносной частями пласта. Относят их по назначению к нагнетательным или добывающим. Скважины, относящиеся к первой категории с толщиной переходной зоны или непроницаемого пропластка до 1,5 м, используют как нагнетательные. Скважины второй категории с толщиной 1,5-3 м и скважины третьей категории с толщиной более 3 м используют как добывающие. Вскрывают продуктивный пласт в щадящем режиме с применением сверлящих или гидромеханических перфораторов. При этом в части скважин первой категории и во всех скважинах второй категории вскрывают перфорацией водоносную часть пласта под переходной зоной или непроницаемым пропластком на расстоянии 4-5 м от водонефтяного контакта. Отсекатель ствола устанавливают выше продуктивного пласта. Фильтр с заглушкой устанавливают ниже водоносной части продуктивного пласта. Спускают насос. Откачкой жидкости создают депрессию на продуктивный пласт. Создают напротив фильтра продуктивной части пласта гидрозатвор из нефти. Создают в переходной зоне и в водоносной части пласта «обратный конус». Последний является препятствием по пути движения воды из водоносной части продуктивного пласта в нефтеносную. Причем упомянутые скважины первой категории используют как добывающие.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и найдет применение при разработке водонефтяных залежей, продуктивный пласт которых содержит водоносную часть.

Известен способ разработки водонефтяной залежи, включающий прострел нефтеносной и водоносной частей водонефтяного пласта, применение погружного оборудования, устанавливаемого в скважинах напротив продуктивного пласта и обеспечивающего создание в них в определенные моменты так называемого «обратного конуса», при котором происходит движение двухфазной жидкости в приствольной зоне продуктивного пласта сверху вниз, и раздельную циклическую откачку нефти и воды на поверхность (И.И.Клещенко и др. Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации нефтяных скважин. - М.: Недра, 1998, с.183, рис.5, 8).

Недостатками способа являются:

- необходимость вторичного вскрытия водоносной части пласта и применения дополнительно для этого специального внутрискважинного оборудования, что требует больших затрат;

- при вторичном вскрытии водоносной части кумулятивными перфораторами происходит разрушение крепи скважин;

- не достигается значительного снижения добыта попутной воды, вследствие этого ограничено его применение.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки водонефтяной залежи, включающий разбуривание ее по проектной сетке, разделение скважин на категории в зависимости от толщины переходной зоны или непроницаемого пропластка и, в зависимости от этого, отнесение их по назначению к нагнетательным или добывающим, а именно, скважины, относящиеся к первой категории с толщиной переходной зоны или непроницаемого пропластка до 1,5 м используют как нагнетательные; скважины второй категории с толщиной 1,5-3 м и скважины третьей категории с толщиной более 3 м используют как добывающие, и вскрытие продуктивного пласта осуществляют в щадящем режиме с применением сверлящих или гидромеханических перфораторов. Способ предусматривает в скважинах второй категории перед эксплуатацией создание водонепроницаемого экрана в водоносной части водонефтяного пласта под переходной зоной или непроницаемым пропластком толщиной, суммарная величина которого вместе с переходной зоной или непроницаемым пропластком составляет в пределах 5 м (патент №2215129, МПК 7 Е 21 В 43/20, 2003).

Способ нашел определенное применение на промыслах, однако возможна ситуация, когда скважин, отнесенных к первой категории, и которые должны использоваться как нагнетательные значительно больше того, чем требуется по производственной необходимости. Поэтому часть этих скважин вообще не будет подключаться в работу, что отрицательно скажется на экономических показателях разработки залежи. А необходимость создания водонепроницаемого экрана в водоносной части водонефтяного пласта усложняет технологический процесс и удорожает его.

Задачей изобретения является упрощение способа разработки водонефтяной залежи и экономия материальных затрат.

Указанная задача решается предлагаемым способом, включающим разбуривание водонефтяной залежи по проектной сетке, разделение скважин на категории в зависимости от толщины переходной зоны или непроницаемого пропластка между нефтеносной и водоносной частями пласта и, в зависимости от этого, отнесение их по назначению к нагнетательным или добывающим, а именно, скважины, относящиеся к первой категории с толщиной переходной зоны или непроницаемого пропластка до 1,5 м, используют как нагнетательные, скважины второй категории с толщиной 1,5-3 м и скважины третьей категории с толщиной более 3 м используют как добывающие, и вскрытие продуктивного пласта осуществляют в щадящем режиме с применением сверлящих или гидромеханических перфораторов.

Новым является то, что в части скважин первой категории, определенной производственной необходимостью, и во всех скважинах второй категории создают гидрозатвор из нефти напротив фильтра в продуктивной части пласта, а прострел водоносной части пласта осуществляют на расстоянии 4-5 м от водонефтяного контакта, причем упомянутые скважины первой категории используют как добывающие.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Водонефтяную залежь разбуривают скважинами по проектной сетке. В процессе разбуривания водонефтяной зоны геофизическими методами, отбором керна, пробной эксплуатацией скважин и др., определяют местоположение водонефтяного контакта, толщину и свойства переходной зоны, толщину непроницаемого пропластка между нефтеносной и водоносной частями пласта, их площадное распространение, влияние этих показателей на обводнение продукции и др. На основе этой информации все скважины разделяют на три категории, а именно, скважины с толщиной переходной зоны или непроницаемого пропластка до 1,5 м относят к первой категории и переводят в фонд нагнетательных, пьезометрических и др., так как они не обеспечивают рентабельный для эксплуатации дебит из-за высокой обводненности. Скважины с толщиной 1,5-3 м и более трех метров относят соответственно ко второй и третьей категориям и используют их как добывающие.

Особенностью предлагаемого способа является то, что в части скважин первой категории, а их, как правило, всегда оказывается значительно больше, чем необходимо для рациональной разработки залежи, создают гидрозатвор из нефти напротив фильтра в продуктивной части пласта и в дальнейшем используют их как добывающие. Для полной гарантии успешности разработки гидрозатвор из нефти создают и в скважинах второй категории.

Эти работы осуществляют следующим образом.

После крепления скважины (спуск эксплуатационной колонны, цементирование, ожидание затвердевания цемента) вскрывают перфорацией водоносную часть пласта под переходной зоной или непроницаемым пропластком на расстоянии 4-5 м от водонефтяного контакта. Указанная величина диктуется требованием допустимого перепада давления на 1 пог. м. цементного кольца, равного 2,0 МПа и создаваемой депрессии на пласт при эксплуатации в пределах 8,0-9,0 МПа.

Нефтеносную часть пласта вскрывают перфораторами в щадящем режиме: сверление, гидромеханическим способом (ПГМ-146 (168)).

Затем на колонне насосно-компрессорных труб спускают и устанавливают в скважине отсекатель ствола с таким расчетом, чтобы он находился выше продуктивного пласта, а фильтр с заглушкой - ниже водоносной части продуктивного пласта. После этого в скважину спускают насос и откачкой жидкости создают депрессию на продуктивный пласт, под воздействием которой напротив фильтра нефтеносной части продуктивного пласта создается гидрозатвор из нефти, а в переходной зоне и в водоносной части пласта - «обратный конус», состоящий из водонефтяной эмульсии повышенной вязкости, и который является надежным естественным препятствием по пути движения воды из водоносной части продуктивного пласта в нефтеносную.

В скважинах третьей категории нефтеносную часть пласта также вскрывают в щадящем режиме с применением сверлящих или гидромеханических перфораторов.

Технико-экономические преимущества предлагаемого способа заключаются в том, что он исключает проведение водоизоляционных работ с применением полимерных материалов и, следовательно, является более простым, что ведет к экономии значительных материальных средств. Кроме того, он позволит часть скважин первой категории использовать как добывающие и, следовательно, повысить нефтеотдачу.

Способ разработки водонефтяной залежи, включающий разбуривание водонефтяной залежи по проектной сетке, разделение скважин на категории в зависимости от толщины переходной зоны или непроницаемого пропластка между нефтеносной и водоносной частями пласта и в зависимости от этого отнесение их по назначению к нагнетательным или добывающим, а именно, скважины, относящиеся к первой категории с толщиной переходной зоны или непроницаемого пропластка до 1,5 м, используют как нагнетательные, скважины второй категории с толщиной 1,5-3 м и скважины третьей категории с толщиной более 3 м используют как добывающие, и вскрытие продуктивного пласта осуществляют в щадящем режиме с применением сверлящих или гидромеханических перфораторов, отличающийся тем, что в части скважин первой категории и во всех скважинах второй категории вскрывают перфорацией водоносную часть пласта под переходной зоной или непроницаемым пропластком на расстоянии 4-5 м от водонефтяного контакта, спускают и устанавливают отсекатель ствола так, чтобы он находился выше продуктивного пласта, устанавливают фильтр с заглушкой так, чтобы они находились ниже водоносной части продуктивного пласта, спускают насос, откачкой жидкости создают депрессию на продуктивный пласт, создают напротив фильтра продуктивной части пласта гидрозатвор из нефти, создают в переходной зоне и в водоносной части пласта «обратный конус», состоящий из водонефтяной эмульсии повышенной вязкости и являющийся препятствием по пути движения воды из водоносной части продуктивного пласта в нефтеносную, причем упомянутые скважины первой категории используют как добывающие.