Способ разработки обводненной нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке обводненной нефтяной залежи. Обеспечивает повышение степени выработки запасов нефти при добыче малообводненной нефти. Сущность изобретения: способ включает разделение пакером внутреннего пространства добывающей скважины между кровлей пласта и зоной водонефтяного контакта, оборудование скважины устройствами для одновременно-раздельной эксплуатации пласта, откачку пластовой воды ниже водонефтяного контакта и из подпакерного пространства и откачку продукции пласта из надпакерного пространства. Согласно изобретению пакером делят внутреннее пространство добывающей скважины, оставляя сверху 50-70% толщины нефтеносного участка. Перед отбором воды из подпакерного пространства в него предварительно закачивают высоковязкие водонефтяные эмульсии. При этом регулируют откачку пластовой воды, для чего, при повышении в ней нефти выше 10-20% от количества воды, откачку последней уменьшают или прекращают, и регулируют откачку продукции пласта. Для этого при уменьшении содержания нефти ниже 70-80% от количества воды, откачку последней уменьшают или прекращают до снижения обводненности продукции с обеспечением положения водонефтяного контакта на практически одном уровне. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий добычу нефти из обводняющихся скважин (патент РФ №2228433, МПК Е21В 43/00, опубл. Бюл. №13 от 10.05.2004), заключающийся в том, что с увеличением содержания воды в добываемой скважинной продукции и снижением рентабельности скважины изменяют режим притока и подъема добываемой продукции, исходя из учета месторасположения скважины на структуре нефтеносной залежи, геолого-физических условий строения нефтяного пласта и характеристик насыщающих его жидкостей, путем постепенного или скачкообразного изменения величины депрессии на нефтяной пласт с большей на меньшие, а следовательно, и постепенным или резким уменьшением притока воды в добываемой скважинной продукции из скважины, против нефти, при одновременном уменьшении глубины спуска и производительности глубинного насоса, при которых обеспечивают меньшую скорость подъема пластовой воды по сравнению со скоростью всплытия нефти, имеющей меньшую плотность, а также за счет увеличения фронта вытеснения нефти и повышения давления в нефтяном пласте, как результат резкого уменьшения притока воды из пласта в скважину.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий добычу нефти из обводняющихся скважин (патент РФ №123497, МПК Е21В 43/00, опубл. Бюл. №21 от 10.12.1959 г.), заключающийся в том, что с целью продления периода раздельной добычи и уменьшения процента обводнения, перед началом эксплуатации скважины в продуктивном горизонте создают водонепроницаемый экран на контакте вода-нефть.

Известные способы не позволяют разрабатывать залежь с высокой нефтеотдачей и малыми расходами вследствие необходимости постоянного контроля обводненности и с постоянным изменением уровня оборудования при одновременно-раздельной эксплуатации, так как требуется постоянный контроль согласно данному изобретению «геолого-физических условий строения нефтяного пласта», что приводит к большим материальным затратам.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяного месторождения (патент РФ №2290502, МПК Е21В 43/20, опубл. Бюл. №36 от 27.12.2006), включающий откачку пластовой воды из водоносного пласта и отбор нефти через добывающие скважины, оснащенные пакером, откачку воды из водоносного пласта и закачку пластовой воды в водоносный пласт проводят в нагнетательной скважине одновременно-раздельно, при этом закачку пластовой воды ведут через отверстия обсадной колонны нагнетательной скважины, которые перфорируют в зоне пониженного уровня водонефтяного контакта, и отбор нефти из них осуществляют одновременно с откачкой пластовой воды.

Недостатком этого способа является то, что для предотвращения обводненности используется более одной скважины, что приводит к дополнительным тратам на строительство скважин, а продукция добывается одновременно с откачкой пластовой воды, что также требует затрат для ее последующего разделения на поверхности.

Технической задачей предлагаемого способа является увеличение темпа отбора продукции за счет одновременно-раздельной добычи нефти из нефтеносного участка пласта и воды из водоносного с минимальными затратами на строительство скважин, возможности использования существующего фонда скважин и последующее отделение воды из продукции пласта за счет использования оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации.

Техническая задача решается способом разработки обводненной нефтяной залежи, включающим бурение и строительство вертикальной скважины, либо использование существующего фонда скважин.

Новым является то, что пакером делят внутреннее пространство добывающей скважины, оставляя сверху 50-70% толщины нефтяного участка, а перед отбором воды из подпакерного пространства в него предварительно закачивают высоковязкие водонефтяные эмульсии, при этом регулируют откачку пластовой воды, для чего, при повышении в ней нефти выше 10-20% от количества воды, откачку последней уменьшают или прекращают, и регулируют откачку продукции пласта, для чего, при уменьшении содержания нефти ниже 70-80% от количества воды, откачку последней уменьшают или прекращают до снижения обводненности продукции с обеспечением положения водонефтяного контакта на практически одном уровне.

На чертеже изображена схема использования способа.

Способ реализуется следующим образом (пример конкретного выполнения).

На чертеже показан продуктивный пласт 1, разделенный пакером 2 на два интервала самостоятельной разработки 50-70% верхнего нефтяного интервала 3, эксплуатационные колонны 4 и 5 (для одновременно-раздельной эксплуатации), вертикальная добывающая скважина 6, зона водонефтяного контакта 7 (ВНК).

Разрабатывают продуктивный пласт 1 со следующими характеристиками: общая толщина пласта 18 м, глубиной залегания ВНК 7 685 м, толщина нефтяного интервала пласта 10 м, пластовая температура 23°С, пластовое давление 7,2 МПа, пористость 14%, проницаемость 0,145 мкм², нефтенасыщенность 83%, вязкость нефти 52,9 МПа·с, плотность нефти 0,884 кг/м³, плотность пластовой воды 1,02 кг/м³. Пакер 2 установлен на глубине 681,5 метра (3,5 м выше ВНК 7) эксплуатационные колонны 4 и 5 (см. патенты №2339798, 2291952, 72720 и т.п.) для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) подпакерного и надпакерного пространств вертикальных добывающих скважин 6.

На залежи производят бурение добывающей вертикальной скважины или при помощи исследований выбирают уже пробуренную добывающую скважину из существующего фонда скважин для добычи из продуктивного пласта 1. После чего определяют нефтяной интервал 3 (расстояние от кровли пласта 1 до ВНК 7), определяют место установки пакера 2 (50-70% от кровли до ВНК 7) - на приведенном примере при толщине 10 м нефтяного интервала 3-5-7 метров от кровли пласта 1 (у нас 3,5 метра). Выше и ниже предполагаемого места установки пакера 2 вскрывают обсадную колонну 6 напротив пласта 1, после чего спускают и устанавливают пакер 2, который впоследствии оборудуют эксплуатационными колоннами 4 и 5, сообщенными соответственно с надпакерным и подпакерным пространствами вертикальной добывающей скважины 6. Перед отбором продукции пласта 1 с водой из подпакерного пространства по эксплуатационной колонне 5 предварительно закачивают высоковязкие водонефтяные эмульсии (высоковязкие водо-нефтяные эмульсии применяются для увеличения эффективности изоляционных работ, а именно эффективность достигается армированием водоизоляционного экрана из эмульсии тампонажным составом, обладающим высокими структурно-механическими свойствами, адгезией к горным породам и хорошей фильтруемостью в пласт). После чего из подпакерного пространства по эксплуатационной колонне 5 производят отбор на поверхность продукции пласта 1 с водой, регулируют величину отбора по обводненности продукции: при превышении содержания нефти (например, выше 10-20% от количества воды), отбор уменьшают или прекращают. При этом из надпакерного пространства по эксплуатационной колонне 4 осуществляют отбор отделившейся нефти, причем регулируют величину отбора по обводненности продукции: при уменьшении содержания нефти (например, ниже 70-80% от количества воды), отбор уменьшают или прекращают до снижения обводненности. Таким образом, регулируется положение ВНК 7 на практически одном уровне, постоянный отбор по эксплуатационным колоннам 4 и 5 создает разряжение в пласте 1, способствующее подтягиванию нефти из близлежащих районов. Все это в совокупности позволяет увеличить процент нефтеизвлечения из пласта 1 (степень выработки запасов нефти), увеличивая срок его эксплуатации при минимальных вложениях.

Обводненную продукции, добытую из подпакерного пространства обсадной колонны 6 по трубе 5, можно использовать в нагнетательных скважинах (на чертеже не показаны) для закачки в этот пласт 1 или другие пласты (на чертеже не показаны), что экономит материальные затраты, необходимые для доставки воды для нагнетательных скважин

Предлагаемый способ позволяет повысить степень выработки запасов нефти при добыче малообводненной нефти, не требующей высоких затрат на отделение воды за счет разделения пласта, регулирования проницаемости водоносной части пласта и использования оборудования одновременно-раздельной эксплуатации.

Способ разработки обводненной нефтяной залежи, включающий разделение пакером внутреннего пространства добывающей скважины между кровлей пласта и зоной водонефтяного контакта, оборудование скважины устройствами для одновременно-раздельной эксплуатации пласта, откачку пластовой воды ниже водонефтяного контакта и из подпакерного пространства и откачку продукции пласта из надпакерного пространства, отличающийся тем, что пакером делят внутреннее пространство добывающей скважины, оставляя сверху 50-70% толщины нефтеносного участка, а перед отбором воды из подпакерного пространства в него предварительно закачивают высоковязкие водонефтяные эмульсии, при этом регулируют откачку пластовой воды, для чего при повышении в ней нефти выше 10-20% от количества воды откачку последней уменьшают или прекращают, и регулируют откачку продукции пласта, для чего при уменьшении содержания нефти ниже 70-80% от количества воды откачку последней уменьшают или прекращают до снижения обводненности продукции с обеспечением положения водонефтяного контакта на практически одном уровне.