Способ разработки нефтяной залежи с карбонатным коллектором

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с карбонатными коллекторами. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи, эффективности вытеснения нефти, увеличения охвата пласта вытесняющим агентом за счет его последовательной отработки, снижения обводненности продукции. Сущность изобретения: осуществляют бурение вертикальной нагнетательной скважины и горизонтальной добывающей скважины, закачку рабочего агента в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины. Горизонтальный участок добывающей скважины оставляют необсаженным и располагают выше уровня водонефтяного контакта - в среднем интервале нефтенасыщенной зоны залежи. Нагнетательную скважину строят до вскрытия нефтенасыщенной зоны залежи на расстоянии от забоя добывающей скважины, исключающем прорыв рабочего агента в добывающую скважину. В добывающей скважине устанавливают технологическую трубу, состоящую в горизонтальном участке из последовательно соединенных перфорированных патрубков с центраторами, между которыми размещают пакеры из водонабухающего материала, выполненные с возможностью герметичного перекрытия межтрубного пространства при наличии воды более 50% в продукции залежи. Во время эксплуатации добывающей скважины при обводнении продукции до 90-95% технологическую трубу последовательно отсекают от забоя напротив соответствующих пакеров. 1 пр., 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к добыче продукции из карбонатных коллекторов.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2434127, МПК Е21В 43/24, опубл. в Бюл. №35 от 20.11.2011 г.), включающий бурение вертикальных нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие горизонтальные скважины. Двухустьевую горизонтальную добывающую скважину бурят с использованием одного отклонителя вблизи подошвы продуктивного пласта, а вертикальную нагнетательную скважину с расположением забоя над средней частью горизонтального участка добывающей скважины на расстоянии, исключающем прорыв теплоносителя, при этом продуктивный пласт условно делят на несколько зон с разными температурными режимами, при закачке теплоносителя по мере прогрева пласта и достижения предельной обводненности продукции скважин отбор начинают с нижней, более прогретой зоны, после достижения продукции температуры 80-90% от температуры прорыва отбор переносят в зоны более низких температур, изолируя зоны с высокой температурой, близкой температуре прорыва, глухими пакерами, при повышении температуры в новых зонах отбора зоны отбора перемещают в более холодные зоны с отсечением высокотемпературных зон глухими пакерами, а при снижении температуры до уменьшения текучести ниже необходимого значения зоны отбора переносят в зоны с более высокими температурами, которые ниже 70% температуры прорыва, а пакеры извлекают.

Недостатками способа являются сложность строительства двухустьевой горизонтальной скважины, увеличение затрат на строительство скважин для организации теплового воздействия, необходимость в постоянном контроле температуры пласта и зоны прогрева пласта.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой нефти или битумов (патент RU №2334095, МПК Е21В 43/24, опубл. в Бюл. №26 от 20.09.2008 г.), включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Горизонтальный ствол добывающей скважины проводят в 1,5-2,5 м над подошвой продуктивного пласта, перфорируют, выше горизонтального ствола добывающей скважины на 3,5-4,5 м размещают низ вертикальной нагнетательной скважины, перфорированной в интервале 0,5-1,5 м от низа, вертикальную нагнетательную скважину размещают от вертикального ствола добывающей скважины на расстоянии, большем 2/3 длины горизонтального участка добывающей скважины, вплоть до конца горизонтального ствола, при этом в качестве рабочего агента используют пар в чередовании с воздухом.

Основными недостатками данного способа являются низкая эффективность процесса вытеснения нефти из-за неравномерного воздействия вытесняющего агента вдоль всего ствола горизонтальной скважины, отсутствие возможности регулирования отбора и обводненности по всему интервалу ствола горизонтальной скважины.

Техническими задачами настоящего изобретения являются повышение нефтеотдачи, т.е. эффективности процесса вытеснения нефти, в том числе путем увеличения охвата пласта вытесняющим агентом за счет последовательной отработки всего пласта, снижение обводненности продукции скважин за счет последовательного отсечения забоя скважины.

Технические задачи решаются способом разработки нефтяной залежи с карбонатным коллектором, включающим бурение вертикальной нагнетательной скважины и горизонтальной добывающей скважины, закачку рабочего агента в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины.

Новым является то, что горизонтальный участок добывающей скважины оставляют необсаженным и располагают выше уровня водонефтяного контакта (ВНК) в среднем интервале нефтенасыщенной зоны залежи, нагнетательную скважину строят до вскрытия нефтенасыщенной зоны залежи на расстоянии от забоя добывающей скважины, исключающем прорыв рабочего агента в добывающую скважину, причем в добывающей скважине устанавливают технологическую трубу, состоящую в горизонтальном участке из последовательно соединенных перфорированных патрубков с центраторами, между которыми размещают пакеры из водонабухающего материала, выполненные с возможностью герметичного перекрытия межтрубного пространства при наличии воды более 50% в продукции залежи, при этом во время эксплуатации добывающей скважины при обводнении продукции до 90-95% технологическую трубу последовательно отсекают от забоя напротив соответствующих пакеров.

В предложенном способе решаются задачи повышения эффективности вытеснения нефти, увеличения нефтеизвлечения, повышения темпа отбора, снижения обводненности продукции скважин, увеличения охвата пласта воздействием по площади и вертикали.

На чертеже представлена схема реализации предлагаемого способа разработки залежи с карбонатным коллектором, где:

1 - продуктивный пласт; 2 - горизонтальная добывающая скважина; 3 - вертикальная нагнетательная скважина; 4 - ВНК; 5 - перфорированные патрубки; 6, 6/ - центраторы; 7, 7/ - пакеры из водонабухающего материала; 8, 8/ - заглушки (глухие пакеры).

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Нефтяную залежь с карбонатным коллектором 1 разбуривают проектной сеткой добывающих и нагнетательных скважин. Уточняют геологическое строение залежи 1, строят карты эффективных нефтенасыщенных толщин, проводят исследования керна. Выделяют карбонатные продуктивные пласты, уточняют распространение нефтенасыщенных толщин продуктивных пластов по площади залежи 1. Определяют уровень ВНК.

Далее бурят как минимум одну добывающую горизонтальную скважину 2, при этом ее горизонтальный участок оставляют необсаженным и располагают выше уровня ВНК в среднем интервале нефтенасыщенной зоны залежи 1. В добывающей скважине 2 устанавливают технологическую трубу, состоящую в горизонтальном участке из последовательно соединенных перфорированных патрубков 5 с центраторами 6, между которыми размещают пакеры 7, 7/ из водонабухающего материала, выполненные с возможностью герметичного перекрытия межтрубного пространства при наличии воды более 50% в продукции залежи.

При этом пакеры 7, 7/ выполнены из водонабухающего материала, который при контакте с определенными жидкостями (водой или нефтью) увеличивается в размере. Пакеры 7, 7/ легко устанавливаются и не требуют применения специальных спуско-подъемных устройств. Состав водонабухающего пакера способен к самозалечиванию и восстановлению герметизирующих свойств. Количество пакеров выбирают в зависимости от длины горизонтального участка ствола скважины 2. На каждые 100 м длины горизонтального участка ствола скважины 2 устанавливают по одному пакеру.

Центратор 6, расположенный в начале технологической компоновки, центрирует установку относительно оси горизонтальной скважины 2. Центратор 6/, расположенный в конце компоновки, устанавливает технологическую трубу с патрубками 5 максимально близко к оси скважины, что обеспечивает равномерную запакеровку пакеров 7, 7/ в процессе освоения.

Далее скважину 2 осваивают и вводят в эксплуатацию.

Затем на расстоянии, исключающем прорыв рабочего агента в добывающую скважину 2, осуществляют строительство вертикальной нагнетательной скважины 3 до вскрытия нефтенасыщенной зоны залежи 1. Через нагнетательную скважину 3 осуществляют заводнение залежи 1.

В процессе эксплуатации скважин 2 и 3 происходит обводнение продукции скважины 2, начиная с забоя.

По мере достижения обводненности продукции скважины 2 80%, а в зоне установки пакера 7/ - 50% пакер начинает разбухать и полностью устанавливается, что способствует герметичной изоляции ствола скважины. После повышения обводненности продукции до 90-95% для перекрытия обводненной части ствола скважины устанавливают заглушку 8/, отсекая техническую колонну скважины 2. При этом работает участок скважины до отсеченной части ствола 2.

При достижении обводненности продукции до 50% в интервале установки пакера 7 он набухает, изолируя участок ствола ближе к устью скважины 2. После обводнения продукции до 90-95% устанавливают заглушку 8, отсекая следующий обводненный участок скважины 2.

Пример конкретного выполнения.

Нефтяную залежь с карбонатным коллектором 1 разбурили по треугольной сетке скважин с расстоянием между скважинами 300 м. Выделили нефтенасыщенный пласт толщиной 15 м на глубине 1200 м.

Далее пробурили одну добывающую горизонтальную скважину 2 длиной 300 м с необсаженным горизонтальным участком выше уровня ВНК на 7 м в середине нефтенасыщенной толщины пласта 1.

В добывающей скважине 2 установили технологическую трубу, состоящую в горизонтальном участке из последовательно соединенных перфорированных патрубков 5 с центраторами 6 (в начале и в конце горизонтального ствола скважины 2), между которыми разместили два пакера 7, 7/ из водонабухающего материала через каждые 100 м длины ствола. Скважину 2 ввели в эксплуатацию.

Затем на расстоянии 150 м от скважины 2 пробурили вертикальную нагнетательную скважину 3, через которую впоследствии осуществляли заводнение залежи.

В процессе эксплуатации скважин 2 и 3 обводненность продукции скважины 2 достигла 93%, а в интервале установки пакера 7/ - 55%. При этом пакер 7/ разбух и полностью установился. После этого установили заглушку 8/, перекрыв обводненный интервал.

Обводненность снизилась до 45%.

Далее в процессе работы скважин 2 и 3 обводненность продукции достигла 62% в интервале установки пакера 7, при этом обводненность продукции в участке перед установленным пакером 7 достигла 95%. Пакер 7 набух и установился. Для изоляции следующего обводненного участка в интервале размещения соответствующего пакера установили заглушку 8/.

В оставшемся участке обводненность продукции достигла 52%. Его эксплуатировали до достижения предельной обводненности - 95%. После чего скважину 2 перевели под нагнетание вытесняющим агентом.

Благодаря применению предложенного способа разработки нефтяной залежи с карбонатным коллектором конечный коэффициент нефтеотдачи увеличился на 15%, обводненность продукции снизилась на 17%.

Эксплуатация участка рассчитана на достижение проектной нефтеотдачи 0,38.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи, эффективность процесса вытеснения нефти, увеличить охват пластов вытесняющим агентом за счет последовательной отработки всего пласта, снизить обводненность продукции скважин за счет последовательной установки пакера.

Способ разработки нефтяной залежи с карбонатным коллектором, включающий бурение вертикальной нагнетательной скважины и горизонтальной добывающей скважины, закачку рабочего агента в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины, отличающийся тем, что горизонтальный участок добывающей скважины оставляют необсаженным и располагают выше уровня водонефтяного контакта - ВНК в среднем интервале нефтенасыщенной зоны залежи, нагнетательную скважину строят до вскрытия нефтенасыщенной зоны залежи на расстоянии от забоя добывающей скважины, исключающем прорыв рабочего агента в добывающую скважину, причем в добывающей скважине устанавливают технологическую трубу, состоящую в горизонтальном участке из последовательно соединенных перфорированных патрубков с центраторами, между которыми размещают пакеры из водонабухающего материала, выполненные с возможностью герметичного перекрытия межтрубного пространства при наличии воды более 50% в продукции залежи, при этом во время эксплуатации добывающей скважины при обводнении продукции до 90-95% технологическую трубу последовательно отсекают от забоя напротив соответствующих пакеров.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи.

Изобретение относится к проблеме вовлечения в запасы газовой промышленности трудноизвлекаемых ресурсов природного газа низкопроницаемых плотных пород. Обеспечивает создание новой эффективной и экологически чистой технологии разработки газовых залежей в плотных низко проницаемых породах - песчаниках.

Изобретение относится к области стимулирования добычи нефти с использованием смешиваюшегося ее вытеснения из пласта. Обеспечивает повышение эффективности и надежности системы вытеснения нефти.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли промышленности, а именно к способу доразработки истощенных залежей природных углеводородов. Обеспечивает возможность доизвлечения из пластов остаточных запасов газа, нефти и конденсата, а также водорода, кислорода и синтезируемых в пласте углеводородов за счет утилизации техногенного диоксида углерода.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает увеличение дебитов нефти и продуктивности скважин.
Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли. Обеспечивает повышение эффективности разработки залежи нефти в отложениях баженовской свиты.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке многопластовых нефтяных залежей, представленных слоисто-неоднородными коллекторами и, в том числе, слоисто-неоднородными нефтяными пластами с высокой расчлененностью.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для закачки попутного нефтяного газа в пласт. Система содержит добывающую скважину, сепаратор, насос с электродвигателем, трубопровод для подачи воды, газовый трубопровод, смесительное устройство, нагнетательную скважину и пакер с вмонтированной трубой.

Изобретение относится к области разработки многопластовых нефтяных месторождений и может быть использовано в нефтегазовой промышленности. Обеспечивает упрощение и удешевление способа разработки многопластовой нефтяной залежи, повышение эффективности его применения в нефтяных залежах, сложенных продуктивными пластами с различными фильтрационно-емкостными свойствами, а также ускорение сроков разработки многопластового месторождения.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных залежей на поздней стадии, характеризующихся неоднородными коллекторами различной природы и, в частности, зонально неоднородными коллекторами с пластами различной проницаемости или трещинно-поровыми коллекторами.

Изобретение относится к области строительства и эксплуатации нефтяных, газовых и других скважин, а именно к механическим пакерам осевого типа двустороннего действия.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны. Способ герметизации эксплуатационной колонны включает спуск на посадочном инструменте в эксплуатационную колонну скважины двух пакеров, соединенных между собой трубой, их посадку в эксплуатационной колонне выше и ниже интервала негерметичности с последующим извлечением посадочного инструмента, герметизацию эксплуатационной колонны.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при освоении и эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Пакер механический содержит соединенные резьбой верхний ствол и нижний ствол, имеющий фигурный паз на его наружной поверхности с продольными короткими и длинными участками, на котором располагается нижний якорный узел, включающий корпус, к которому посредством резьбы присоединен нижний кожух с вставленными в него и подпружиненными радиально нижними плашками, причем в средней части корпуса выполнены прямоугольные окна, в которых установлены центраторы, подпружиненные радиально и удерживаемые верхней и нижней крышками, зафиксированными на корпусе посредством винтов, а в его нижней части выполнена кольцевая наружная канавка, посредством которой к нижней части корпуса присоединено кольцо разрезное, имеющее кольцевую внутреннюю канавку и наружный цилиндрический выступ, в которое посредством резьбы установлен фиксатор, а на верхнем стволе расположен с возможностью осевого перемещения по нему и опирающийся на цилиндрический выступ нижнего ствола конус опорный, над которым расположен нижний антиэкструзионный узел, в состав которого входят три металлические шайбы с внутренними и наружными конусными поверхностями, посредством которых они взаимодействуют с установленными между ними двумя полиуретановыми кольцами.

Группа изобретений относится к скважинному модуляционному устройству, предназначенному для использования в скважине. Устройство для использования в скважине содержит удлиненный корпус инструмента, растяжимые штанги и гибкую клапанную мембрану.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны. Способ герметизации эксплуатационной колонны включает спуск в эксплуатационную колонну скважины на посадочном инструменте, выполненном в виде колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), двух пакеров, соединенных между собой трубой, их посадку в эксплуатационной колонне выше и ниже нарушения с последующим извлечением посадочного инструмента.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано в пакерах для защиты уплотнительного элемента пакера от затекания резины в кольцевой зазор между стенкой обсадной колонны и корпусом пакера.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти в карбонатных и терригенных коллекторах, разбуренных вертикальными и горизонтальными скважинами.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с коллектором, имеющим естественную трещиноватость. Обеспечивает повышение охвата пласта воздействием и увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для разобщения в скважине зон обсадных колонн при проведении ремонтных, изоляционных и исследовательских работ.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны. Способ герметизации эксплуатационной колонны включает спуск в эксплуатационную колонну скважины двух пакеров, соединенных между собой трубой, на посадочном инструменте, в качестве которого используется колонна насосно-компрессорных труб, их посадку в эксплуатационной колонне выше и ниже интервала негерметичности с последующим извлечением посадочного инструмента.

Изобретение относится к пакерующим устройствам для герметизации межтрубного или заколонного пространства скважин. Пакер для скважины включает корпус с помещенным на нем уплотнительным элементом, узел пакеровки уплотнительного элемента механического действия, узел допакеровки уплотнительного элемента гидромеханического действия. Узел пакеровки находится выше уплотнительного элемента. Узел допакеровки помещен ниже уплотнительного элемента и выполнен с возможностью его срабатывания при снижении гидростатического давления в скважине при освоении и/или эксплуатации скважины до заданной величины. При этом во время допакеровки уплотнительного элемента обеспечена возможность контроля герметичности уплотнительного элемента и регулирования степени снижения гидростатического давления в скважине. Изобретение обеспечивает повышение надежности работы пакера за счет возможности перевода его в рабочее положение нагрузками, действующими в процессе освоения и/или эксплуатации скважины. 3 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с карбонатными коллекторами. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи, эффективности вытеснения нефти, увеличения охвата пласта вытесняющим агентом за счет его последовательной отработки, снижения обводненности продукции. Сущность изобретения: осуществляют бурение вертикальной нагнетательной скважины и горизонтальной добывающей скважины, закачку рабочего агента в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины. Горизонтальный участок добывающей скважины оставляют необсаженным и располагают выше уровня водонефтяного контакта - в среднем интервале нефтенасыщенной зоны залежи. Нагнетательную скважину строят до вскрытия нефтенасыщенной зоны залежи на расстоянии от забоя добывающей скважины, исключающем прорыв рабочего агента в добывающую скважину. В добывающей скважине устанавливают технологическую трубу, состоящую в горизонтальном участке из последовательно соединенных перфорированных патрубков с центраторами, между которыми размещают пакеры из водонабухающего материала, выполненные с возможностью герметичного перекрытия межтрубного пространства при наличии воды более 50 в продукции залежи. Во время эксплуатации добывающей скважины при обводнении продукции до 90-95 технологическую трубу последовательно отсекают от забоя напротив соответствующих пакеров. 1 пр., 1 ил.

Наверх