СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 2002 года по МПК E21B43/20 

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

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и бурение дополнительных скважин (патент РФ 2084619, кл. Е 21 В 43/20, опублик. 1996 г. ).

При бурении дополнительных скважин буровой раствор глубоко проникает в пласт и снижает его проницаемость. Иногда при пониженном пластовом давлении глубина проникновения бурового раствора достигает 20 м и более. Повысить проницаемость пласта и производительность скважины не удается даже с применением гидроразрыва пласта.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и бурение дополнительных скважин при повышенном пластовом давлении (Р. С. Хисамов. Особенности геологического строения и разработки многопластовых нефтяных месторождений. Казань, "Мониторинг", 1996 г. , с. 162, 163).

Известный способ позволяет снизить проникновение бурового раствора в пласт, однако способ применим при бурении дополнительных скважин в однопластовой залежи. В многопластовой залежи увеличить пластовое давление во всех пластах бывает затруднительно, а иногда и невозможно. Кроме того, в промытых пластах повышать пластовое давление для снижения поступления бурового раствора нецелесообразно, поскольку в пласте уже нет нефти и закупорка такого пласта носит только положительный характер. В то же время нефтенасыщенные пласты необходимо тщательно оберегать от закупорки буровым раствором, поскольку в этом случае резко снижается нефтеотдача залежи.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи за счет исключения закупорки нефтенасыщенных пластов при бурении дополнительных скважин.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и бурение дополнительных скважин при повышенном пластовом давлении, согласно изобретению, перед бурением дополнительных скважин дополнительно перфорируют нагнетательные скважины в нефтенасыщенных пластах, закачивают пластовую воду большей плотности, чем вода в продуктивном пласте, до повышения пластового давления, а после бурения осваивают пробуренную скважину при повышенном пластовом давлении.

Признаками изобретения являются:
1. отбор нефти через добывающие скважины;
2. закачка рабочего агента через нагнетательные скважины;
3. бурение дополнительных скважин при повышенном пластовом давлении;
4. перед бурением дополнительных скважин дополнительное перфорирование нагнетательных скважин в нефтенасыщенных пластах;
5. закачка пластовой воды большей плотности, чем вода в продуктивном пласте до повышения пластового давления;
6. после бурения освоение пробуренной скважины при повышенном пластовом давлении.

Признаки 1-3 являются общими с прототипом, признаки 4-6 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения
При разработке нефтяной залежи возникает необходимость в бурении дополнительных скважин. К этому моменту часто пластовое давление оказывается пониженным. При бурении буровой глинистый раствор глубоко проникает в пласт и делает его непроницаемым. Повышение пластового давления снижает проникновение бурового раствора в пласт, однако в многопластовой залежи повышение пластового давления во всех пластах практически невозможно. Вследствие этого за счет поступления бурового раствора в пласты нефтеотдача залежи снижается. В изобретении решается задача повышения нефтеотдача залежи за счет исключения закупорки нефтенасыщенных пластов при бурении дополнительных скважин. Задача решается следующей совокупностью операций.

При разработке нефтяной залежи производят отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и бурение дополнительных скважин. Перед бурением дополнительных скважин дополнительно перфорируют нагнетательные скважины в нефтенасыщенных пластах и закачивают пластовую воду большей плотности, чем вода в продуктивном пласте, до повышения пластового давления. Увеличение давления в нефтенасыщенных пластах или в нефтенасыщенных частях пласта способствует снижению поступления бурового раствора при бурении дополнительных скважин. Сохраняется проницаемость пласта и создаются условия для его выработки, что повышает нефтеотдачу залежи. В то же время промытые пласты оказываются в большей мере подвержены закупорке буровым раствором, их проницаемость снижается, что благотворно сказывается на перераспределении потоков рабочего агента в нефтенасыщенные пласты. Закачка пластовой воды большей плотности, чем вода в продуктивном пласте способствует дополнительному вытеснению нефти и увеличению нефтеотдачи. Пластовую воду большей плотности, чем вода в продуктивном пласте, добывают через водозаборные скважины из нижележащих водоносных пластов. После бурения осваивают пробуренную скважину при повышенном пластовом давлении. При этом достигают выноса бурового раствора из призабойной зоны в скважину и сохранения проницаемости.

Пример конкретного выполнения
Разрабатывают нефтяную залежь Ромашкинского месторождения со следующими характеристиками: пористость - 18,4%, средняя проницаемость - 0,646 мкм², нефтенасыщенность - 61,1%, абсолютная отметка водонефтяного контакта - 1530
м, средняя нефтенасыщенная толщина - 4 м, начальное пластовое давление - 16 МПа, пластовая температура - 29^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%.

Залежь многопластовая. Количество пластов может достигать 8 и даже более. Участок залежи разрабатывают 16 нагнетательными и 46 добывающими скважинами. Для снабжения нагнетательных скважин рабочим агентом отбирают пластовую подстилающую воду из водоносного пласта через 11 водозаборных скважин. Текущее пластовое давление составляет 12,7 МПа. Четыре нижних пласта обводнены. Четыре верхних пласта выработаны на 20-70%, т. е. относятся к нефтенасыщенным.

Буря дополнительную добывающую скважину. Перед бурением дополнительной скважины дополнительно перфорируют нагнетательные скважины в 4 верхних нефтенасыщенных пластах и закачивают в них пластовую воду плотностью 1,18 г/см³ Вода в продуктивных пластах имеет плотность 1,04-1,17 г/см³. Закачку ведут до повышения пластового давления до 16,3 МПа. Бурят дополнительную добывающую скважину. После бурения осваивают пробуренную скважину при пластовом давлении 16,3 МПа.

Испытания приемистости и дебита пробуренной скважины показали сохранение проницаемости нефтенасыщенных пластов.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи за счет исключения закупорки нефтенасыщенных пластов при бурении дополнительных скважин.

Изобретение относится к разработке нефтяных залежей и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи за счет исключения закупорки нефтенасыщенных пластов при бурении дополнительных скважин. Сущность изобретения: по способу ведут отбор нефти через добывающие скважины. Закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины и бурят дополнительные скважины. При этом при многопластовой нефтяной залежи перед бурением дополнительных скважин дополнительно перфорируют нагнетательные скважины в нефтенасыщенных пластах. Закачивают пластовую воду большей плотности, чем вода в продуктивном пласте, до повышения пластового давления. После бурения осваивают пробуренную скважину при повышенном пластовом давлении.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и бурение дополнительных скважин при повышенном пластовом давлении, отличающийся тем, что при многопластовой нефтяной залежи перед бурением дополнительных скважин дополнительно перфорируют нагнетательные скважины в нефтенасыщенных пластах, закачивают пластовую воду большей плотности, чем вода в продуктивном пласте, до повышения пластового давления, а после бурения осваивают пробуренную скважину при повышенном пластовом давлении.