СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 2003 года по МПК E21B43/20 

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

Известен способ разработки многопластовых нефтяных месторождений, включающий выделение эксплуатационных объектов, бурение добывающих и нагнетательных скважин на выделенные эксплуатационные объекты, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины (Патент РФ 2142046, кл. Е 21 В 43/20, опублик. 1999 г.).

Способ позволяет отобрать из пластов основные запасы нефти, однако значительная их часть остается в залежи.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки многопластовой неоднородной нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины из пластов, отбор пластовой воды из нижележащего пласта через водозаборные скважины и закачку пластовой воды через нагнетательные скважины в пласты. При этом бурят дополнительные скважины на всю глубину залежи. При прохождении через нефтяной пласт скважины эксплуатируют как добывающие. (Патент РФ 2061177, кл. Е 21 В 43/20, опублик. 1996 г. - прототип).

Недостатком известного способа является невысокая нефтеотдача залежи.

В изобретении решается задача увеличения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки многопластовой нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины из пластов, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в пласты и бурение дополнительной добывающей скважины через пласты, согласно изобретению дополнительную добывающую скважину бурят до верхнего продуктивного пласта, анализируют его продуктивность и при недостаточной продуктивности бурят дополнительную добывающую скважину в интервале между верхним и нижним продуктивными пластами, обсаживают дополнительную добывающую скважину в интервале отсутствия нефтенасыщенных пропластков, спускают колонну насосно-компрессорных труб до пробуренного забоя скважины, отбирают пластовые флюиды по колонне насосно-компрессорных труб из всего открытого интервала, определяют водонефтяной раздел в затрубном пространстве и устанавливают башмак колонны насосно-компрессорных труб на уровне водонефтяного раздела.

После отбора нефти из открытого интервала бурят дополнительную добывающую скважину на нижний продуктивный пласт и отбирают нефть.

Признаками изобретения являются:
1) отбор нефти через добывающие скважины из пластов;
2) закачка рабочего агента через нагнетательные скважины в пласты;
3) бурение дополнительной добывающей скважины через пласты;
4) бурение дополнительной добывающей скважины до верхнего продуктивного пласта;
5) анализ продуктивности верхнего продуктивного пласта;
6) при недостаточной продуктивности бурение дополнительной добывающей скважины в интервале между верхним и нижним продуктивными пластами;
7) обсаживание дополнительной добывающей скважины в интервале отсутствия нефтенасыщенных пропластков;
8) спуск колонны насосно-компрессорных труб до пробуренного забоя скважины;
9) отбор пластовых флюидов по колонне насосно-компрессорных труб из всего открытого интервала;
10) определение водонефтяного раздела в затрубном пространстве;
11) установление башмака колонны насосно-компрессорных труб на уровне водонефтяного раздела;
12) после отбора нефти из открытого интервала бурение дополнительной добывающей скважины на нижний продуктивный пласт и отбор нефти.

Признаки 1 - 3 являются общими с прототипом, признаки 4-11 являются существенными отличительными признаками изобретения, признак 12 является частным признаком изобретения.

Сущность изобретения
При разработке многопластовой нефтяной залежи часть нефти остается в залежи. В изобретении решается задача увеличения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.

При разработке многопластовой нефтяной залежи ведут отбор нефти через добывающие скважины из пластов и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в пласты. Этим достигают основной отбор нефти из залежи. Бурят дополнительную добывающую скважину до верхнего продуктивного пласта. Анализируют его продуктивность и при недостаточной продуктивности бурят дополнительную добывающую скважину в интервале между верхним и нижним продуктивными пластами. Обсаживают дополнительную добывающую скважину в интервале отсутствия нефтенасыщенных пропластков, а заколонное пространство цементируют. Этим исключают возможность поступления воды в скважину из водоносных пластов. Спускают колонну насосно-компрессорных труб до пробуренного забоя скважины. При этом предполагают, что скважина проходит через множество нефтенасыщенных пропластков малой толщины, каждый из которых выделить в самостоятельный объект разработки не представляется возможным. Толщины таких пропластков могут быть от сантиметра и более. В то же время суммарная толщина этих пропластков может приближаться к толщине самостоятельного объекта разработки. Отбирают пластовые флюиды по колонне насосно-компрессорных труб из всего открытого интервала. Отбор ведут суммарно из всех пропластков малой толщины. Определяют водонефтяной раздел в затрубном пространстве и устанавливают башмак колонны насосно-компрессорных труб на уровне водонефтяного раздела. Этим снижают вероятность образования конусов воды и преимущественное поступление воды, а не нефти. Разработку вскрытого интервала ведет до уровня рентабельности. После отбора нефти из открытого интервала и обводнения скважины добуривают дополнительную добывающую скважину до нижнего продуктивного пласта, обсаживают скважину хвостовиком и цементируют заколонное пространство, перфорируют в новом интервале перфорации и отбирают нефть.

Нефтеотдача залежи увеличивается за счет введения в разработку нефтенасыщенных пропластков малой толщины.

Примеры конкретного выполнения
Пример 1. Разрабатывают нефтяную залежь Ромашкинского месторождения со следующими характеристиками: пористость - 11,9%, проницаемость - 0,029 мкм², нефтенасыщенность - 61,1%, абсолютная отметка водонефтяного контакта - 870 м, средняя нефтенасыщенная толщина - 8м, начальное пластовое давление - 11 МПа, пластовая температура - 25 ^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%.

На залежи выделяют Бобриковский горизонт (объект разработки) на глубине 1000 м и Девонский горизонт (объект разработки) на глубине 1650 м. Бобриковский и Девонский горизонты сложены зонально невыдержанными продуктивными пластами, насыщенными нефтью. Между Бобриковским и Девонским горизонтами имеется множество нефтенасыщенных пропластков малой толщины, каждый из которых выделить в самостоятельный объект разработки не представляется возможным. Толщины таких пропластков могут быть несколько от миллиметра и более. В то же время суммарная толщина этих пропластков может приближаться к толщине самостоятельного объекта разработки. Замечено, что такие мелкие нефтенасыщенные пропластки, в основном, сгруппированы в нижней части ближе к Девонскому горизонту.

Закачивают рабочий агент (пластовую воду) через нагнетательные скважины в продуктивные пласты Бобриковского и Девонского горизонта. Отбирают нефть через добывающие скважины из тех же пластов.

Бурят дополнительную нефтедобывающую скважину на Бобриковский горизонт на глубину 1000 м. Связи с малой рентабельностью добычи объект в разработку не вводят. Углубляют скважину на 630 м ниже верхнего объекта разработки, но выше нижнего объекта разработки, каковым является Девонский объект разработки на глубине 1650 м. Зону неколлектора (интервал отсутствия нефтенасыщенных пропластков), до глубины 1550 м обсаживают, а заколонное пространство цементируют. В интервале предполагаемого размещения нефтенасыщенных пропластков малой толщины ствол скважины от глубины 1550 м до глубины 1630 м оставляют открытым. Спускают колонну насосно-компрессорных труб до пробуренного забоя скважины 1630 м. Отбирают пластовые флюиды по колонне насосно-компрессорных труб из всего вскрытого интервала 80 м. После 10 сут эксплуатации и установления в скважине водонефтяного раздела определяют водонефтяной раздел в затрубном пространстве скважины на глубине 1600 м. Устанавливают башмак колонны насосно-компрессорных труб на уровне водонефтяного раздела 1600 м. Эксплуатируют скважину с дебитом 10 м³/сут и обводненностью 13%.

Пример 2. Выполняют как пример 1. После 10 лет отбора нефти из открытого интервала и обводнения скважины добуривают дополнительную добывающую скважину до Девонского горизонта (нижнего продуктивного пласта), обсаживают скважину хвостовиком и цементируют заколонное пространство, перфорируют в новом интервале перфорации и отбирают нефть.

Применение предложенного способа позволит отбирать нефть из пластов, ранее не охваченных воздействием и, тем самым, повысить нефтеотдачу залежи.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи. Обеспечивает увеличение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: при разработке многопластовой нефтяной залежи ведут отбор нефти через добывающие скважины из пластов. Закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины в пласты. Осуществляют бурение дополнительной добывающей скважины до верхнего продуктивного пласта. Анализируют его продуктивность. При недостаточной продуктивности бурят дополнительную добывающую скважину в интервале между верхним и нижним продуктивными пластами. Обсаживают дополнительную добывающую скважину в интервале отсутствия нефтенасыщенных пропластков. Спускают колонну насосно-компрессорных труб до пробуренного забоя скважины. Отбирают пластовые флюиды по колонне насосно-компрессорных труб из всего открытого интервала. Определяют водонефтяной раздел в затрубном пространстве и устанавливают башмак колонны насосно-компрессорных труб на уровне водонефтяного раздела. После отбора нефти из открытого интервала бурят дополнительную добывающую скважину на нижний продуктивный пласт и отбирают нефть. 1 з.п. ф-лы.

1. Способ разработки многопластовой нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины из пластов, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в пласты и бурение дополнительной добывающей скважины через пласты, отличающийся тем, что дополнительную добывающую скважину бурят до верхнего продуктивного пласта, анализируют его продуктивность и при недостаточной продуктивности бурят дополнительную добывающую скважину в интервале между верхним и нижним продуктивными пластами, обсаживают дополнительную добывающую скважину в интервале отсутствия нефтенасыщенных пропластков, спускают колонну насосно-компрессорных труб до пробуренного забоя скважины, отбирают пластовые флюиды по колонне насосно-компрессорных труб из всего открытого интервала, определяют водонефтяной раздел в затрубном пространстве и устанавливают башмак колонны насосно-компрессорных труб на уровне водонефтяного раздела. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что после отбора нефти из открытого интервала бурят дополнительную добывающую скважину на нижний продуктивный пласт и отбирают нефть.