СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ОБВОДНЕННОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ (ВАРИАНТЫ) Российский патент 2005 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам разработки обводненных нефтяных месторождений.

Известны способы разработки обводненных нефтяных залежей [1,2,3,4], включающие отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные.

При этом с целью уменьшения отбора воды через добывающие скважины в нагнетательные закачивают гидрофобизирующие или осадкообразующие растворы для закупоривания наиболее проницаемых или трещиновато пористых участков пласта или такие операции проводят одновременно как через нагнетательные, так и через добывающие скважины.

Известен также способ разработки нефтяной залежи [5], включающий закачку воды в нагнетательные скважины, отбор нефти через добыващие скважины и гидрофобизацию водопритоков продуктивного пласта, закачку в добывающие скважины жидкости для восстановления фазовой проницаемости по нефти продуктивного пласта, например селективно водоизолирующие растворы на углеводородной основе, с последующим изменением направления движения продукции пласта при ее отборе.

Известен способ разработки нефтяной залежи [6], включающий закачку воды в нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие, гидрофобизацию продуктивного пласта, а нефть отбирают глубинными насосами. Причем для изменения направления движения продукции при ее отборе спускают хвостовик ниже зоны перфорации [прототип].

Недостатком прототипа является необходимость установки хвостовика путем подвешивания ниже насоса или ниже пакера.

Задачей настоящего изобретения является сохранение фазовой проницаемости пласта по нефти без использования хвостовиков.

Поставленная задача по одному варианту достигается тем, что по способу разработки обводненной залежи нефти, включающему закачку воды в нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины с сохранением фазовой проницаемости по нефти, согласно изобретению первичное вскрытие пласта бурением осуществляют в режиме депрессии или равновесия, а отбор нефти осуществляют из интервала перфорации шириной от 1 до 1,5 м, произведенного в зоне водонефтяного раздела, с шириной интервала перфорации, приходящегося на нефтенасыщенную часть пласта не более 75% и из расчета вскрытия верхней частью нефтенасыщенного интервала пласта, а нижней частью - обводненного интервала пласта, при этом по мере выработки запасов осуществляют расширение интервала перфорации в сторону нефтенасыщенной части пласта.

Поставленная задача по другому варианту достигается тем, что по способу разработки обводненной залежи нефти, включающему закачку воды в нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины с сохранением фазовой проницаемости по нефти, согласно изобретению первичное вскрытие пласта бурением осуществляют в режиме репрессии не более 3 МПа, а отбор нефти осуществляют из интервала перфорации шириной от 1 до 1,5 м, произведенного в зоне водонефтяного раздела, с шириной перфорации, приходящегося на нефтенасыщенную часть пласта не более 75 % и из расчета вскрытия верхней частью нефтенасыщенного интервала пласта, а нижней частью - обводненного интервала пласта, при этом по мере выработки запасов осуществляют расширение интервала перфорации в сторону нефтенасыщенной части пласта.

Интервал для перфорации выбирают шириной от 1 до 1,5 м и при этом ширина интервала перфорации, приходящаяся на нефтенасыщенную часть пласта, составляет не более 75%.

При отборе продукции из пласта через перфорированные интервалы вода поступает из обводненной (промытой) части пласта, а нефть из нефтенасыщенной части пласта.

Нефть, поступившая в ствол скважины, за счет меньшей плотности всплывает и заполняет все кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и спущенным оборудованием выше места всасывания продукции.

Вода в стволе скважины скапливается ниже точки всасывания продукции за счет процессов гравитационного разделения.

Место всасывания продукции, поступившей из пласта в ствол скважины, находится в нижней части корпуса насоса. А при спущенном хвостовике местом всасывания продукции служит входное отверстие нижней части хвостовика (хвостовиком называются закрепленные ниже насоса насосно-компрессорные трубы).

Находящаяся в стволе скважины вода в процессе остановки скважины, проникая в интервал перфорации, снижает фазовую проницаемость по нефти в нефтенасыщенной части пласта. Это повышает фазовую проницаемость воды, приводит к образованию конуса воды в процессе эксплуатации и снижению содержания доли нефти в отбираемой продукции.

Но из-за того, что ширина интервала перфорации в нефтенасыщенной части пласта незначительна, то и величина подъема конуса воды незначительна и имеет обратимый характер. Основной эффект достигается тем, что из-за незначительной ширины интервала перфорации напротив нефтенасыщенной части исключается возможность попадания воды из ствола скважины в перфорированную часть пласта. Это и обеспечивает сохранение фазовой проницаемости пласта по нефти.

Приведенные графические материалы (фиг.1 и фиг.2) поясняют суть изобретения, где на фиг.1 (прототип) изображена скважина - 1 с глубинным насосом - 2 и хвостовиком - 3, спущенным ниже интервала перфорации - 10. Фильтрация нефти происходит из нефтенасыщенной части пласта - 5, а фильтрация воды из обводненной части пласта - 6, находящейся ниже водонефтяного раздела - 4. Выше низа хвостовика - 3 ствол скважины заполнен всплывшей нефтью, при этом интервал перфорации также контактирует с нефтью, что позволяет сохранять фазовую проницаемость пласта по нефти. Ниже низа хвостовика ствол скважины заполнен водой - 8. Стрелкой - 9 указано направление движения нефти и воды из интервала перфорации при работе глубинного насоса - 2.

На фиг.2 приведена скважина - 1, глубинный насос - 2, поступление нефти происходит из нефтенасыщенной части пласта - 5, а воды из обводненности части пласта - 6. В стволе скважины ниже насоса - 2 находится нефть и вода. Но эта вода не контактирует с нефтенасыщенной частью пласта в интервале отсутствия перфорации и потому не снижает фазовую проницаемость в нефтенасыщенной части пласта. Стрелкой - 9 указано направление движения нефти и воды из интервала перфорации.

Для успешного применения предлагаемого изобретения необходимо соблюдать два условия:

1. По мере отбора нефти вследствие подъема водонефтяного раздела необходимо производить расширение интервала перфорации в сторону нефтенасыщенной части пласта.

2. Первичное вскрытие пласта в процессе бурения производят в режиме депрессии или равновесия. В случае невозможности выполнения этого условия репрессия не должна превышать 3 МПа. При репрессии более 3 МПа кольматация пласта не позволяет производить эффективный отбор без очистки призабойной зоны пласта, а это невозможно без расширения интервала перфорации.

Источники информации

1. Описание изобретения к заявке №95103121, 6 Е 21 В 43/22, 43/27, опубл. в БИ №35, 1996 г. "Способ разработки многопластовых нефтяных месторождений".

2. Описание изобретение к заявке №95108722, 6 Е 21 В 43/20, опубл. в БИ №15, 1997 г. "Способ разработки нефтяной залежи".

3. Патент РФ №2103489, 6 Е 21 В 43/22, БИ №3, 1998 г. "Способ разработки обводненной нефтяной залежи".

4. Патент РФ №2113590, 6 Е 21 В 43/22, опубл. в БИ №17, 1998 г. "Способ разработки многопластовых нефтяных месторождений".

5. Патент РФ №2085714, 6 Е 21 В 43/22, опубл. в БИ №21, 1997 г. от 27.07.97 г.

6. Патент РФ №2173770, 7 Е 21 В 43/20, опубл. БИ №26, 2001 г. от 20.09.2001 г.

Изобретение относится к разработке нефтяных залежей и может найти применение при разработке обводненных нефтяных залежей. Обеспечивает сохранение фазовой проницаемости по нефти нефтенасыщенной части пласта. Сущность изобретения: по способу ведут отбор нефти через добывающие скважины. Закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины. Для предотвращения попадания воды из ствола скважины в нефтенасыщенную часть пласта перфорацию пласта осуществляют в зоне водонефтяного раздела из расчета вскрытия нижней части нефтенасыщенного интервала пласта и верхней части обводненного интервала пласта. Этим предотвращают поступление воды в нефтенасыщенную часть пласта и обеспечивают сохранность фазовой проницаемости ее по нефти. Для предотвращения кольматации пласта при первичном вскрытии бурение осуществляют в режиме депрессии, равновесия или репрессии не более 3 МПа. А по мере выработки запасов осуществляют расширение интервалов перфорации в сторону нефтенасыщенной части пласта. 2 н.п. ф-лы, 2 ил.

1. Способ разработки обводненной залежи нефти, включающий закачку воды в нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины с сохранением фазовой проницаемости по нефти, отличающийся тем, что первичное вскрытие пласта бурением осуществляют в режиме депрессии или равновесия, а отбор нефти осуществляют из интервала перфорации шириной от 1 до 1,5 м, произведенного в зоне водонефтяного раздела, с шириной интервала перфорации, приходящегося на нефтенасыщенную часть пласта не более 75 % и из расчета вскрытия верхней частью нефтенасыщенного интервала пласта, а нижней частью - обводненного интервала пласта, при этом по мере выработки запасов осуществляют расширение интервала перфорации в сторону нефтенасыщенной части пласта.2. Способ разработки обводненной залежи нефти, включающий закачку воды в нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины с сохранением фазовой проницаемости по нефти, отличающийся тем, что первичное вскрытие пласта бурением осуществляют в режиме репрессии не более 3 МПа, а отбор нефти осуществляют из интервала перфорации шириной от 1 до 1,5 м, произведенного в зоне водонефтяного раздела, с шириной перфорации, приходящегося на нефтенасыщенную часть пласта не более 75 % и из расчета вскрытия верхней частью нефтенасыщенного интервала пласта, а нижней частью - обводненного интервала пласта, при этом по мере выработки запасов осуществляют расширение интервала перфорации в сторону нефтенасыщенной части пласта.