Способ разработки зрелого нефтяного месторождения Российский патент 2024 года по МПК E21B43/16 E21B7/18 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано на зрелых месторождениях с высокой геологической неоднородностью пластов, разрозненностью, наличием многочисленных зон замещения продуктивных частей залежи и зон выклинивания, при разработке низкопроницаемых коллекторов с трудноизвлекаемыми запасами.

Большая часть российской нефти добывается из зрелых месторождений в обводнённых условиях на поздней стадии разработки, когда проблемы полноты извлечения нефти становятся все более актуальными. Фильтрационная неоднородность по разрезу и площади пород и прежде всего низкопроницаемые участки пласта приводят к формированию в процессе заводнения и разработки месторождения застойных зон или целиков нефти с остаточными запасами. Извлечение остаточных запасов требует применения высокозатратных геолого-технических мероприятий (ГТМ): изменения режимов работы скважин, обработок призабойной зоны (ОПЗ), реперфорации, гидроразрыва пласта (ГРП), зарезки боковых стволов (ЗБС), бурения новых, в том числе горизонтальных скважин (ГС) и других дополнительных мероприятий. Значительный объем остаточных запасов зрелых месторождений связан, прежде всего, с неоднородными низкопроницаемыми коллекторами, выклиниванием пластов, вертикальной и площадной изменчивостью, линзовидным распределением фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), высокой изолированностью, ограниченностью приточных интервалов, действием гравитационных, капиллярных сил и других факторов. В этих условиях необходима достоверная детальная модель месторождения, позволяющая в динамике определять, как дренированные хорошо промытые водой зоны залежи, так и низкопроницаемые целики нефти в которых требуется проведение дополнительных ГТМ. При этом необходимо иметь четкие представления о характере распределения, количестве и качестве остаточной нефти для обоснованного выбора технологии их эффективного извлечения. Однако современные известные решения (литолого-фациальный анализ, электрический и радиоактивный каротаж через обсадную колонну, сейсмоакустические, гидродинамические, биохимические и геохимические исследования межскважинного пространства, машинное обучение и моделирование) не всегда позволяют получить достоверную информацию о количестве, пространственном размещении по разрезу и площади остаточных запасов, степени их выработанности и включенности в разработку. Сложившаяся на данный момент технология локализации и поиска целиков нефти в значительной степени носит хаотический характер со значительной долей случайности, что затрудняет обоснованное применение ГТМ. Повышение эффективности разработки зрелых месторождений может быть достигнуто как за счёт развития технологий поиска целиков нефти, так и совершенствования технологий извлечения остаточных запасов на основе обоснованных ГТМ.

Известны различные способы разработки зрелого нефтяного месторождения, включающие бурение нагнетательных и добывающих скважин, заводнение пласта и извлечение нефти на поверхность. В процессе разработки месторождения уточняется строение пласта по данным бурения и моделирования, определяются области застойных низкопроницаемых зон при различных условиях заводнения, проводится поиск целиков нефти с остаточными запасами по тем или иным геолого-технологическим признакам. Выявленные целики нефти вовлекаются в разработку месторождения после проведения в них соответствующих мероприятий, например зарезки бокового ствола (ЗБС) из скважин-кандидатов, гидравлического разрыва пласта (ГРП), бурения новых, в том числе нагнетательных, добывающих скважин и других ГТМ [патенты на изобретение RU 2259474, 2327031, 2600255, 2724719, 2755114]. https://www1.fips.ru/registers-doc-view/fips_servlet?DB=RUPAT&DocNumber=2101475&TypeFile=html

Недостатком этих способов является, прежде всего, низкая достоверность выделения (поиска) и оценки целиков нефти в межскважинном пространстве, особенно в условиях большой вертикальной и площадной неоднородности пласта. Это требует бурения большого числа близко расположенных друг от друга скважин для попадания в целики нефти, что ведёт или к неоправданным затратам или к пропуску остаточных запасов и снижению нефтеотдачи неоднородного пласта. Кроме того, бурение новых скважин или зарезка боковых стволов (ЗБС), проведение гидравлического разрыва пласта (ГРП) из скважин-кандидатов сами по себе являются сложными высокозатратными мероприятиями и не всегда бывают оправданы, особенно при вскрытии и освоении незначительных по величине остаточных запасов. Кроме того, добыча нефти, как правило, из низкопроницаемых выявленных целиков нефти требует дополнительной интенсификации, что не всегда обеспечивается этими способами и ведёт к снижению эффективности способов и нефтеизвлечению в целом.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки зрелого нефтяного месторождения, включающий уточнение строения пласта при эксплуатации пробуренных скважин, поиск целика нефти с остаточными запасами в межскважинном пространстве, выбор скважины-кандидата для проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ), а именно зарезки бокового ствола (ЗБС), вскрытие целика нефти боковым стволом и извлечение остаточных запасов. Этот способ реализуется путем выделения зоны добывающих скважин с резко возросшей обводненностью пласта и уменьшенной добычей продукции по сравнению с расчетным конечным коэффициентом извлечения нефти (КИН). Предположительно в этой зоне межскважинного пространства с учётом неравномерности проницаемости пласта по разрезу и сторонам света находится целик нефти. Рядом с предполагаемым целиком нефти отбирается обсаженная скважина-кандидат для проведения ГТМ путём зарезки из основного ствола бокового ствола в направлении целика нефти. Далее проводится вскрытие целика нефти, обработка залежи вплоть до гидроразрыва пласта (ГРП), освоение и отбор остаточных запасов через пробуренный боковой ствол. Зарезку бокового ствола проводят из обсадной колонны основного ствола близким к нему диаметром. В скважине-кандидате обычно устанавливают цементный мост и отклоняющий ориентированный клин (уипсток) с якорем, вырезают окно в обсадной колонне с использованием комплекта райберов, затем проводят забуривание и собственно бурение бокового ствола. Для направленного бурения бокового ствола используют роторно-управляемую систему (РУС) или гидравлический забойный двигатель с навигационной системой. Заканчивание бокового ствола предусматривает обсаживание его хвостовиком с подвеской на специальном устройстве в обсадной колонне основного ствола. При цементировании хвостовика на горизонтальном участке бокового ствола используют центраторы жёсткого типа или спускают хвостовик в виде фильтра с пакерами. Затем хвостовик перфорируют (при необходимости) и проводят вторичное вскрытие пласта. В компоновку хвостовика также включают оборудование для проведения гидроразрыва пласта (ГРП). После обустройства бокового ствола проводят освоение и эксплуатацию целика нефти через хвостовик с помощью насоса размещённого в основном стволе скважины [патент на изобретение RU №2327031, прототип].

Недостатком этого способа является низкая достоверность выделения и оценки целиков нефти в межскважинном пространстве, особенно в условиях большой вертикальной и площадной неоднородности пласта. Это требует бурения большого числа близко расположенных друг от друга боковых стволов (скважин) для попадания в целики нефти, что ведёт к неоправданным затратам или пропуску остаточных запасов и снижению нефтеотдачи неоднородного пласта. Зарезка бокового ствола (ЗБС) и проведение из него обработки залежи, а именно гидравлического разрыва пласта (ГРП) сами по себе являются сложными высокозатратными мероприятиями. Проведение гидравлического разрыва пласта из бокового ствола не всегда эффективно ввиду низкой точности локализации трещин ГРП и попаданию их в обводнённые зоны при большой неоднородности пласта. Использование отдельных операций по освоению целика нефти (спуску хвостовика и обустройству бокового ствола, обработки пласта, насосной эксплуатации скважины) также усложняет способ и не всегда бывает оправданным, например, при вскрытии и освоении незначительных по величине остаточных запасов.

Задача изобретения – расширение функциональных возможностей и области использования способа, например, в неоднородных низкопроницаемых коллекторах, повышение его эффективности и надежности в сложных геолого-технологических условиях за счёт более обоснованного применения геолого-технических мероприятий (ГТМ).

Техническим результатом изобретения является повышение достоверности выделения и оценки целиков нефти, в том числе с незначительными остаточными запасами, обеспечение рентабельности их разработки при упрощении способа, снижение капитальных затрат и сроков эксплуатации залежи, интенсификация добычи нефти и увеличение нефтеизвлечения по разрезу и площади месторождения.

Для достижения этого технического результата в способе разработки зрелого нефтяного месторождения, включающем уточнение строения пласта при эксплуатации пробуренных с устья скважин, поиск и оценку целика нефти с остаточными запасами в межскважинном пространстве, выбор скважины-кандидата с закреплённым обсадной колонной основным стволом, проведение геолого-технических мероприятий с использованием зарезки боковых стволов и бурения дополнительных скважин, освоение остаточных запасов, включая их обработку и добычу, при этом согласно изобретению перед геолого-технологическими мероприятиями и освоением остаточных запасов неоднородного по толщине и площади пласта в скважину-кандидат с обсадной колонной спускают лифтовую трубу, содержащую регулируемый с устья порт и отклонитель с магнитной меткой, пакер-якорем и уплотнителем, при спуске лифтовой трубы отклонитель располагают на уровне кровли пласта, затем в лифтовую трубу и отклонитель спускают колтюбинговую трубу, содержащую снизу вверх управляемый с устья гидромонитор, циркуляционный клапан, каротажный прибор, надувной пакер активируемый электрическим насосом и струйный насос с клапаном, располагаемый при спуске колтюбинговой трубы не ниже отклонителя, а также проводную линию, при спуске колтюбинговой трубы в лифтовую трубу отклонитель с помощью магнитной метки и каротажного прибора устанавливают и фиксируют пакер-якорем на уровне кровли пласта в заданном с учётом его строения азимутальном профиле, затем в отклонитель вводят гидромонитор, нагнетают в колтюбинговую трубу песчано-жидкостную смесь и создают направленный выход из скважины-кандидата заданного профиля, далее под рабочим давлением нагнетают промывочную жидкость в колтюбинговую трубу, подают её в лифтовую трубу и с помощью гидромонитора на депрессии из направленного выхода основного ствола бурят поисково-оценочные каналы, которые используют для поиска и оценки целиков нефти в межскважинном пространстве, а также обработки и добычи остаточных запасов, причём режим депрессии при бурении поисково-оценочных каналов создают с помощью газлифта – закачки газа между лифтовой и колтюбинговой трубой через регулируемый с устья порт, расположенный около отклонителя и связанный с обсадной колонной, при этом сначала в заданном профиле бурят поисково-оценочный канал волнообразным стволом от кровли через середину к подошве пласта и обратно с повторением волн по пласту и с помощью каротажного прибора в режиме реального времени определяют распределение целиков нефти по разрезу в окрестности скважины-кандидат, затем в каждом установленном по разрезу целике нефти поисково-оценочный канал разветвляют в плоскости пласта на сеть поисково-оценочных каналов, оконтуривают целик нефти по площади и оценивают его остаточные запасы, при этом проводят обработку целика нефти химическими агентами, нагнетаемыми в указанную сеть каналов через колтюбинговую трубу и гидромонитор при активированном положении надувного пакера, причём освоение выделенных целиков нефти проводят с учётом установленной величины их остаточных запасов, а именно при величине остаточных запасах до 5 тыс. тонн добычу нефти в целиках нефти проводят с одной установки отклонителя тем же спущенным в скважину-кандидат оборудованием с использованием колтюбинговой трубы, надувного пакера и струйного насоса в сочетании с газлифтом, а при величине установленных остаточных запасов более 5 тыс. тонн выделенные целики нефти осваивают с использованием зарезки боковых стволов и бурения дополнительных скважин.

Предлагаемый способ разработки зрелого нефтяного месторождения поясняется чертежами (фиг. 1 – 10).

На фиг. 1. дана схема в разрезе оборудования скважины с продуктивным пластом, этапы спуска лифтовой и колтюбинговой трубы, закрепления отклонителя, создания направленного выхода из основного ствола заданного профиля и бурения поисково-оценочных каналов; на фиг. 2 дана схема струйного насоса в отключенном состоянии, увеличенный масштаб; на фиг. 3 дана схема в разрезе скважины и продуктивного пласта, этап бурения поисково-оценочного канала волнообразным стволом в пределах пласта при поиске целиков нефти в заданном профиле, уменьшенный масштаб; на фиг. 4 – то же, этап оконтуривания и оценки отдельного выделенного целика нефти; на фиг. 5 – то же, в плане (вид а --- а на фиг. 4); на фиг. 6 дана схема в разрезе оборудования скважины, этап глубинной обработки отдельного выделенного малого целика нефти (с остаточными запасами до 5 тыс. тонн) через сеть поисково-оценочных каналов, (вид б --- б на фиг. 5), увеличенный масштаб; на фиг. 7 – то же, этап добычи продукции через сеть поисково-оценочных каналов из отдельного выделенного малого целика нефти с использованием колтюбинговой трубы, струйного насоса и надувного пакера; на фиг. 8 дана схема струйного насоса в рабочем состоянии, увеличенный масштаб; на фиг. 9. дана схема в разрезе скважины и продуктивного пласта, этапы оценки, обработки и освоения других малых (с остаточными запасами до 5 тыс. тонн) целиков нефти выделенных в заданном профиле, уменьшенный масштаб; на фиг. 10 – то же, при выявленных больших целиках нефти (с остаточными запасами свыше 5 тыс. тонн).

На указанных выше чертежах приняты следующие обозначения. Продуктивный пласт 1; обсаженная скважина-кандидат 2; лифтовая труба 3 с регулируемым портом 4; отклонитель 5 с зазором 5а; магнитная метка 6; пакер-якорь 7; уплотнитель 7а; кровля 8 пласта 1; колтюбинговая труба 9 с затрубным пространством 9а, нижней 9б и верхней 9в частью; гидромонитор 10; циркуляционный клапан 11; каротажный прибор 12; надувной пакер 13; электрический насос 14; струйный насос 15 с соплом 15а, камерой смешения 15б, диффузором 15в, активным входом 15г, пассивным входом 15д и отключающим клапаном 16; проводная линия 17; направленный выход 18 заданного профиля из обсаженной скважины-кандидата 2; поисково-оценочный канал 19; сеть поисково-оценочных каналов 19а; волнообразный ствол 20 поисково-оценочного канала 19; подошва 21 пласта 1; целики нефти 22 (в виде, например низкопроницаемого пропластка 22а, открытой 22б и запечатанной 22в линзы, купольного поднятия 22г, большой линзы 22д и т. д.); обсадная колонна 23; подпружиненное соединение 24; боковой ствол 25; дополнительная скважина 26.

Предлагаемый способ разработки зрелого нефтяного месторождения осуществляется следующим образом.

В процессе разработки зрелого нефтяного месторождения уточняют геологическое строение неоднородного по толщине и площади продуктивного пласта 1, выбирают скважину-кандидат, например, обсаженную скважину 2 для проведения ГТМ и освоения остаточных запасов (фиг. 1). Перед проведением ГТМ и освоением остаточных запасов в обсаженную скважину 2 спускают лифтовую трубу 3 содержащую регулируемый с устья (не показано) порт 4 и отклонитель 5 с магнитной меткой 6, пакер-якорем 7 и уплотнителем 7а. Открытие-закрытие порта 4 и уплотнителя 7а осуществляется с устья в любой момент времени под действием сжимающей нагрузки инструмента при открытом (активированном) положении пакер-якоря 7. При спуске лифтовой трубы 3 отклонитель 5 устанавливают на уровне кровли 8 пласта 1. Затем в лифтовую трубу 3 и отклонитель 5 спускают колтюбинговую трубу 9 содержащую снизу вверх управляемый с устья гидромонитор 10, циркуляционный клапан 11, каротажный прибор 12, надувной пакер 13 активируемый электрическим насосом 14, струйный насос 15 (фиг. 2) с отключающим его клапаном 16, а также проводную линию 17. При спуске в лифтовую трубу 3 колтюбинговой трубы 9 отклонитель 5 с помощью магнитной метки 6 и каротажного прибора 12 устанавливают в заданном, например предварительным моделированием (с учётом строения пласта) азимутальном профиле на уровне кровли 8 пласта 1. В этом заданном моделированием профиле на уровне кровли 8 пласта 1 отрывают пакер-якорь 7 и в жёстко зафиксированный отклонитель 5 вводят гидромонитор 10. Сначала в колтюбинговую трубу 9 нагнетают песчано-жидкостную смесь и путём гидропескоструйной перфорации (не показано) создают направленный выход 18 из обсаженной скважины 2 заданного профиля. (Направленный выход 18 заданного профиля из обсаженной скважины 2 может быть создан также с помощью фрезы и отдельной спускоподъёмной операцией колтюбинговой трубы 9.) Затем под рабочим давлением в колтюбинговую трубу 9 и гидромонитор 10 нагнетают промывочную жидкость соответствующей пластовому давлению плотности. Промывочная жидкость с высокой скоростью выходит из гидромонитора 10, разрушает породу пласта 1 и вместе с образующимся на забое шламом выносится через затрубное пространство 9а, зазор 5а отклонителя 5, а также между лифтовой 3 и колтюбинговой 9 трубой на устье. Колтюбинговую трубу 9 подают в лифтовую трубу 3 и с помощью управляемого с устья через проводную линию 17 гидромонитора 10 бурят на депрессии из направленного выхода 18 поисково-оценочные каналы 19, которые используют для поиска и оценки целиков нефти в межскважинном пространстве, а также обработки и добычи остаточных запасов. Режим депрессии при бурении поисково-оценочных каналов 19 поддерживают с помощью газлифта – закачки газа через регулируемый с устья порт 4. Струйный насос 15 в составе сопла 15а, камеры смешения 15б, диффузора 15в, активного входа 15г с клапаном 16 и пассивного входа 15д располагают не ниже отклонителя 5 между нижней 9б и верхней 9в частью колтюбинговой трубы 9. Активный вход 15г струйного насоса 15 связывают с затрубным пространством 9а верхней 9в части колтюбинговой трубы 9, а пассивный вход 15д соединяют с нижней 9б частью колтюбинговой трубы 9. Длина нижней 9б части колтюбинговой трубы 9 между струйным насосом 15 и гидромонитором 10 берётся в соответствии с планируемой максимальной длиной L бурения (порядка 500м) поисково-оценочных каналов 19. В процессе углубления поисково-оценочных каналов 19 уплотнитель 7а закрыт и не мешает циркуляции промывочной жидкости, клапаны 11, 16 под действием рабочего давления закрыты, струйный насос 15 отключен, надувной пакер 13 управляемый с устья через проводную линию 17 также отключен (закрыт).

Сначала в заданном азимутальном профиле из направленного выхода 18 бурят поисково-оценочный канал 19 волнообразным стволом 20 от кровли 8 через середину к подошве 21 пласта 1 и обратно с повторением волн (фиг. 3). Это позволяет в пределах пласта 1 уверенно пересекать и вскрывать гидромонитором 10 значимые по объёму целики нефти 22 (в виде, например низкопроницаемого пропластка 22а, открытой 22б и запечатанной 22в линзы, купольного поднятия 22г, большой линзы 22д и т. д.) расположенные в заданном профиле. Длина волны ℓ ствола 20 (порядка 50÷100м) поисково-оценочного канала 19 в пределах пласта 1 определяется его строением, экономическими соображениями и уточняется опытным путём. При бурении в пределах пласта 1 волнообразного ствола 20 поисково-оценочного канала 19 по данным каротажного прибора 12 определяют вскрытие нефтенасыщенных пород 22нн, а также вмещающих их водонасыщенных пород 22вн и тем самым осуществляют прямой поиск (выделение) целиков нефти 22 в заданном обводнённом профиле. Измерительные сигналы с волнообразно движущегося по пласту 1 каротажного прибора 12, характеризующие практически без помех в условиях депрессии электрическое сопротивление окружающей среды (КС) и характер насыщения вскрываемых пород без задержки в реальном масштабе времени поступают с забоя на устье по проводной линии 17. Это позволяет оперативно с большой точностью и детальностью определять распределение по разрезу (заданному профилю) целиков нефти 22, например 22а, 22б, 22в, 22г, 22д и т.д. в окрестности скважины 2 – межскважинном пространстве. Для поиска и выделения остаточных запасов в более сложных условиях, например карбонатном разрезе при бурении волнообразного ствола 20 поисково-оценочного канала 19 возможно использование большой группы дополнительных параметров, например, электропроводности промывочной жидкости, давления, температуры, потенциалов ПС, устьевых данных геолого-технологических исследований (ГТИ) и других. Учитывая низкие пластовые давления зрелых месторождений для обеспечения необходимого режима депрессии и поиска целиков нефти 22 при бурении поисково-оценочного канала 19 создают газлифтный эффект. Между лифтовой 3 и колтюбинговой трубой 9 через регулируемый с устья порт 4 расположенный около отклонителя 5 вводят газ-азот, закачиваемый в обсадную колонну 23. Это позволяет максимально и контролируемо снизить забойное давление при бурении поисково-оценочного канала 19, а, следовательно, повысить достоверность выделения целиков нефти 22, исключить поглощение промывочной жидкости и обеспечить уверенный подъём шлама с забоя на устье в условиях низкого пластового давления зрелых месторождений. Управление портом 4 осуществляют с помощью подпружиненного соединения 24 путём перемещения лифтовой трубы 3 при открытом положении пакер-якоря 7 и зафиксированном отклонителе 5.

После бурения в заданном профиле волнообразного ствола 20 поисково-оценочного канала 19 и выделения в окрестности скважины 2 целиков нефти 22 переходят к их оценке и освоению. В каждом установленном по разрезу целике нефти 22, например низкопроницаемом пропластке 22а пробуренный к нему поисково-оценочный канал 19 разветвляют в плоскости пласта 1 на сеть поисково-оценочных каналов 19а (фиг. 4, 5). При бурении сети поисково-оценочных каналов 19а также с помощью каротажного прибора 12 (позиция на фиг. 4, 5 не показана) определяют характер насыщения вскрываемых пород с установлением границы простирания нефтенасыщенных 22нн пород, оконтуривают низкопроницаемый пропласток 22а по площади и тем самым оценивают его остаточные запасы. Далее для повышения дренирующей способности и интенсификации добычи нефти проводят глубинную обработку низкопроницаемого пропластка 22а с использованием пробуренной сети поисково-оценочных каналов 19а. В них при открытом положении пакера 13 через колтюбинговую трубу 9 и гидромонитор 10 закачивают химические агенты: горюче-окислительные составы (ГОС), бинарные смеси (БС), растворители, кислотные составы, другие реагенты, создают искусственный коллектор и повышают проницаемость пропластка 22а (фиг. 6). Электрическим насосом 14 по команде с поверхности открывают надувной пакер 13, который устанавливают в самом начале вскрытия пропластка 22а до влияния водонасыщенных 22вн пород. При этом надувной пакер 13 перекрывает затрубное пространство 9а колтюбинговой трубы 9, способствует поступлению нагнетаемых химических агентов именно в нефтенасыщенные 22нн (минуя водонасыщенные 22вн) породы и позволяет проводить глубинную обработку пропластка 22а вплоть до трещинообразования, пилотного газо-гидроразрыва и последующего направленного гидроразрыва пород (ГРП). Отрицательную нагрузку на пакер 13 (в процессе продавки химических агентов в глубину пропластка 22а через сеть поисково-оценочных каналов 19а) снижают путём дополнительной закачки в водонасыщенные породы 22вн на поглощении промывочной жидкости между лифтовой 3 и колтюбинговой трубой 9 (при закрытом порте 4 и уплотнителе 7а).

По окончании бурения сети поисково-оценочных каналов 19а, оконтуривания, оценки и обработки с повышением проницаемости пропластка 22а приступают к добыче из него нефти. Добычу нефти из пропластка 22а проводят в зависимости от величины установленных его остаточных запасов. При установленных остаточных запасах до 5 тыс. тонн добычу нефти проводят тем же спущенным в скважину 2 оборудованием с использованием колтюбинговой трубы 9, надувного пакера 13 и струйного насоса 15, что повышает рентабельность разработки выделенных малых целиков нефти 22 в заданном профиле. Расчёты и практика показывают, что в этом случае освоение выделенных целиков нефти 22 через спущенную колтюбинговую трубу 9 и струйный насос 15 остаётся рентабельным примерно до величины остаточных запасов 5 тыс. тонн. При величине остаточных запасов более 5 тыс. тонн эффективность использования колтюбинговой трубы 9 (недостаточного диаметра) и струйного насоса 15 снижается за счёт увеличения времени разработки месторождения. Необходимый режим депрессии и максимальное снижение забойного давления для подъёма скважинной продукции обеспечивают за счёт применения струйного насоса 15 в сочетании с газлифтом. Сразу после обработки пропластка 22а не меняя положения надувного пакера 13, включают струйный насос 15 в работу и переводят его в режим откачки скважинной продукции (фиг. 7, 8). Для этого к соплу 15а струйного насоса 15 под рабочим давлением через открытый клапан 16 подводят газ, закачиваемый между лифтовой 3 и колтюбинговой трубой 9 (при закрытом порте 4 и открытом уплотнителе 7а). Приёмная камера 15б струйного насоса 15 герметично связана нижней частью 9б колтюбинговой трубы 9 ниже пакера 13 с сетью поисково-оценочных каналов 19а в глубине пропластка 22а. Закачиваемый под высоким рабочим давлением поток газа через открытый клапан 16 проходит сопло 15а струйного насоса 15, снижает давление в его приёмной камере 15б и через диффузор 15в и верхнюю часть 9в колтюбинговой трубы 9 возвращается на устье. При этом нефть из обработанного уже достаточно дренируемого пропластка 22а через сеть поисково-оценочных каналов 19а, открытый клапан 11 и нижнюю часть 9б (длиной L порядка 500м) колтюбинговой трубы 9 поступает в приёмную камеру 15б и диффузор 15в струйного насоса 15. Здесь происходит смешение силового газа с инжектируемой нефтью, формируется мелкодисперсная газожидкостная смесь, которая, пройдя диффузор 15в, попадает в верхнюю часть 9в колтюбинговой трубы 9 и далее поднимается на поверхность с газлифтным эффектом, что оптимизирует расход пластовой энергии и повышает добычу нефти из пропластка 22а в целом.

После окончания добычи нефти из пропластка 22а (с малыми остаточными запасами, до 5 тыс. тонн) приступают к освоению других выделенных в заданном профиле целиков нефти 22. С одной установки отклонителя 5 не меняя его положения, из того же направленного выхода 18 скважины 2 аналогично оценивают, обрабатывают и осваивают остальные выделенные в заданном профиле целики нефти 22, например малые (с остаточными запасами до 5 тыс. тонн) открытую 22б и запечатанную 22в линзы (фиг. 9). По завершении работ из направленного выхода 18 первого заданного азимутального профиля отклонитель 5 устанавливают в новое с учётом строения пласта 1 положение профиля и проводят аналогичные работы в следующем заданном профиле. При этом если выявляются целики нефти 22, например купольное поднятие 22г, большая линза 22д с оцениваемыми остаточными запасами свыше 5 тыс. тонн, то их осваивают с использованием более радикальных геолого-технических мероприятий (ГТМ), а именно зарезки боковых стволов 25 и бурения дополнительных скважин 26 (фиг. 10). Выявленные и оценённые в заданных профилях целики нефти 22 (22а, 22б, 22в, 22г, 22д и т. д.) наряду со скважиной 2 могут одновременно и обоснованно осваиваться другими скважинами-кандидатами и дополнительными новыми скважинами. На время добычи нефти из малых целиков нефти 22 (22а, 22б, 22в) колтюбинговая труба 9 может отсоединяться от колтюбинговой установки (не показана) и работать самостоятельно. При оконтуривании, оценке и обработке выделенных целиков нефти 22 могут проводиться дополнительные гидродинамические исследования (снятие КВД, пробные откачки и т. д.) с использованием колтюбинговой трубы 9, надувного пакера 13 и струйного насоса 15.

Использование предлагаемого способа позволяет повысить достоверность выделения и оценки целиков нефти, в том числе с незначительными остаточными запасами, обеспечить рентабельность их разработки при упрощении работ, снизить капитальные затраты и сроки эксплуатации залежи, интенсифицировать добычу нефти, увеличить нефтеизвлечения по разрезу и площади зрелого месторождения, представленного неоднородными низкопроницаемыми коллекторами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано на зрелых месторождениях с высокой геологической неоднородностью пластов. Техническим результатом изобретения является повышение обеспечения рентабельности их разработки при упрощении способа, снижение капитальных затрат и сроков эксплуатации залежи, интенсификация добычи нефти и увеличение нефтеизвлечения по разрезу и площади месторождения. Заявлен способ разработки зрелого нефтяного месторождения, включающий уточнение строения пласта при эксплуатации пробуренных с устья скважин, поиск и оценку целика нефти с остаточными запасами в межскважинном пространстве, выбор скважины-кандидата с закреплённым обсадной колонной основным стволом, проведение геолого-технических мероприятий с использованием зарезки боковых стволов и бурения дополнительных скважин, освоение остаточных запасов, включая их обработку и добычу. При этом перед геолого-технологическими мероприятиями и освоением остаточных запасов неоднородного по толщине и площади пласта в скважину-кандидат с обсадной колонной спускают лифтовую трубу, содержащую регулируемый с устья порт и отклонитель с магнитной меткой, пакер-якорем и уплотнителем. При спуске лифтовой трубы отклонитель располагают на уровне кровли пласта. Затем в лифтовую трубу и отклонитель спускают колтюбинговую трубу, содержащую снизу вверх управляемый с устья гидромонитор, циркуляционный клапан, каротажный прибор, надувной пакер, активируемый электрическим насосом, и струйный насос с клапаном, располагаемый при спуске колтюбинговой трубы не ниже отклонителя. При спуске колтюбинговой трубы в лифтовую трубу отклонитель с помощью магнитной метки и каротажного прибора устанавливают и фиксируют пакер-якорем на уровне кровли пласта в заданном с учётом его строения азимутальном профиле. Затем в отклонитель вводят гидромонитор, нагнетают в колтюбинговую трубу песчано-жидкостную смесь и создают направленный выход из скважины-кандидата заданного профиля. Далее под рабочим давлением нагнетают промывочную жидкость в колтюбинговую трубу, подают её в лифтовую трубу и с помощью гидромонитора на депрессии из направленного выхода основного ствола бурят поисково-оценочные каналы, которые используют для поиска и оценки целиков нефти в межскважинном пространстве, а также обработки и добычи остаточных запасов. Причём режим депрессии при бурении поисково-оценочных каналов создают с помощью газлифта - закачки газа между лифтовой и колтюбинговой трубой через регулируемый с устья порт, расположенный около отклонителя и связанный с обсадной колонной. При этом сначала в заданном профиле бурят поисково-оценочный канал волнообразным стволом от кровли через середину к подошве пласта и обратно с повторением волн по пласту и с помощью каротажного прибора в режиме реального времени определяют распределение целиков нефти по разрезу в окрестности скважины-кандидата. Затем в каждом установленном по разрезу целике нефти поисково-оценочный канал разветвляют в плоскости пласта на сеть поисково-оценочных каналов, оконтуривают целик нефти по площади и оценивают его остаточные запасы. Проводят обработку целика нефти химическими агентами, нагнетаемыми в указанную сеть каналов через колтюбинговую трубу и гидромонитор при активированном положении надувного пакера. Освоение выделенных целиков нефти проводят с учётом установленной величины их остаточных запасов. При величине остаточных запасов до 5 тыс. тонн добычу нефти в целиках нефти проводят с одной установки отклонителя тем же спущенным в скважину-кандидат оборудованием с использованием колтюбинговой трубы, надувного пакера и струйного насоса в сочетании с газлифтом. При величине установленных остаточных запасов более 5 тыс. тонн выделенные целики нефти осваивают с использованием зарезки боковых стволов и бурения дополнительных скважин. 10 ил.

Способ разработки зрелого нефтяного месторождения, включающий уточнение строения пласта при эксплуатации пробуренных с устья скважин, поиск и оценку целика нефти с остаточными запасами в межскважинном пространстве, выбор скважины-кандидата с закреплённым обсадной колонной основным стволом, проведение геолого-технических мероприятий с использованием зарезки боковых стволов и бурения дополнительных скважин, освоение остаточных запасов, включая их обработку и добычу, отличающийся тем, что перед геолого-технологическими мероприятиями и освоением остаточных запасов неоднородного по толщине и площади пласта в скважину-кандидат с обсадной колонной спускают лифтовую трубу, содержащую регулируемый с устья порт и отклонитель с магнитной меткой, пакер-якорем и уплотнителем, при спуске лифтовой трубы отклонитель располагают на уровне кровли пласта, затем в лифтовую трубу и отклонитель спускают колтюбинговую трубу, содержащую снизу вверх управляемый с устья гидромонитор, циркуляционный клапан, каротажный прибор, надувной пакер, активируемый электрическим насосом, и струйный насос с клапаном, располагаемый при спуске колтюбинговой трубы не ниже отклонителя, а также проводную линию, при спуске колтюбинговой трубы в лифтовую трубу отклонитель с помощью магнитной метки и каротажного прибора устанавливают и фиксируют пакер-якорем на уровне кровли пласта в заданном с учётом его строения азимутальном профиле, затем в отклонитель вводят гидромонитор, нагнетают в колтюбинговую трубу песчано-жидкостную смесь и создают направленный выход из скважины-кандидата заданного профиля, далее под рабочим давлением нагнетают промывочную жидкость в колтюбинговую трубу, подают её в лифтовую трубу и с помощью гидромонитора на депрессии из направленного выхода основного ствола бурят поисково-оценочные каналы, которые используют для поиска и оценки целиков нефти в межскважинном пространстве, а также обработки и добычи остаточных запасов, причём режим депрессии при бурении поисково-оценочных каналов создают с помощью газлифта – закачки газа между лифтовой и колтюбинговой трубой через регулируемый с устья порт, расположенный около отклонителя и связанный с обсадной колонной, при этом сначала в заданном профиле бурят поисково-оценочный канал волнообразным стволом от кровли через середину к подошве пласта и обратно с повторением волн по пласту и с помощью каротажного прибора в режиме реального времени определяют распределение целиков нефти по разрезу в окрестности скважины-кандидата, затем в каждом выделенном по разрезу целике нефти поисково-оценочный канал разветвляют в плоскости пласта на сеть поисково-оценочных каналов, оконтуривают целик нефти по площади и оценивают его остаточные запасы, при этом проводят обработку целика нефти химическими агентами, нагнетаемыми в указанную сеть каналов через колтюбинговую трубу и гидромонитор при активированном положении надувного пакера, причём освоение выделенных целиков нефти проводят с учётом установленной величины их остаточных запасов, а именно при величине остаточных запасов до 5 тыс. тонн добычу нефти в целиках нефти проводят с одной установки отклонителя тем же спущенным в скважину-кандидат оборудованием с использованием колтюбинговой трубы, надувного пакера и струйного насоса в сочетании с газлифтом, а при величине установленных остаточных запасов более 5 тыс. тонн выделенные целики нефти осваивают с использованием зарезки боковых стволов и бурения дополнительных скважин.