Способ разработки обводненной нефтяной залежи (варианты)

 

Использование: в нефтегазодобывающей промышленности, в частности для повышения добычи нефти, нефтеотдачи пластов и извлечения остаточных запасов в поздней и завершающей стадиях разработки нефтяных залежей. Обеспечивает повышение добычи нефти и нефтеотдачи пластов за счет более высокой организации и упорядочения процессов гидродинамического воздействия на локально выделенные площадные системы с группой добывающих и нагнетательных скважин, эксплуатирующихся в однородных гидродинамических и геолого-промысловых условиях. Сущность изобретения: способ включает извлечение нефти через добывающие скважины, нагнетание вытесняющего агента через нагнетательную скважину и выбор группы скважин, образующих площадную систему. Согласно изобретению в площадной системе выделяют группу добывающих скважин, гидродинамически связанных с нагнетательной скважиной. В каждой из скважин в интервале от кровли продуктивного до кровельной части водонасыщенного пласта создают открытый забой путем удаления части обсадной колонны и цементного кольца с последующей изоляцией водонасыщенного пласта от продуктивного и промытой зоны в продуктивном пласте нагнетательной скважины. После этого скважины осваивают и вводят в эксплуатацию. По второму варианту открытый забой создают только в нагнетательной скважине. 2 с.п.ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам разработки нефтяных залежей в поздней и завершающей стадиях.

Известен способ разработки обводненных нефтяных месторождений (А.с. 2128769, кл. Е 21 В 43/22, 1999), который включает обработку призабойной зоны нагнетательных скважин чередующейся закачкой оторочек хлористого кальция, силиката натрия и воды.

К недостаткам этого способа относятся низкая эффективность закупоривания высокопроницаемых прослоев пластов нагнетательных скважин из-за непрогнозируемой дифференциации размеров сети промытых каналов фильтрации жидкости и одностороннее воздействие на обводненную залежь - только со стороны нагнетательных скважин. Это снижает эффективность и время действия технологического эффекта, связанного со снижением обводненности добываемой нефти.

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению относится способ разработки нефтяной залежи (А.с. 1524582, кл. Е 21 В 43/22, 1996), включающий извлечение нефти через добывающие скважины и нагнетание в залежь вытесняющий нефть агент через нагнетательные скважины одновременным воздействием на призабойные зоны пласта группы добывающих и нагнетательных скважин. Воздействие на пласт выделенных систем обращенных элементов площадной системы осуществляют по скважинам того элемента, где компенсация отборов жидкости меньше, чем в смежном элементе.

К недостаткам способа относится низкая эффективность регулирования насыщенности в пласте вблизи добывающих скважин из-за их высокой обводненности и влияния на этот процесс нагнетательных скважин вследствие негерметичности фильтра большинства из них в условиях межпластовых заколонных перетоков.

Задачей предлагаемого изобретения является повышение добычи нефти и нефтеотдачи пластов. Поставленную задачу предлагаемый способ решает в двух вариантах. По первому варианту способ включает извлечение нефти через добывающие скважины нагнетанием в залежь вытесняющего нефть агента через нагнетательную скважину, выбор группы скважин, образующих площадную систему. Согласно изобретению выделяют группу добывающих скважин гидродинамически связанной с нагнетательной скважиной, создают открытый забой скважины путем удаления части обсадной колонны и цементного кольца в интервале от кровли продуктивного пласта до кровельной части водонасыщенного пласта с последующей изоляцией водонасыщенного пласта от продуктивного, после чего скважину осваивают и вводят в эксплуатацию.

По второму варианту создают открытый забой в нагнетательной скважине путем удаления части обсадной колонны и цементного кольца в интервале от кровли продуктивного до кровельной части водонасыщенного пласта с последующей изоляцией водонасыщенного пласта от продуктивного и промытой зоны в продуктивном пласте, после чего скважину осваивают и вводят в эксплуатацию под нагнетание.

Объединение двух вариантов изобретения в одну заявку связано с тем, что они решают одну задачу - повышение добычи нефти и нефтеотдачи пластов в рамках выделенной площадной системы разрабатываемой залежи.

На фиг. 1 приведена схема выделенной группы добывающих скважин с условными номерами 210, 213 и 214, гидродинамически связанных с нагнетательной скважиной 204, которые образуют локальную площадную систему разрабатываемой залежи (скважины 212 и 215 не реагируют с нагнетательной скважиной 204 и потому не входят в локальную площадную систему разработки).

На фиг.2 представлена схема производства работ по вырезанию части обсадной колонны и цементного кольца в заданном интервале (фиг.2 - "а"), изоляции кровельной части водонасыщенного пласта в добывающих скважинах (фиг.2 - "б", поз. 10, 11 и 12) и, кроме того, изоляции в нагнетательной скважине промытой зоны (фиг.2 - "б", поз. 9).

Сущность предлагаемого способа заключается в том, что на разрабатываемой залежи выделяют локальный участок площадной системы с группой добывающих скважин, гидродинамически связанных с нагнетательной скважиной, в каждой из которых труборезом в интервале от кровли продуктивного до кровельной части водонасыщенного пласта вырезают технологическое "окно", а расширителем удаляют цементное кольцо, образуя открытый забой скважины. Затем долговременно изолируют кровельную часть водонасыщенного пласта (до 7 м) с установкой в стволе выше кровли на 2-3 м цементного "стакана", а в нагнетательной скважине, кроме того, изоляцией промытой зоны выравнивают профиль приемистости. После чего скважины осваивают и вводят в эксплуатацию и под нагнетание.

Пример конкретного применения способа по первому варианту с использованием материалов промысловых испытаний способа на скв. 10961 - Павловской площади НГДУ "Азнакаевскнефть" ОАО "Татнефть".

Данные по скважине (нагнетательная): Забой,м - 1820; Диаметр скважины, м - 0,214; Искусственный забой, м - 1797; Диаметр эксплуатационной колонны, м - 0,146; Интервал перфорации, м - 1776-1780,5; 1782-1785,5; Текущее пластовое давление, МПа - 14,9; Интервал водонасыщенного пласта, м - 1800-1820; Интервал заколонного перетока, м - 1782-1810; Коэффициент приемистости пласта, м³/с МПа - 12,2.

После подготовительных работ в скважину на глубину 1776 м спущена колонна бурильных труб с фрезером ФКР-146, которым из интервала 1776-1810 м (фиг. 2"а", поз. 3 и 7) удалена часть обсадной колонны, а расширителем РР-13 2/168 при повторном спуске инструмента из этого интервала удалено цементное кольцо (фиг. 2"а", поз. 1). При этом открытым забоем вскрыты продуктивный пласт (фиг. 2"а", поз. 4), изолирующая перемычка (фиг.2"а", поз. 5) между продуктивным (фиг. 2"а", поз. 4) и водонасыщенным пластами и 7 м кровельной части водонасыщенного пласта (фиг.2"а", поз. 6).

По результатам гидродинамических исследований нагнетанием жидкости в кровельную часть водонасыщенного пласта определили коэффициент приемистости, равный 12,2 м³/сут. МПа.

В скважину на колонне 89 мм бурильных труб спустили долото диаметром 118 мм с центральной гидромониторной насадкой диаметром 13 мм и кольмататор с двумя рабочими насадками диаметром 16 мм, которые установили на глубине 1810 м. В колонну заливочных (бурильных) труб закачали и продавили до долота 5,0 м³ приготовленного гельцементного раствора плотностью 1650 кг/м³, 2,5 м³ из которых при загерметизированном устье закачали в промытую зону кровельной части водонасыщенного пласта (фиг.2"б", поз. 11) при забойном давлении 9,0 МПа. Затем включили ротор с частотой вращения 1,0 с^-1 и подъемом инструмента со скоростью 0,30 м/с, одним циклом произвели гидромониторную обработку поверхности фильтрации приствольной зоны водонасыщенного пласта в интервале 1810-1795 м и остатки цементного раствора, не прекращая циркуляции, вымыли на поверхность. Таким образом сформирован комбинированный изолирующий экран в призабойной и прискважинной зонах кровельной части водонасыщенного пласта (фиг. 2"б", поз. 11) с оставлением цементного стакана высотой 5,0 м в стволе скважины (фиг.2"б", поз. 9).

После завершения изоляционной операции инструмент извлечен на поверхность, а скважина оставлена на время ожидания твердения цементного раствора в течение 48 часов (ОЗЦ).

После окончания ОЗЦ и работ по освоению скважина введена в эксплуатацию под нагнетание в продуктивный пласт (фиг.2"б", поз. 4).

По второму варианту способа разработки обводненной нефтяной залежи, включающего извлечение нефти через добывающие скважины, нагнетание в залежь вытесняющего нефть агента через нагнетательную скважину, выбор группы скважин, образующих площадную систему, создают открытый забой в нагнетательной скважине путем удаления части обсадной колонны и цементного кольца в интервале от кровли продуктивного пласта до кровельной части водонасыщенного пласта с последующей изоляцией водонасыщенного пласта от продуктивного и от водонасыщенной зоны в продуктивном пласте, после чего скважину осваивают и вводят в эксплуатацию.

Пример конкретного применения способа по второму варианту с использованием материалов промысловых испытаний способа на скв. 8700 - Карамалинской площади НГДУ "Азнакаевскнефть" ОАО "Татнефть".

Данные по скважине (нагнетательная):
Забой, м - 1760;
Диаметр скважины, м - 214;
Искусственный забой, м - 1715;
Диаметр эксплуатационной колонны, м - 0,146;
Интервал перфорации, м - 1678,6-1680,4; 1681,0-1684,3;
Текущее пластовое давление, МПа - 14,9;
Интервал водонасыщенного пласта, м - 1688-1691,2;
Интервал заколонного перетока, м - 1680-1692;
Коэффициент приемистости пласта, м³/с МПа - 20,6.

После подготовительных работ на устье в скважину на глубину 1678 м спущен на колонне бурильных труб фрезер ФКР-146, с помощью которого из интервала 1678-1692 м (фиг.2 - "а", поз. 3 и 7) удалена часть обсадной колонны (фиг.2 - "а", поз. 2), а расширителем РР-132/168 при втором спуске инструмента из этого интервала удалено цементное кольцо (фиг.2 - "а", поз. 1 и 5). При этом открытым забоем вскрыты продуктивный пласт (фиг.2 - "а", поз. 4), изолирующая перемычка между продуктивным (фиг.2 - "а", поз. 4) и водонасыщенным (фиг.2 - "а", поз. 6) пластами и 7 м кровельной части водонасыщенного пласта (фиг.2 - "а", поз. 6).

По результатам гидродинамических исследований нагнетанием жидкости определили коэффициент приемистости вскрытой части кровли водонасыщенного пласта, равный 20,6 м³/сут. МПа.

В скважину на колонне 89 мм бурильных труб спустили долото диаметром 118 мм с центральной гидромониторной насадкой диаметром 16 мм, кольмататор с двумя рабочими насадками диаметром 16 мм и установили на глубине 1670 м. В колонну труб закачали и продавили до компоновки низа инструмента 6,0 м³ приготовленного гельцементного раствора плотностью 1650 кг/м³, 2,5 м³ из которого при загерметизированном устье закачали в кровельную часть водонасыщенного пласта (фиг. 2 - "б", поз. 12) при забойном давлении 7 МПа и призабойную промытую зону продуктивного пласта (фиг.2 - "б", поз. 9). Затем инструмент (долото и кольмататор) спустили в кровлю водонасыщенного пласта и изолировали приствольную зону 7-метрового интервала гидромониторными струями гельцементного раствора в объеме 3,5 м³ при расчетных режимах (скорость истечения струй, частота вращения и линейного перемещения кольмататора в интервале обработки), сформировав кольматационный отсекающий экран (фиг.2 - "б", поз. 11).

После изоляции долото установили на расстоянии 3 м от кровли водонасыщенного пласта и остатки цементного раствора вымыли на поверхность, оставив выше кровли водонасыщенного пласта цементный "стакан" высотой 2,0-2,5 (фиг.2 - "б", поз. 10). Инструмент после завершения изоляционных работ извлекли на поверхность, скважину остановили на время ожидания твердения цемента в течение 48 часов.

После освоения скважину ввели в эксплуатацию под нагнетание.

Объединением двух вариантов изобретения в одну заявку связано с тем, что они решают одну задачу - повышение добычи нефти и нефтеотдачи пластов в рамках локально выделенной площадной системы разрабатываемой залежи.

Отличием комплекса операций при производстве работ в интервале продуктивных отложений добывающих скважин является исключение изоляционных работ в нефтенасыщенных продуктивных пластах.

При реализации предлагаемого способа созданием в разрабатываемых нефтяных залежах локальных площадных систем с однородными гидродинамическими и геолого-промысловыми условиями добычи нефти обеспечивается эффективный контроль и управление параметрами разработки выделенных участков, интенсивное воздействие на призабойную и удаленную зоны добывающих и нагнетательных скважин и нелинейный рост показателей добычи нефти и коэффициента нефтеотдачи пластов. Средний дебит по опытным скважинам увеличился в 2,3 раза, коэффициент продуктивности в 2,85 раза, а обводненность продукции снижена с 68-85% до 1-10%. Минимальная продолжительность действия эффекта по предварительным данным превышает 3 года.

Формула изобретения

1. Способ разработки обводненной нефтяной залежи, включающий извлечение нефти через добывающие скважины, нагнетание в залежь вытесняющего нефть агента через нагнетательную скважину, выбор группы скважин, образующих площадную систему, отличающийся тем, что в площадной системе выделяют группу добывающих скважин, гидродинамически связанных с нагнетательной скважиной, создают открытый забой во всех скважинах путем удаления части обсадной колонны и цементного кольца в интервале от кровли продуктивного пласта до кровельной части водонасыщенного пласта с последующей изоляцией водонасыщенного пласта от продуктивного, после чего скважину осваивают и вводят в эксплуатацию.

2. Способ разработки обводненной нефтяной залежи, включающий извлечение нефти через добывающие скважины, нагнетание в залежь вытесняющего нефть агента через нагнетательную скважину, выбор группы скважин, образующих площадную систему, отличающийся тем, что создают открытый забой в нагнетательной скважине путем удаления части обсадной колонны и цементного кольца в интервале от кровли продуктивного пласта до кровельной части водонасыщенного пласта с последующей изоляцией водонасыщенного пласта от продуктивного и промытой зоны в продуктивном пласте, после чего скважину осваивают и вводят в эксплуатацию под нагнетание.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2