Способ разработки обводненных нефтяных месторождений
Владельцы патента RU 2420657:
Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)
Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений с изоляцией водонасыщенных зон продуктивных пластов. Способ включает разбуривание эксплуатационными скважинами, пересекающими непроницаемые естественные пропластки в продуктивном пласте, спуск обсадных колонн с последующей перфорацией продуктивного пласта, исследование нефтеводонасыщенности и интервалы их залегания, размеры непроницаемого естественного пропластка и создание экранов из изолирующего состава, отделяющих водонасыщенные зоны пласта от нефтенасыщенных зон. По результатам исследований определяют толщину нефтенасыщенной зоны пласта. При толщине нефтенасыщенной зоны пласта более 4 метров вырезают часть обсадной колонны в интервале выше нижних перфорационных отверстий нефтенасыщенной зоны пласта и до забоя скважины. Расширяют ствол скважины в этом интервале, заливают расширенный интервал ствола скважины изолирующим составом, в качестве которого используют цементный раствор. При толщине нефтенасыщенной зоны пласта менее 4 метров вырезают часть обсадной колонны от кровли непроницаемого естественного пропластка до забоя скважины. Расширяют ствол скважины в этом интервале, заливают изолирующим составом расширенный интервал ствола и создают пакер путем введения в призабойную зону нефтенасыщенной зоны пласта скважины. Технический результат заключается в повышении надежности и эффективности разработки нефтяных месторождений путем повышения прочности изоляции водонасыщенной зоны пласта. 2 н.п. ф-лы, 4 ил.
Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений с изоляцией водонасыщенных зон продуктивных пластов.
Известен способ разработки водонефтяной залежи (патент RU №2015312, МПК 8 Е21В4 3/22, опубл. 30.06.1994 г.), включающий закачку изолирующего состава в пласт и создание искусственного экрана, причем перед закачкой изолирующего состава определяют минимальный размер поперечного сечения естественного линзовидного пропластка в монолитной залежи и толщину отсекаемого слоя водоносной части пласта, а искусственный экран создают под линзовидным пропластком радиусом, равным удвоенной толщине отсекаемого слоя водоносной части пласта и толщиной, обеспечивающей выдержку давления в 30-80 атм.
Недостатком этого способа является низкая прочность создаваемых экранов.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки обводненных нефтяных месторождений (патент RU №2065025, МПК 8 Е21В 33/13, Е21В 43/30, опубл. в бюл. №22 от 10.08.1996 г.), включающий разбуривание их эксплуатационными скважинами, по крайней мере часть которых пересекает естественные непроницаемые пропластки в продуктивном пласте, и создание экранов на основе изолирующих составов, отделяющих водонасыщенные зоны пласта от нефтенасыщенных, при этом изолирующий состав подают в продуктивный пласт под естественный пропласток и над ним с возможностью схватывания естественного пропластка экранами снизу и сверху, при этом толщину экрана над естественным пропластком принимают из условия изоляции естественного пропластка от продуктивного пласта, а общую толщину экранов принимают из условия их сопротивления перепаду давления, возникающему при эксплуатации скважины.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, общую толщину экранов принимают из условия их сопротивления перепаду давления, возникающему при эксплуатации скважины, а объем изолирующего материала определяют из соотношения, определяемого расчетным путем, при этом величина перепада давления может изменяться со временем, а радиуса изолирующего экрана может оказаться недостаточно для надежной изоляции водонасыщенной зоны от нефтенасыщенной зоны пласта при резком скачке перепада давления;
- во-вторых, в оптимальном варианте радиус экрана должен соответствовать удвоенной толщине отсекаемой водонасыщенной зоны пласта, а толщина экрана должна обеспечивать его сопротивление максимальному возможному перепаду давления, возникающему при эксплуатации скважины, при этом надо учитывать, что один метр толщины естественного пропластка выдерживает перепад давления до 1,5 МПа. Это условие не всегда выдерживается, что приводит к преждевременному обводнению нефтенасыщенной зоны пласта;
- в-третьих, низкая эффективность применения способа, обусловленная тем, что наличие экрана напротив и ниже естественного пропластка в процессе разработки обводненного нефтяного пласта не исключает возможности прорыва воды снизу вверх (заколонные перетоки) в нефтенасыщенную зону пласта в виду их низкой прочности, что сокращает безводный период эксплуатации скважин;
в-четвертых, сложная технология приготовления изолирующего состава, который готовят перемешиванием равных частей кремнийорганической эмульсии, нефти и воды в смесительном агрегате и закачивают в перфорированные интервалы пласта с продавкой его нефтецементом, также большие затраты на компоненты изолирующего состава.
Целью изобретения является повышение эффективности разработки нефтяных месторождений путем повышения прочности изоляции водонасыщенной зоны пласта и непроницаемого естественного пропластка от нефтенасыщенной зоны пласта.
Поставленная задача решается способом разработки обводненных нефтяных месторождений, включающим разбуривание их эксплуатационными скважинами, пересекающими непроницаемые естественные пропластки в продуктивном пласте, спуск обсадных колонн с последующей перфорацией продуктивного пласта, исследование нефтеводонасыщенности и интервалы их залегания, размеры непроницаемого естественного пропластка и создание экранов из изолирующего состава, отделяющих водонасыщенные зоны пласта от нефтенасыщенных зон.
По первому варианту новым является то, что по результатам исследований определяют толщину нефтенасыщенной зоны пласта, при толщине нефтенасыщенной зоны пласта более 4 метров вырезают часть обсадной колонны в интервале выше нижних перфорационных отверстий нефтенасыщенной зоны пласта и до забоя скважины, расширяют ствол скважины в этом интервале, заливают расширенный интервал ствола скважины изолирующим составом, в качестве которого используют цементный раствор.
По второму варианту новым является то, что при толщине нефтенасыщенной зоны пласта менее 4 метров производят временную изоляцию интервалов перфорации продуктивного пласта кольматирующим составом, вырезают часть обсадной колонны от кровли непроницаемого естественного пропластка до забоя скважины, расширяют ствол скважины в этом интервале, заливают изолирующим составом расширенный интервал ствола и создают пакер путем введения в призабойную зону нефтенасыщенной зоны пласта скважины, после ожидания затвердевания изолирующего состава производят разбуривание пакера до кровли естественного пропластка с оставлением экрана напротив нефтенасыщенной зоны, после чего производят повторную перфорацию обсадной колонны напротив нефтенасыщенной зоны пласта и освоение скважины, при притоке нефти из нефтенасыщенной зоны пласта ниже рентабельной величины производят кислотную обработку без давления.
На фигуре 1 изображена схема обводненного продуктивного пласта, в котором вода поступает в нижние интервалы перфорации нефтенасыщенной зоны перед осуществлением способа.
На фигуре 2 изображена схема осуществления способа разработки обводненных нефтяных месторождений по первом варианту (при толщине нефтенасыщенной зоны пласта более 4 метров (hпр>4 метров)).
На фигурах 3 и 4 изображены схемы осуществления способа разработки обводненных нефтяных месторождений по второму варианту (при толщине нефтенасыщенной зоны пласта менее 4 метров (hпр<4 метров)).
Способ может быть реализован следующим образом.
Способ разработки обводненных нефтяных месторождений включает разбуривание их эксплуатационными скважинами 1 (см. фиг.1), пересекающими пласт 2.
Пласт 2 состоит из водонасыщенной зоны 3, разделенной непроницаемым естественным пропластком 4 с нефтенасыщенной зоной 5. Спуск обсадных колонн 6 (обсаживание эксплуатационных колонн 1) с последующим их креплением (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано) и перфорацией нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2 с образованием перфорационных отверстий 7 и 8.
В процессе эксплуатации скважины 1 вода из водонасыщенной зоны 3 пласта 2 по заколонному пространству обсадной колонны 6 и непроницаемому естественному пропластку 4 прорывается через нижние перфорационные отверстия 8 нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2 в скважину 1, при этом происходит обводнение нефти.
По данным промысловых исследований уточняют характер нефтеводонасыщенности и интервалы их залегания, размеры непроницаемого естественного пропластка 4. Определяют пористость и остаточную нефтенасыщенность пласта 2. Также по результатам исследований определяют толщину нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2.
Далее реализация способа в зависимости от толщины нефтенасыщенной зоны пласта осуществляется по одному из двух вариантов.
По первому варианту (при толщине нефтенасыщенной зоны пласта более 4 метров (hпр>4 метров)).
Любым известным устройством, например, с помощью универсального вырезающего устройства (УВУ), спущенным в скважину на трубах (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано) вырезают часть обсадной колонны 6 в интервале 9, то есть выше нижних перфорационных отверстий 6 нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2 (например, на 2-3 метра выше подошвы нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2), через которые поступает вода и происходит обводнение нефти и до забоя 10 скважины 1.
Затем расширяют ствол скважины 1 в этом интервале 8 любым известным способом, например райбированием, то есть на колонне труб (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано) спускают райбер и райбируют данный интервал 9 скважины 1.
Заливают расширенный интервал 9 ствола скважины 1 изолирующим составом, в качестве которого используют цементный раствор. Для этого в скважину 1 спускают колонну заливочных труб 11, по которым закачивают расчетное количество цементного раствора. После ожидания затвердевания цемента ОЗЦ напротив расширенного интервала 9 скважины 1 образуется цементный мост 12, который надежно и герметично изолирует водонасыщенную зону 3 пласта 2 и непроницаемый естественный пропласток 4 от нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2, что исключает перетоки воды внутрь обсадной колонны 1 через нижние перфорационные отверстия 8 нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2 и, соответственно, обводнение нефти.
По второму варианту (при толщине нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2 (см. фиг.3) менее 4 метров (hпр<4 метров)).
Производят временную кольматацию интервалов перфорации, т.е перфорационных отверстий 7 и 8 нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2 любым известным кольматирующим составом, например, раствором мел-цемента, поскольку мел хорошо растворяется в соляной кислоте, что необходимо в случае дальнейшей обработки нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2 кислотой при притоке нефти ниже рентабельной величины.
Любым известным устройством, например с помощью универсального вырезающего устройства (УВУ), спущенным в скважину на трубах (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано) вырезают часть обсадной колонны 6 в интервале 13, то есть от кровли непроницаемого естественного пропластка 4 до забоя 10 скважины 1.
Затем расширяют ствол скважины 1 в этом интервале 13 любым известным способом, например райбированием, то есть на колонне труб (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано) спускают райбер и райбируют данный интервал 13 скважины 1.
Заливают расширенный интервал 13 ствола скважины 1 и устанавливают пакер 14 путем введения в призабойную зону через перфорационные отверстия 7 и 8 нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2, изолирующим составом, в качестве которого используют цементный раствор. Для этого в скважину 1 спускают колонну заливочных труб 11, по которым закачивают расчетное количество цементного раствора.
После ожидания затвердевания цемента ОЗЦ напротив расширенного интервала 13 скважины 1 образуется цементный мост 15. После чего, например, с помощью долота и винтового забойного двигателя, спущенного в скважину 1 на колонне труб (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано), производят разбуривание пакера 14 (см. фиг.4) цементного моста 16 до кровли непроницаемого естественного пропластка 4 с оставлением изоляционного экрана 16 напротив нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2. Производят повторную перфорацию 17 обсадной колонны 6 скважины 1, например, с помощью перфоратора сверлящего глубокого проникновения с диаметром отверстий 2 см и глубиной проникновения 120 мм в нефтенасыщенной зоне 5 пласта 2 и освоение скважины 1.
При недостаточном притоке нефти, т.е. ниже рентабельной величины производят кислотную обработку, закачкой, например, соляной кислотой, по технологической колонне труб (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано) через перфорационные отверстия 7 и 8 в нефтенасыщенную зону 5 пласта 2 без давления. Соляная кислота растворяет мел в связи с чем улучшается проницаемость нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2.
После разбуривания пакера 14 остается изоляционный экран напротив нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2, который обладает повышенной прочностью и предотвращает прорыв воды в нефтенасыщенную зону 5 пласта 2 и в обсадную колонну 6 через ее нижние перфорационные отверстия 8 снизу по заколонному пространству обсадной колонны 1 и по контакту с непроницаемым естественным пропластком 4.
Реализация предложенного способа позволит повысить надежность и эффективность разработки нефтяных месторождений путем повышения прочности изоляции водонасыщенной зоны пласта и естественного пропластка от нефтенасыщенной зоны пласта за счет заливки расширенного интервала скважины изолирующим составом, в качестве которого применяется цементный раствор, что предотвращает возможность прорыва воды по интервалу контакта кровли непроницаемого естественного пропластка с песчаной породой нефтенасыщенной зоны пласта.
1. Способ разработки обводненных нефтяных месторождений, включающий разбуривание их эксплуатационными скважинами, пересекающими непроницаемые естественные пропластки в продуктивном пласте, спуск обсадных колонн с последующей перфорацией продуктивного пласта, исследование его нефтеводонасыщенности и интервалов их залегания, размеров непроницаемого естественного пропластка и создание экранов из изолирующего состава, отделяющего водонасыщенные зоны пласта от нефтенасыщенных зон, отличающийся тем, что по результатам исследований определяют толщину нефтенасыщенной зоны пласта, при толщине нефтенасыщеной зоны пласта более 4 м вырезают часть обсадной колонны в интервале выше нижних перфорационных отверстий нефтенасыщенной зоны пласта и до забоя скважины, расширяют ствол скважины в этом интервале, заливают расширенный интервал ствола скважины изолирующим составом, в качестве которого используют цементный раствор.
2. Способ разработки обводненных нефтяных месторождений, включающий разбуривание их эксплуатационными скважинами, пересекающими непроницаемые естественные пропластки в продуктивном пласте, спуск обсадных колонн с последующей перфорацией продуктивного пласта, исследование его нефтеводонасыщенности и интервалов их залегания, размеров непроницаемого естественного пропластка и создание экранов из изолирующего состава, отделяющего водонасыщенные зоны пласта от нефтенасыщенных зон, отличающийся тем, что при толщине нефтенасыщенной зоны пласта менее 4 м производят временную изоляцию интервалов перфорации продуктивного пласта кольматирующим составом, вырезают часть обсадной колонны от кровли непроницаемого естественного пропластка до забоя скважины, расширяют ствол скважины в этом интервале, заливают изолирующим составом расширенный интервал ствола и создают пакер путем введения в призабойную зону нефтенасыщенной зоны пласта скважины, после ожидания затвердевания изолирующего состава производят разбуривание пакера до кровли естественного пропластка с оставлением экрана напротив нефтенасыщенной зоны, после чего производят повторную перфорацию обсадной колонны напротив нефтенасыщенной зоны пласта и освоение скважины, при притоке нефти из нефтенасыщенной зоны пласта ниже рентабельной величины производят кислотную обработку без давления.
