Способ разработки многопластовой залежи нефти

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам разработки многопластовой залежи нефти и ограничения водопритока в добывающей скважине, вскрывшей два и более продуктивных пласта. Обеспечивает повышение эффективности способа разработки многопластовой залежи нефти за счет поддержания эксплуатационного режима работы добывающей скважины и исключения фильтрации пластовой воды по затрубному пространству к верхнему продуктивному пласту скважины, тем самым продлевая период работы скважины, снижения обводненности продукции скважины и увеличения нефтеотдачи пласта. Способ разработки многопластовой залежи нефти включает вскрытие обсадной колонны, спуск на нососно-компрессорных трубах (НКТ) пакера, установку пакера между пластами, закачку твердеющего тампонажного раствора и ожидание его затвердевания. Предварительно закачивают и продавливают тампонажный раствор в нижний обводнившийся пласт. После отверждения в пласте тампонажного раствора производят вскрытие обсадной колонны выше нижнего пласта. Устанавливают пакер выше интервала перфорации обсадной колонны. На нижнем торце колонны НКТ устанавливают штуцер для приема жидкости насосом из обводнившегося пласта. 1 ил.

 

Предлагаемый способ относится к нефтяной промышленности, в частности к способам разработки многопластовой залежи нефти и ограничения водопритока в добывающей скважине, вскрывшей два и более продуктивных пласта.

Известен способ изоляции интервала негерметичности обсадной колонны в скважине (патент RU №2254443, E21B 33/13, опубл. Бюл. №17 от 20.06.2005), включающий определение интервала негерметичности обсадной колонны, образование экрана из вязкопластичной массы в заколонном пространстве путем закачки в скважину и продавки в ее заколонное пространство под избыточным давлением рабочей жидкости для взаимодействия ее с проявляющим флюидом. Скважину выдерживают при избыточном давлении до набора образованной вязкопластичной массой не менее 30% от конечной планируемой структурной прочности. Затем удаляют остатки вязкопластичной массы из обсадной колонны при избыточном давлении, исключающие обратный переток основного объема вязкопластичной массы из заколонного пространства в обсадную колонну, после чего скважину выдерживают до набора вязкопластичной массой конечной структурной прочности.

Недостатком известного способа является низкая эффективность, обусловленная тем, что изоляционный материал проникает, в первую очередь, в высокопроницаемые каналы пласта и на небольшую глубину, оставляя мелкие поры и трещины с более высоким фильтрационным сопротивлением неизолированными, что снижает герметичность обсадной колонны в скважине и, как следствие, приводит к быстрому восстановлению заколонных перетоков.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ ремонта скважины, включающий вскрытие обсадной колонны, спуск на нососно-компрессорных трубах (НКТ) пакера, установку пакера между пластами, закачку тампонажного раствора в заколонное пространство, ожидание его затвердевания и извлечение пакера (патент RU №2354802, E21B 29/10, 33/13, опубл. Бюл. №13 от 10.05.2009). Перед закачкой изолирующего материала проводят заполнение подпакерного пространства изолирующим материалом и постановку пакера. Установку пакера выполняют между нижним и верхним продуктивными пластами. Для закачки изолирующего материала в заколонное пространство повышают давление в подпакерном пространстве, снижают давление в скважине в надпакерном пространстве без снижения давления в подпакерном пространстве. Перед удалением пакера выравнивают давления в надпакерном и подпакерном пространстве, после удаления пакера промывают скважину от остатков изолирующего материала и проводят технологическую выдержку для схватывания и твердения изолирующего материала.

Недостатком способа является то, что известный способ не позволяет исключить фильтрацию пластовой воды по затрубному пространству к верхнему продуктивному пласту скважины, которая, в свою очередь, препятствует поступлению нефти к интервалам перфорации и повышает обводненность продукции скважины. В случаях, когда нижний пласт является высокоприемистым, то все закачиваемые растворы кольматируют его, а не заколонные перетоки.

Технической задачей предлагаемого способа является повышение эффективности способа разработки многопластовой залежи нефти за счет поддержания эксплуатационного режима работы добывающей скважины и исключения фильтрации пластовой воды по затрубному пространству к верхнему продуктивному пласту скважины, снижения обводненности продукции скважины и увеличения нефтеотдачи пласта.

Указанная задача решается способом разработки многопластовой залежи нефти, включающим вскрытие обсадной колонны, спуск на нососно-компрессорных трубах (НКТ) пакера, установку пакера между пластами, закачку твердеющего тампонажного раствора и ожидание его затвердевания.

Новым является то, что предварительно закачивают и продавливают тампонажный раствор в нижний обводнившийся пласт, после отверждения в пласте тампонажного раствора производят вскрытие обсадной колонны выше нижнего пласта, устанавливают пакер выше интервала перфорации обсадной колонны, а на нижнем торце колонны НКТ устанавливают штуцер для приема жидкости насосом из обводнившегося пласта.

На чертеже представлен разрез нефтенасыщенного пласта с размещенной вертикальной скважиной по предлагаемому способу.

Сущность изобретения

Нефтяную залежь разбуривают скважинами 1 по проектной сетке, осуществляют их обустройство, уточняют геологическое строение залежи, определяют емкостно-фильтрационные свойства пластов: верхнего 2 и нижнего 3, толщину глинистых пород 4, отделяющих верхний продуктивный пласт 2 от нижнего 3. В добывающей скважине 1 производят перфорацию 5 обсадной колонны и отбор продукции скважины из продуктивных пластов 2 и 3. Производят регулярно замеры отбираемой нефти и воды. Определяют обводненность пластов 2 и 3 по их продукции в скважине, выявляют причины ее роста. В процессе эксплуатации увеличивается обводненность нижнего высокоприемистого продуктивного пласта. При нарушении целостности заколонного пространства возникают заколонные перетоки и происходит обводнение верхнего продуктивного пласта. Дебит нефти снижается до нерентабельного.

С целью поддержания эксплуатационного режима работы добывающей скважины и исключения фильтрации пластовой воды по затрубному пространству к верхнему продуктивному пласту скважины, снижения обводненности продукции скважины и увеличения нефтеотдачи пласта, изоляции нижнего высокоприемистого продуктивного пласта 3, в него закачивают тампонажный раствор 6. В качестве тампонажного раствора используют, например, гелеобразующий состав и др. Количество тампонажного раствора, необходимое для глушения обводнившегося пласта, зависит от толщины пласта и его проницаемости.

После отверждения тампонажного раствора 6 в нижнем пласте 3 выше нижнего пласта в интервале залегания слабосцементированных глинистых пород производят вскрытие обсадной колонны скважины 1 перфорацией 7. Интервал перфорации 7 находится на расстоянии одного-двух метров выше кровли нижнего пласта 3. Спускают пакер 8 на нососно-компрессорных трубах (НКТ) 9 и устанавливают между верхним 2 и нижним пластами 3 выше интервала перфорации 7. В заколонное пространство 10 закачивают твердеющий тампонажный раствор (например, гелеобразующие составы и др.). Скважину останавливают на технологическую выдержку в зависимости от состава тампонажного раствора. В качестве тампонажных составов используют цементные растворы, водные растворы полимеров и т.д. После закачки тампонажного раствора продавливают для заполнения заколоннного пространства гелеобразующий состав.

В нижней части колонны НКТ устанавливают штуцер 11. Нижнюю часть колонны НКТ размещают выше кровли нижнего пласта 3 на расстоянии 1,0-1,5 м. При превышении давления в подпакерной зоне над давлением в надпакерной зоне происходит переток пластовой жидкости через штуцер снизу вверх в надпакерную зону, из которой она отбирается глубинно-насосным оборудованием.

За счет создания депрессии в призабойной зоне предлагаемый способ обеспечивает плавное установление требуемого эксплуатационного режима работы скважины и позволяет исключить фильтрацию пластовой воды по затрубному пространству к верхнему продуктивному пласту скважины, которая, в свою очередь, препятствует поступлению нефти к интервалам перфорации и повышает обводненность продукции скважины.

Способ обеспечивает сохранение проницаемости нефтенасыщенной части пласта, снижает обводненность продукции более чем на 15% за счет исключения проницаемости между продуктивными пластами в заколонном пространстве скважины, исключает поступление воды из нижнего обводнившегося пласта в верхний продуктивный пласт, что способствует увеличению дебита нефти и соответственно нефтеотдачи пласта.

Пример конкретного выполнения

Нефтяную залежь разбуривают скважинами по проектной сетке, осуществляют их обустройство. Добывающая скважина 1 вскрыла два продуктивных пласта 2 и 3. Толщина слабосцементированных глинистых пород 4, разделяющих пласты, составляет восемь метров.

В добывающей скважине вскрывают перфорацией 5 продуктивные пласты 2 и 3. В процессе эксплуатации производят регулярно замеры отбираемой нефти и воды. Определяют обводненность пластов 2 и 3 по их продукции в скважине 1, выявляют причины ее роста. Через год работы скважины нижний пласт 3 обводнился. В результате обводненность добываемой продукции возросла до 92%. Добыча нефти из верхнего пласта 2 снизилась с 9,2 т/сут до 0,8 т/сут. Исходя из полученных данных устанавливают наличие заколонных перетоков пластовой воды между пластами 2 и 3. Пластовая вода из нижнего пласта 3, поднимаясь вверх по заколонному пространству, препятствует поступлению нефти из пласта 2 к интервалам перфорации.

С целью изоляции нижнего пласта 3 в него закачивают водный раствор полимеров 6 в количестве, необходимом для глушения пласта.

После отверждения тампонажного раствора 6 в нижнем пласте 3 выше него в интервале залегания слабосцементированных глинистых пород производят вскрытие обсадной колонны скважины 1 перфорацией 7. Интервал перфорации 7 находится на расстоянии двух метров выше кровли нижнего пласта 3. После спуска НКТ пакер 8 устанавливают между верхним пластом 2 и интервалом перфорации 7 на расстоянии 1,5 м выше интервала перфорации. В заколонное пространство 10 закачивают твердеющий тампонажный раствор - водный раствор полимеров. Скважину останавливают на технологическую выдержку в зависимости от состава тампонажного раствора.

В нижней части колонны НКТ устанавливают штуцер 11. Нижнюю часть колонны НКТ размещают выше кровли нижнего пласта 3 на расстоянии 1,5 м.

Предлагаемый способ позволяет повысить эффективность способа разработки многопластовой залежи нефти за счет поддержания эксплуатационного режима работы добывающей скважины и исключения фильтрации пластовой воды по затрубному пространству к верхнему продуктивному пласту скважины, тем самым продлевая период работы скважины, снижения обводненности продукции скважины и увеличения нефтеотдачи пласта.

Способ разработки многопластовой залежи нефти, включающий вскрытие обсадной колонны, спуск на нососно-компрессорных трубах (НКТ) пакера, установку пакера между пластами, закачку твердеющего тампонажного раствора и ожидание его затвердевания, отличающийся тем, что предварительно закачивают и продавливают тампонажный раствор в нижний обводнившийся пласт, после отверждения в пласте тампонажного раствора производят вскрытие обсадной колонны выше нижнего пласта, устанавливают пакер выше интервала перфорации обсадной колонны, а на нижнем торце колонны НКТ устанавливают штуцер для приема жидкости насосом из обводнившегося пласта.