Способ разработки многопластового нефтяного месторождения

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи. Технический результат - повышение нефтеотдачи. При разработке многопластового нефтяного месторождения осуществляют отбор пластовой продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и проведение гидроразрыва пласта в нагнетательной скважине. До проведения гидроразрыва пласта проводят закачку рабочего агента в нижний продуктивный пласт при отсутствии приема рабочего агента верхним продуктивным пластом. В нагнетательной скважине проводят гидроразрыв верхнего продуктивного пласта. Разобщают продуктивные пласты и организуют раздельную закачку рабочего агента в продуктивные пласты. Вблизи нагнетательной скважины организуют шурф и закачивают рабочий агент через шурф в верхний продуктивный пласт с повышенным давлением закачки. При увеличении забойного давления в реагирующей добывающей скважине увеличивают отбор пластовой продукции. Регулируют режимы работы скважин отдельно по каждому продуктивному пласту и добиваются оптимальной компенсации отбора. Продолжают разработку с поддержанием оптимальной компенсации отбора по каждому продуктивному пласту. 1 пр.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи.

Известен способ закачки вытесняющего агента в скважину, согласно которому вблизи нагнетательной скважины в специальном шурфе размещают погружной центробежный насос. Всасывающая часть насоса связана с трубопроводом водоисточника, а выкидная линия - с нагнетательной скважиной. Подачу рабочего агента к насосу осуществляют по низконапорным коммуникациям (патент РФ №2079640, кл. Е21В 43/20, опубл. 20.05.1997).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтегазовой залежи с применением гидравлического разрыва пласта (ГРП), включающий проведение на первом этапе разработки ГРП во всех добывающих скважинах. Одновременно с этим при помощи геофизических методов, основанных на регистрации микросейсмических колебаний, а также на регистрации скважинными наклономерами изменения угла наклона пластов, возникающих при ГРП, определяют направления развития трещин гидравлического разрыва по азимуту. При снижении дебитов добывающих скважин ниже 10% от первоначальных значений проводят ГРП во всех нагнетательных скважинах, при этом сразу же после проведения ГРП в нагнетательных скважинах проводится обработка пласта высоким давлением для увеличения приемистости. При падении дебитов добывающих скважин более чем на 50% от первоначальных значений в них осуществляют повторный ГРП (патент РФ №2496001, опублик. 20.10.2013 - прототип).

Известные технические решения не позволяют разрабатывать нефтяную залежь с достижением высокой нефтеотдачи.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки многопластового нефтяного месторождения, включающем отбор пластовой продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и проведение ГРП в нагнетательной скважине, согласно изобретению до проведения ГРП проводят закачку рабочего агента в нижний продуктивный пласт при отсутствии приема рабочего агента верхним продуктивным пластом, в нагнетательной скважине проводят ГРП верхнего продуктивного пласта, разобщают продуктивные пласты и организуют раздельную закачку рабочего агента в продуктивные пласты, вблизи нагнетательной скважины организуют шурф и закачивают рабочий агент через шурф в верхний продуктивный пласт с повышенным давлением закачки, при увеличении забойного давления в реагирующей добывающей скважине увеличивают отбор пластовой продукции, регулируют режимы работы скважин отдельно по каждому продуктивному пласту и добиваются оптимальной компенсации отбора, продолжают разработку с поддержанием оптимальной компенсации отбора по каждому продуктивному пласту.

Сущность изобретения

При разработке нефтяной залежи мало внимания обращают на соотношение объемов закачиваемого через нагнетательные скважины рабочего агента и объемов отбираемой пластовой продукции через добывающие скважины. Между тем длительное отклонение от оптимальной компенсации отбора приводит к изменению пластового давления, преждевременной обводненности пластовой продукции или недоборам нефти. И в том, и в другом случае снижается нефтеотдача залежи. Особенно важным это становится при разработке многопластового месторождения с пластами разной проницаемости. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи многопластового месторождения. Задача решается следующим образом.

При разработке многопластового нефтяного месторождения ведут отбор пластовой продукции через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Проводят закачку рабочего агента в нижний продуктивный пласт при отсутствии приема рабочего агента верхним продуктивным пластом. В нагнетательной скважине проводят ГРП верхнего продуктивного пласта. В скважину спускают длинную колонну труб с пакером, между продуктивными пластами короткую колонну труб. Разобщают продуктивные пласты постановкой пакера. Организуют раздельную закачку рабочего агента в продуктивные пласты. После ГРП верхний пласт принимает рабочий агент, но объемы закачки остаются невысокими. Вблизи нагнетательной скважины организуют шурф и закачивают рабочий агент через шурф в верхний продуктивный пласт с повышенным давлением закачки. Повышенное давление закачки приводит к увеличенной приемистости верхнего продуктивного пласта и приблизительному выравниванию объемов закачки в верхний и нижний продуктивные пласты. Через добывающие скважины отбирают пластовую продукцию из каждого пласта отдельно. При увеличении забойного давления в реагирующей добывающей скважине увеличивают отбор пластовой продукции. Регулируют режимы работы скважин отдельно по каждому продуктивному пласту и добиваются оптимальной компенсации отбора, при которой не происходит изменения пластового давления на участке разработки. Продолжают разработку с поддержанием оптимальной компенсации отбора по каждому продуктивному пласту.

В результате удается более полно извлечь нефть из пластов и повысить нефтеотдачу месторождения.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают многопластовое нефтяное месторождение со следующими характеристиками.

Верхний пласт Д₀: глубина 2069-2072 м, пластовое давление 14 МПа, пластовая температура 36 С, толщина пласта 3 м, пористость от 13 до 19%, проницаемость от 18 до 205 мДа, нефтенасыщенность от 60 до 75%, вязкость нефти 3,9 мПа*с, плотность нефти 0,86 г/см³. Коллектор - алевролит - глинистый песчаник.

Нижний пласт Д_1б2: глубина 2094-2097,8 м, пластовое давление 14 МПа, температура 36°С., толщина пласта 3,8 м, пористость от 11 до 22%, проницаемость от 3 до 247 мДа, нефтенасыщенность от 54 до 75%, вязкость нефти 3,9 мПа*с, плотность нефти 0,86 г/см³. Коллектор - алевролит - песчаник.

Участок залежи с 2 нагнетательными скважинами и 4 добывающими скважинами разрабатывают заводнением с закачкой пластовой воды в качестве рабочего агента и отбором пластовой продукции через добывающие скважины.

Проводят закачку рабочего агента через нагнетательные скважины общим фильтром при давлении закачки на устье 12 МПа и приемистостью от 50 м³/сут. Верхний пласт не принимает рабочий агент.

В нагнетательной скважине проводят ГРП верхнего продуктивного пласта. В скважину спускают длинную колонну труб с пакером, между продуктивными пластами короткую колонну труб. Разобщают продуктивные пласты постановкой пакера. Организуют раздельную закачку рабочего агента в продуктивные пласты. После ГРП верхний пласт принимает рабочий агент в объеме не менее 20 м³/сут, нижний пласт принимает рабочий агент в объеме от 50 м³/сут. Объемы закачки в верхний пласт остаются невысокими. Вблизи нагнетательной скважины организуют шурф и закачивают рабочий агент через шурф в верхний продуктивный пласт с давлением закачки порядка 20 МПа. Повышенное давление закачки приводит к увеличенной приемистости верхнего продуктивного пласта до 40-60 м³/сут и приблизительному выравниванию объемов закачки в верхний и нижний продуктивные пласты. Через добывающие скважины отбирают пластовую продукцию из каждого пласта отдельно. При увеличении забойного давления в реагирующей добывающей скважине на 5-15% увеличивают отбор пластовой продукции на 1-10%. Регулируют режимы работы скважин отдельно по каждому продуктивному пласту и добиваются оптимальной компенсации отбора, при которой не происходит изменения пластового давления на участке разработки. Продолжают разработку с поддержанием оптимальной компенсации отбора по каждому продуктивному пласту

В результате нефтеотдача месторождения увеличивается на 2,8% и достигает 32%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу месторождения.

Способ разработки многопластового нефтяного месторождения, включающий отбор пластовой продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и проведение гидроразрыва пласта в нагнетательной скважине, отличающийся тем, что до проведения гидроразрыва пласта проводят закачку рабочего агента в нижний продуктивный пласт при отсутствии приема рабочего агента верхним продуктивным пластом, в нагнетательной скважине проводят гидроразрыв пласта верхнего продуктивного пласта, разобщают продуктивные пласты и организуют раздельную закачку рабочего агента в продуктивные пласты, вблизи нагнетательной скважины организуют шурф и закачивают рабочий агент через шурф в верхний продуктивный пласт с повышенным давлением закачки, при увеличении забойного давления в реагирующей добывающей скважине увеличивают отбор пластовой продукции, регулируют режимы работы скважин отдельно по каждому продуктивному пласту и добиваются оптимальной компенсации отбора, продолжают разработку с поддержанием оптимальной компенсации отбора по каждому продуктивному пласту.