Способ разработки многопластовой нефтяной залежи

Способ разработки многопластовой нефтяной залежи

Реферат

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

Известен способ закачки жидкости в пласт, включающий бурение нагнетательной скважины, вскрытие нефтяного и водоносного пластов, спуск колонны труб, установку межпластового пакера, закачку жидкости в пласт. В нагнетательную скважину спускают двойную колонну труб. Над вскрытыми пластами устанавливают дополнительный пакер. Нижний конец одной из труб устанавливают в интервале водоносного пласта. Соединяют эту трубу с накопительной емкостью на устье скважины для воды или реагентов для повышения нефтеизвлечения. Оборудуют глубинным насосом для подачи воды из водоносного пласта в накопительную емкость. Нижний конец другой трубы устанавливают в интервале нефтяного пласта. Соединяют эту трубу с накопительной емкостью. Оборудуют пультом управления и нагнетательным насосом для откачки воды или реагентов из накопительной емкости. Закачку в нефтяной пласт производят в постоянном, или циклическом, или импульсном режиме под контролем с пульта управления (Патент РФ №2211314, кл. Е21В 43/20, опубл. 27.08.2003).

Известный способ для своего применения требует наличия накопительной емкости на устье скважины, обвязки скважины и насосов, что усложняет способ.

Известен способ разработки многопластового месторождения с неоднородными по проницаемости пластами, содержащими нефти с различной вязкостью, включающий разбуривание месторождения добывающими и нагнетательными скважинами, перфорацию скважин в интервалах залегания продуктивных пластов, перепуск пластовых флюидов из одного пласта в другой и закачку вытесняющего агента через нагнетательную скважину. Производят гидроразрыв низкопроницаемого пласта высоковязкой нефтью, отобранной из высокопроницаемого пласта, после чего создают оторочку нефти, отобранной из низкопроницаемого пласта, в высокопроницаемом пласте, содержащем нефть высокой вязкости, и производят закачку вытесняющего агента (Патент СССР №1362118, кл. Е21В 43/22, опубл. 27.04.2000).

Известный способ сложен, а применение гидроразрыва приводит к невозможности его осуществления в целом ряде многопластовых залежей.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки многопластового нефтяного месторождения, который предусматривает размещение скважин на выделенном участке разработки залежи по утвержденному проекту кустовым способом, определение коллекторских свойств пластов в разрезе, циклическую закачку пластовой воды через нагнетательные и отбор нефти через добывающие скважины. При этом сначала бурят нагнетательные скважины с углублением забоя под нижним эксплуатационным объектом до вскрытия водоносных пластов. Затем бурят добывающие скважины. При этом, если гипсометрические отметки продуктивных пластов окажутся ниже водонефтяного контакта или будут вскрыты зоны литологического замещения на неколлектор, то углубление забоя скважины продолжают также до вскрытия упомянутых водоносных горизонтов. После завершения разбуривания участка в пределах куста с учетом полученной максимально возможной геологической информации скважины группируют в единую систему разработки по отношению к нижнему, а заводнение пластов при этом через нагнетательные скважины осуществляют путем внутрискважинной или межскважинной перекачки вод с упомянутых водоносных горизонтов или засолоненных питьевых вод с верхних горизонтов, находящихся на территории разрабатываемого участка (Патент РФ №2158821, кл. Е21В 43/20, опубл. 10.11.2000 - прототип).

Недостатком известного способа является неоправданное бурение добывающих скважин до водоносного горизонта, необходимость интенсификации перекачки воды из нижележащего водоносного горизонта в вышележащий продуктивный пласт, а также невысокая нефтеотдача залежи.

В предложенном способе решается задача упрощения способа, отказа от интенсификации перекачки воды и повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки многопластовой нефтяной залежи, включающем внутрискважинную перекачку воды из нижележащего водоносного пласта в вышележащий продуктивный пласт по нагнетательным скважинам и отбор нефти из продуктивного пласта через добывающие скважины, согласно изобретению внутрискважинную перекачку воды выполняют на естественном режиме за счет энергии водоносного пласта, в продуктивном пласте в районе нагнетательных скважин, выполняющих внутрискважинную перекачку воды, посредством интенсификации отбора через добывающие скважины снижают пластовое давление, при этом отбор через добывающие скважины выполняют в циклическом режиме, обеспечивающем изменение направления движения потоков жидкости в продуктивном пласте.

Признаками изобретения являются:

1. внутрискважинная перекачка воды из нижележащего водоносного пласта в вышележащий продуктивный пласт по нагнетательным скважинам;

2. отбор нефти из продуктивного пласта через добывающие скважины;

3. внутрискважинная перекачка воды на естественном режиме за счет энергии водоносного пласта;

4. снижение пластового давления в продуктивном пласте в районе нагнетательных скважин, выполняющих внутрискважинную перекачку воды, посредством интенсификации отбора через добывающие скважины;

5. отбор через добывающие скважины в циклическом режиме, обеспечивающем изменение направления движения потоков жидкости в продуктивном пласте.

Признаки 1, 2 являются общими с прототипом, признаки 3-5 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

Внутрискважинная перекачка воды, как правило, требует затрат энергии, сравнимых с обычной закачкой воды через нагнетательные скважины. Необходимость интенсификации перекачки воды из нижележащего водоносного горизонта в вышележащий продуктивный пласт фактически сводит к нулю преимущества внутрискважинной перекачки. При этом нефтеотдача залежи невысока. В предложенном способе решается задача обеспечения перекачки без интенсификации, т.е. без применения насосов и другой перекачивающей техники, а также повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.

Для осуществления способа выбирают залежь с нижележащим водоносным пластом, имеющим аномально высокое пластовое давление выше гидростатического на 1-3 МПа, и вышележащий продуктивный пласт, имеющий аномально низкое пластовое давление ниже гидростатического на 1-3 МПа.

При разработке многопластовой нефтяной залежи ведут внутрискважинную перекачку воды из нижележащего водоносного пласта в вышележащий продуктивный пласт по нагнетательным скважинам и отбор нефти из продуктивного пласта через добывающие скважины. Внутрискважинную перекачку воды выполняют на естественном режиме за счет энергии водоносного пласта. Для снижения противодавления в продуктивном пласте в районе нагнетательных скважин, выполняющих внутрискважинную перекачку воды, посредством интенсификации отбора через добывающие скважины снижают пластовое давление. Отбор через добывающие скважины выполняют в циклическом режиме, обеспечивающем изменение направления движения потоков жидкости в продуктивном пласте.

С учетом разности глубин залегания за вычетом разности гидростатического давления превышение пластового давления должно составлять величину порядка 4-5 МПа. Так, пластовое давление в водоносном пласте на глубине 1800 м составляет 20 МПа, пластовое давление в продуктивном пласте на глубине 900 м составляет 7 МПа. Разность глубин пластов 1800-900 м составляет 900 м. Соответственно разность гидростатического давления составляет 9 МПа. Давление, при котором вода из водоносного пласта поступает в продуктивный пласт, составляет 20-9-7=4 МПа.

Кроме того, снижение пластового давления в продуктивном пласте за счет интенсификации отбора нефти через добывающие скважины может привести к приросту разности давлений до 2-3 МПа.

Таким образом, на забое нагнетательных скважин в районе продуктивного пласта создается давление порядка 6-8 МПа, что оказывается достаточным для заводнения при достаточной приемистости продуктивного пласта.

Отбор через добывающие скважины в циклическом режиме, обеспечивающем изменение направления движения потоков жидкости в продуктивном пласте, выполняют чередованием интенсивности отборов скважин, расположенных напротив друг друга. Так попарно и попеременно скважины должны работать на 100% и на 50% максимального дебита в течение времени, обеспечивающего работу скважин при максимальном дебите. Например, при максимальном дебите 20 м³/сут скважины работают 20 сут, после чего динамический уровень жидкости в скважинах снижается ниже допустимого для постоянного (непериодического) отбора жидкости. Следовательно, одна пара противоположных скважин будет работать с 100%-ным максимальным дебитом 20 сут, тогда как другая пара скважин в этот период будет работать с 50%-ным дебитом 10 м³/сут. Затем в следующие 20 сут режимы работы скважин меняются на противоположные и т.д. За счет циклического режима отбора нефти повышается нефтеотдача залежи.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают многопластовую нефтяную залежь, имеющую водоносный пласт на глубине 1750 м с пластовым давлением 20 МПа, и продуктивный нефтенасыщенный пласт на глубине 1000 м с пластовым давлением 8,5 МПа. Разность глубин залегания пластов составляет 1750-1000=750 м, соответственно разность гидростатического давления между пластами составляет 7,5 МПа. Давление поступления воды из водоносного пласта в продуктивный пласт на забое продуктивного пласта составляет 20-8,5-7,5=4 МПа.

Продуктивный пласт разрабатывают по пятиточечной системе разработки с нагнетательной скважиной в центре. Отбор через добывающие скважины в циклическом режиме, обеспечивающем изменение направления движения потоков жидкости в продуктивном пласте, выполняют чередованием интенсивности отборов добывающих скважин, расположенных напротив друг друга в пятиточечной системе разработки. Добывающие скважины работают попарно и попеременно на 100% и на 50% максимального дебита в течение времени, обеспечивающего работу скважин при максимальном дебите, т.е. одна пара противоположных скважин работает с 100%-ным максимальным дебитом 20 сут, тогда как другая пара скважин в этот период работает с 50%-ным дебитом 10 м³/сут. Затем в следующие 20 сут режимы работы скважин меняются на противоположные и т.д. В результате пластовое давление в продуктивном пласте снижается на 2 МПа и составляет 6,5 МПа.

Нагнетательные скважины вскрывают водоносный пласт и продуктивный пласт. Каждую нагнетательную скважину оборудуют колонной насосно-компрессорных труб, опущенной до водоносного пласта, с пакерами выше и ниже продуктивного пласта и перфорацией напротив продуктивного пласта. Внутрискважинную перекачку воды ведут на естественном режиме при давлении закачки на входе в продуктивный пласт порядка 6 МПа.

В результате достигают заводнения продуктивного пласта без интенсификации закачки воды через нагнетательные скважины. Кроме того, за счет циклического отбора нефти через добывающие скважины удается повысить нефтеотдачу залежи на 2-3%.

Применение предложенного способа позволит упростить закачку воды за счет отказа от интенсификации перекачки воды и повысить нефтеотдачу залежи.

Способ разработки многопластовой нефтяной залежи, включающий внутрискважинную перекачку воды из нижележащего водоносного пласта в вышележащий продуктивный пласт по нагнетательным скважинам и отбор нефти из продуктивного пласта через добывающие скважины, отличающийся тем, что внутрискважинную перекачку воды выполняют на естественном режиме за счет энергии водоносного пласта, в продуктивном пласте в районе нагнетательных скважин, выполняющих внутрискважинную перекачку воды, посредством интенсификации отбора через добывающие скважины снижают пластовое давление, при этом отбор через добывающие скважины выполняют в циклическом режиме, обеспечивающем изменение направления движения потоков жидкости в продуктивном пласте, для чего чередуют интенсивность отбора нефти из добывающих скважин, расположенных напротив друг друга так, что одна пара противоположных скважин работает с максимальным дебитом, тогда как другая пара скважин в этот период работает с 50% дебитом от максимального дебита в течение времени до снижения динамического уровня нефти ниже допустимого при ее постоянном отборе, затем режим скважин меняют на противоположный.