Способ разработки нефтяной залежи

Способ разработки нефтяной залежи

Реферат

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи нефти в коллекторе малой толщины.

Известен способ разработки нефтяного месторождения, согласно которому строят карты начальных извлекаемых запасов, активных извлекаемых запасов, недренируемых запасов нефти и текущих нефтенасыщенных толщин, оконтуривают на последней карте участки размещения уплотняющего фонда скважин, ограничиваемые величиной текущей нефтенасыщенной толщины, не меньшей величины предельной рентабельной толщины разбуривания, а дополнительные скважины бурят в точках оконтуренных участков, где величина недренируемых запасов обеспечивает рентабельную эксплуатацию скважин (Патент РФ №2087687, опубл. 1997.08.20). Способ позволяет повысить вытеснение нефти за счет охвата выработкой недренируемых запасов в пределах участков с рентабельной толщиной.

Недостатком способа является низкий коэффициент нефтеизвлечения в результате того, что уплотняющий фонд скважин бурят в оконтуренных участках с нефтенасыщенной толщиной пласта, не меньше величины предельной рентабельной, подвергая консервации запасы в нефтяной зоне участков, пластов с толщиной менее рентабельной, тем самым снижая нефтеизвлечение.

Наиболее близким к предложенному изобретению является способ разработки залежи нефти в неоднородном коллекторе малой толщины. При разработке залежи нефти в неоднородном коллекторе малой толщины осуществляют проводку, по крайней мере, одной скважины под продуктивный пласт и выход горизонтального участка в пласт. После выхода в пласт горизонтальный участок скважины проводят волнообразно от подошвы через середину к кровле пласта и обратно от кровли через середину к подошве пласта с повторением волн по пласту. Спускают в скважину колонну насосно-компрессорных труб и выводят ее в продуктивный пласт. В продуктивном пласте подобным образом проводят добывающие и нагнетательные скважины (Патент РФ №2290498, опубл. 27.12.2006 - прототип).

Недостатком способа является опасность выхода пробуренного ствола ниже подошвы пласта, что чревато вскрытием водонасыщенных пластов.

В предложенном изобретении решается задача увеличения безводного периода добычи нефти и снижения обводненности добываемой продукции при разработке залежи за счет исключения вскрытия водоносного пласта.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем изучение геологического строения, построение карт кровли и подошвы пласта, определение абсолютной отметки водонефтяного контакта, изучение наличия и зоны распространения непроницаемого пропластка между нефтенасыщенными и водонасыщенными пластами, согласно изобретению, в зонах распространения непроницаемого пропластка между нефтенасыщенным и водонасыщенным пластом выбуривают породу под эксплуатационную колонну добывающих скважин долотом малого диаметра до 215,6 мм, проводку ствола скважины на участках геологического разреза, сложенного глинистыми породами, склонными к осыпанию, до кровли продуктивного пласта, осуществляют с зенитным углом не более 70°, в пробуренный ствол опускают эксплуатационную колонну и цементируют заколонное пространство, после затвердевания цементного камня за колонной продолжают бурение долотом меньшего диаметра, чем внутренний диаметр эксплуатационной колонны с максимальным набором зенитного угла, а длину ствола ниже спущенной колонны определяют по формуле

L=K·h/cos α,

где L - длина ствола ниже спущенной колонны, м,

h - толщина нефтенасыщенного пласта, м,

cos α - косинус зенитного угла ствола скважины,

К - коэффициент пропорциональности, определяемый исходя из толщины непроницаемого пропластка.

Сущность изобретения

Предлагается способ разработки залежи нефти с коллекторами малой толщины, в котором исключается опасность вскрытия водоносного пласта. В предложенном изобретении решается задача исключения вскрытия водоносного пласта, увеличения безводного периода добычи нефти и снижение обводненности добываемой продукции при разработке залежи.

Задача решается тем, что по залежи изучают геологическое строение, строят карты кровли, подошвы пласта, определяют абсолютную отметку водонефтяного контакта, изучают наличие и зону распространения непроницаемого пропластка между нефтенасыщенными и водонасыщенными пластами.

В зонах распространения непроницаемого пропластка между нефтенасыщенным и водонасыщенным пластом бурят ствол добывающей скважины под эксплуатационную колонну долотом малого диаметра (менее 215,6 мм). Проводку ствола скважины на участках геологического разреза, сложенного глинистыми породами, склонными к осыпанию, до кровли продуктивного пласта, осуществляют с зенитным углом не более 70°. В пробуренный ствол опускают эксплуатационную колонну и цементируют заколонное пространство.

После затвердевания цементного камня за колонной продолжают бурение ствола скважины долотом диаметра меньшего, чем внутренний диаметр эксплуатационной колонны, с максимальным набором зенитного угла до 78° (оптимально 72-78°).

Длину ствола ниже спущенной колонны определяют по формуле

L=K·h/cos α,

где L - длина ствола ниже спущенной колонны, м,

h - толщина нефтенасыщенного пласта, м,

cos α - косинус зенитного угла ствола скважины,

К - коэффициент пропорциональности, определяемый исходя из толщины непроницаемого пропластка h_п.

Соотношение между К и h_п выбирают из таблицы.

К	0,5	0,6	0,7	0,8	0,9	1
hп(м)	1,0-3,0	3,1-4,4	4.5-4,9	5,0-5,4	5.5-5,9	6 и более

В случае вскрытия осыпающихся коллекторов пробуренный ствол обсаживают щелевым фильтром.

В случае вскрытия устойчивых коллекторов, представленными карбонатными коллекторами, пробуренный ствол не обсаживают. При этом в карбонатных коллекторах для интенсификации притока и для предотвращения получения притока воды производят обработку пенокислотной смесью, струйную кислотную обработку, кислотную обработку без давления или спуском сгорающих смесей генерирующих соляную кислоту при смешивании с водой.

Для создания системы разработки подобным образом осуществляют бурение добывающих и нагнетательных скважин. Через нагнетательные скважины приводят закачку вытесняющего агента. Через добывающие скважины ведут отбор пластовых флюидов.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина 1180 м, пластовая температура 25°С, пластовое давление 11,6 МПа, пористость 8-12%, проницаемость 0,06 мкм², нефтенасыщенность 84%, вязкость нефти 32 мПа·с, плотность нефти 918 кг/м², плотность пластовой воды 1156 кг/м³. Залежь разрабатывают в течение 9 лет.

Анализируют участок залежи в отложениях турнейского яруса. Участок разбуривают редкой сеткой скважин, осуществляют их обустройство. Уточняют строение залежи. Производят закачку воды через нагнетательные скважины и добычу пластовой жидкости через добывающие скважины. Осуществляют замеры объемов добычи нефти, воды, закачки и пластового давления. Строят карты эффективно насыщенных толщин, разделяют нефтяные и водонефтяные зоны, выделяют пласт с нерентабельной толщиной до двух метров. Определяют зону распространения непроницаемого пропластка между нефтенасыщенным и водонасыщенным интервалами коллектора.

Выделенный пласт имеет следующие характеристики: глубина 1185 м, толщина 4 м, пластовая температура 25°С, пластовое давление 10,8 МПа, нефтенасыщенность 78-84%, вязкость нефти 3,2 мПа·с, плотность нефти 918 кг/м², плотность пластовой воды 1160 кг/м³, пористость 9%, проницаемость 0,07 мкм². Толщина непроницаемого пропластка между нефтенасыщенным и водонасыщенным интервалами пласта 3 м.

Бурят одну добывающую скважину в выделенный пласт долотом 144-158 мм. Осыпающиеся тульские и бобриковские глины проходят с зенитным углом 70°. Бурением входят в кровлю турнейского яруса на глубину 9 м для обеспечения отбивки кровли турнейского яруса геофизическими методами. Спускают и цементируют 114 мм эксплуатационную колонну на глубину, составляющую 50% от нефтенасыщенной толщины пласта.

После затвердевания цементного камня за колонной продолжают бурение долотом меньшего (до 93-95 мм) диаметра, чем внутренний диаметр эксплуатационной колонны с максимальным набором зенитного угла 75°. Длину ствола назначают 7,7 м исходя из рассчета:

L=K·h/cos α=0,5·4/0,2588=7,7 м,

где К = 0,5 (из таблицы №1 при толщине непроницаемого пропластка 3 м),

h = 4 м - толщина нефтенасыщенного пласта,

cos α=cos 75°=0,2588.

Проводят геофизические исследования для определения коллекторских свойств пласта. После чего спускают колонну насосно-компрессорных труб и проводят кислотную обработку без давления.

Очищают скважину от продуктов реакции, осваивают и определяют коэффициент продуктивности. По значению коэффициента продуктивности подбирают типоразмер насосного оборудования и осуществляют эксплуатацию скважины. Из-за наличия непроницаемого пропластка эксплуатация добывающей скважины происходит с обводненностью не более 10%.

В случае отсутствия непроницаемого пропластка и вскрытия водонасыщенных коллекторов (по прототипу) происходит рост обводненности и в течение 5-6 месяцев достигает значения более 40%.

Применение предложенного способа позволит решить задачу увеличения безводного периода добычи нефти и снижения обводненности добываемой продукции при разработке залежи за счет исключения вскрытия водоносного пласта.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий изучение геологического строения, построение карт кровли и подошвы пласта, определение абсолютной отметки водонефтяного контакта, изучение наличия и зоны распространения непроницаемого пропластка между нефтенасыщенными и водонасыщенными пластами, отличающийся тем, что в зонах распространения непроницаемого пропластка между нефтенасыщенным и водонасыщенным пластом выбуривают породу под эксплуатационную колонну добывающих скважин долотом малого диаметра до 215,6 мм, проводку ствола скважины на участках геологического разреза, сложенного глинистыми породами, склонными к осыпанию, до кровли продуктивного пласта осуществляют с зенитным углом 70°, в пробуренный ствол опускают эксплуатационную колонну и цементируют заколонное пространство, после затвердевания цементного камня за колонной продолжают бурение долотом меньшего диаметра, чем внутренний диаметр эксплуатационной колонны, с набором зенитного угла 72-78°, а длину ствола ниже спущенной колонны определяют по формуле:L=K·h/cosα,где L - длина ствола ниже спущенной колонны, м;h - толщина нефтенасыщенного пласта, м;cos α - косинус зенитного угла ствола скважины;K - коэффициент пропорциональности, определенный исходя из толщины непроницаемого пропластка.