СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
MULTILAYER OIL DEPOSIT DEVELOPMENT METHOD

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластового нефтяного месторождения.
Известен способ регулируемой закачки жидкости по пластам, заключающееся в том, что в скважину на колонне насосно-компрессорных труб спускают компоновку, включающую нижний пакер, разъединитель, устройство распределения закачки, верхний пакер, разъединитель. Нижнюю часть компоновки оснащают воронкой или хвостовиком, а верхнюю часть компоновки - удлинителем. Над нижним и верхним пакером устанавливают переводник-центратор. Устанавливают и спрессовывают пакеры. Спускают глубинный расходомер с пробкой выше посадочного места последней. Подают жидкость в колонну насосно-компрессорных труб, определяют общий расход жидкости. Опускают пробку в посадочное место, подают жидкость в колонну насосно-компрессорных труб, определяют расход жидкости, закачиваемой в нижний пласт. Вычитают его из общего расхода и находят расход жидкости, закачиваемой в верхний пласт. Сопоставляют фактические расходы жидкости для пластов с заданными значениями. При их отличии поднимают извлекаемую часть устройство распределения закачки на поверхность. Устанавливают верхний и нижний штуцеры в посадочные места. Опускают извлекаемую часть устройства распределения закачки в колонну насосно-компрессорных труб до ее посадки в корпусную часть устройства распределения закачки. Осуществляют регулируемую закачку по пластам. Для изолирования одного из пластов вместо штуцера устанавливают заглушку. По окончании работ производят подъем установки (патент РФ №2495235, опубл. 10.10.2013).
Известен способ одновременно-раздельной и поочередной эксплуатации пластов одной нагнетательной скважиной, заключающийся в том, что спускают в скважину, по крайней мере, одну колонну труб с постоянным или переменным диаметром без или с заглушенным концом, по меньшей мере, с одним спущенным ниже верхнего пласта пакером гидравлического и/или механического действия без или с разъединителем колонны. Ниже и выше пакера спущены, по крайней мере, по одному посадочному узлу в виде скважинной камеры или ниппелю со съемным клапаном (извлекаемым регулирующим узлом) для подачи через них рабочего агента соответственно в нижний и верхний пласты, посадку пакера и опрессовку его снизу и/или сверху. Определяют при опрессовке минимальное давление поглощения каждого пласта. Закачивают рабочий агент с устья в полость колонны труб при заданном давлении, направляя его в верхний и/или нижний пласты через соответствующие съемные клапаны (извлекаемые регулирующие узлы) в посадочных узлах. Измеряют на поверхности общий расход рабочего агента, устьевое давление и/или температуру в полости колонны труб и затрубном пространстве скважины. Определяют забойное давление верхнего пласта, давление в колонне труб и затрубном пространстве на глубине съемного клапана (извлекаемого регулирующего узла) в посадочном узле выше пакера. Находят расход рабочего агента, закачиваемого в верхний пласт через съемный клапан (извлекаемый регулирующий узел), вычитывают его из общего и определяют расход рабочего агента, закачиваемого в нижний пласт. Сопоставляют фактические расходы рабочего агента для пластов с проектными их значениями. При этом при их отличии изменяют устьевое давление и/или извлекают для одного или обоих пластов съемные клапаны (извлекаемые регулирующие узлы) из посадочных узлов с помощью канатной техники. Определяют и изменяют их характеристики и/или параметры. После этого повторно устанавливают каждый съемный клапан (извлекаемый регулирующий узел) в соответствующий посадочный узел с помощью канатной техники и продолжают закачку рабочего агента через них в соответствующие пласты (патент РФ №2253009, опубл. 27.05.2005).
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки многопластовой нефтяной залежи, включающий разделение пластов на группы с различными фильтрационно-емкостными свойствами, выделение групп пластов с различной проницаемостью, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти из пластов через добывающие скважины. После разделения пластов по фильтрационно-емкостным свойствам их разбивают на три группы с различной проницаемостью при помощи пакеров. Избирательно в нагнетательных скважинах отсекают нижнюю группу пластов, верхнюю и нижнюю группы по соответствующим раздельным колоннам дополнительно исследуют на проницаемость пластов. Затем снимают изоляцию, изучают общую проницаемость средней и нижней группы пластов. Нижние пакеры нагнетательных скважин оснащают разделителем потока, например штуцером или регулировочным клапаном. Далее производят закачку рабочего агента по отдельным колоннам в верхнюю группу пластов и в среднюю и нижнюю группы пластов. При этом на устье закачку производят с одной нагнетательной линии, разбив устьевыми регуляторами потока, например задвижками для отдельных колонн каждой нагнетательной скважины. Подъем продукции групп пластов из добывающих скважин производят одновременно или раздельно в зависимости от физико-химических свойств продукции этих групп пластов (патент РФ №2380523, опубл. 27.01.2010 - прототип).
Общим недостатком известных технических решений является невысокая нефтеотдача месторождения.
В изобретении решается задача повышения нефтеотдачи месторождения.
3
Задача решается тем, что в способе разработки многопластового нефтяного месторождения, включающем вскрытие пластов нагнетательными и добывающими скважинами, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины общим фильтром в пласты, отбор пластовой продукции через добывающие скважины общим фильтром из пластов, согласно изобретению анализируют участки разработки месторождения, выбирают участок с наличием остаточных запасов по добывающим скважинам не менее 20 тыс.т каждой, снижением пластового давления до 60-70% от начального, на участке выбирают нагнетательную скважину с перфорированными тремя пластами, в выбранной нагнетательной скважине в нижний наиболее проницаемый пласт ограничивают закачку рабочего агента до минимальных значений не более 40 м/сут, под действием образовавшегося избыточного устьевого давления производят неограниченный максимально возможный объем закачки рабочего агента в другие пласты, в таком режиме эксплуатируют нагнетательную скважину, анализируют состояние добывающих скважин во втором пласте, при увеличении забойного давления на 10-15% и обводненности не более чем на 40% в ближайшей добывающей скважине второго пласта производят интенсификацию режима работы добывающей скважины, при увеличении забойного давления на 10-15% и росте обводненности более чем на 40% в ближайшей добывающей скважине второго пласта производят полное или частичное ограничение по закачке во второй пласт, при этом производят контроль за изменением забойного давления в районе полного или частичного ограничения закачки по нижнему наиболее проницаемому пласту и при подтверждении снижения забойного давления на 10-15% ниже давления насыщения производят увеличением объемов закачки для недопущения сокращения объемов добычи нефти, периодически повторяют ограничение закачки в нижний наиболее проницаемый пласт и анализ состояния добывающих скважин второго пласта.
Сущность изобретения
На сегодняшний день актуально стоит вопрос по раздельной выработке запасов участка разработки добывающих скважин эксплуатирующих общим фильтром разносортные по фильтрационно-емкостным свойствам пласты. Исторически сложилось так, что в добывающих и нагнетательных скважинах перфорированы сразу 3 пласта. Наиболее полным охватом заводнением обеспечивается пласт с лучшей проницаемостью относительно других пластов. Как правило, таким пластом является нижний пласт. Таким образом, в процессе разработки данных участков наблюдается неравномерная выработка запасов, что в конечном итоге может приводить к защемлению не выработанных пластов по причинам их отключения из разработки или же прекращению фильтрации ввиду изменения профиля приемистости по нагнетательной скважине. Нефтеотдача месторождения оказывается невысокой.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи месторождения. Задача решается следующим образом.
3
Выбирают участок разработки исходя из ретроспективного анализа добывающего фонда по выработанности участка по пластам, наличию разносортных по фильтрационно-емкостным свойствам пластам с последующим анализом вскрытых пластов в нагнетательной скважине. Критериями подбора данных участков служит наличие остаточных запасов по добывающей скважине не менее 20-40 тыс.т, возможно также снижением пластового давления с первоначальных значений 17,5 МПа до 12-10 МПа. На данном участке выбирают нагнетательную скважину с перфорированными двумя и более пластами, оценивают изменчивость профиля приемистости, затем производят внедрение «мандрельной» технологии с целью возможности искусственного регулирования профиля приемистости по нагнетательной скважине. Наиболее проницаемый пласт ограничивают в закачке до минимальных значений ~20/40 м/сут или ограничивают полностью. Под действием избыточного устьевого давления 11-15 МПа закачивают по другим более глинистым коллекторам, а следовательно, менее проницаемым пластам. При этом на первоначальном этапе, от 2-х до 4-х месяцев, допускается максимально возможный объем закачки по пластам, не ограниченным штуцером. После получения подтверждения в изменении дебита и/или обводненности по добывающим скважинам согласно фактических замеров производят «ручное» изменение профиля приемистости или ограничение обводившегося пласта (пропластка) до минимальной закачки в случае роста обводненности по добывающей скважине.
Пример конкретного выполнения
Пример 1. Разрабатывают многопластовое нефтяное месторождение со следующими характеристиками.
3
Верхний пласт расположен на глубине 1600-1700 м, имеет начальное пластовое давление 16 МПа, пластовую температуру 32-36°C, пористость 5-50%, проницаемость 5-350 мДа, вязкость нефти 18-26 мПа*с, плотность нефти 0,815-0,889 г/см, коллектор глинистый песчаник-алевролит.
3
Средний пласт расположен на глубине 1700-1800 м, имеет начальное пластовое давление 16 МПа, пластовую температуру 32-36°C, пористость 5-50%, проницаемость 350-650 мДа, вязкость нефти 18-26 мПа*с, плотность нефти 0,815-0,889 г/см, коллектор глинистый песчаник-алевролит.
3
Нижний пласт расположен на глубине 1800-2100 м, имеет начальное пластовое давление 16 МПа, пластовую температуру 32-36°C, пористость 5-50%, проницаемость 650-1150 мДа, вязкость нефти 18-26 мПа*с, плотность нефти 0,815-0,889 г/см, коллектор глинистый песчаник-алевролит.
Месторождение вскрыто не менее чем 10 нагнетательными и 20 добывающими скважинами. Закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины общим фильтром в пласты, отбирают пластовую продукцию через добывающие скважины общим фильтром из пластов.
3
Анализируют участки разработки месторождения, выбирают участок с наличием остаточных запасов по добывающим скважинам не менее 20 тыс.т каждой, снижением пластового давления по среднему пласту до 60-70% от начального. На участке выбирают нагнетательную скважину с перфорированными тремя пластами. В выбранной нагнетательной скважине в нижний наиболее проницаемый пласт ограничивают закачку рабочего агента до минимальных значений не более 40 м/сут. Под действием образовавшегося избыточного устьевого давления производят неограниченный максимально возможный объем закачки рабочего агента в другие пласты. В таком режиме эксплуатируют нагнетательную скважину, анализируют состояние добывающих скважин во втором пласте. Отмечают увеличение забойного давления на 10-15% и обводненности не более чем на 40% в ближайшей добывающей скважине второго пласта. Производят интенсификацию режима работы добывающей скважины. При этом производят контроль за изменением забойного давления в районе полного или частичного ограничения закачки по нижнему наиболее проницаемому пласту. При подтверждении снижения забойного давления на 10-15% ниже давления насыщения производят увеличением объемов закачки для недопущения сокращения объемов добычи нефти, периодически повторяют ограничение закачки в нижний наиболее проницаемый пласт и анализ состояния добывающих скважин второго пласта.
Пример 2. Выполняют как пример 1.
Отмечают изменение забойного давления на 10-15% в сторону увеличения от давления до внедрения технологии разнонаправленной закачки и роста обводненности более чем на 40% в сторону увеличения от обводненности до внедрения технологии разнонаправленной закачки. Производят полное ограничение по закачке во второй пласт.
В результате нефтеотдача месторождения повысилась на 2 № и составила 38%.
Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу месторождения.