Способ разработки многопластовой нефтяной залежи
METHOD FOR DEVELOPMENT OF MULTILAYER OIL DEPOSITS

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при разработке вытеснением водой многопластовых нефтяных и газовых залежей.
Способ разработки нефтяных месторождений (патент RU № 2570723, МПК Е21В 43/20, Е21В 43/24, опубл. 10.12.2015 Бюл. № 34), включающий внутрискважинную перекачку воды из нижележащего водоносного пласта в вышележащий продуктивный пласт по нагнетательной скважине и отбор пластового флюида из продуктивного пласта через добывающую скважину, причем он содержит этапы, на которых:
нижележащий обводненный пласт выбирают с температурой не ниже вышележащего продуктивного пласта;
размещают скважины на выделенном участке разработки залежи кустовым методом;
фонд нагнетательных скважин разделяют на пассивные скважины для поддержания пластового давления вышележащего продуктивного пласта за счет капиллярного вытеснения и активные скважины с их количеством, вдвое меньшим количества пассивных скважин, предназначенных для закачки воды в нижележащий обводненный пласт;
в пассивной нагнетательной скважине перфорируют нижележащий обводненный пласт и вышележащий продуктивный пласт, а в активной нагнетательной скважине перфорируют нижележащий обводненный пласт;
через активную нагнетательную скважину производят закачку воды в нижележащий обводненный пласт;
перепадом давления в нижележащем обводненном пласте обуславливают движение пластовой воды в сторону пассивной нагнетательной скважины с перфорированными нижележащим и вышележащим пластами, при этом осуществляют поддержание пластового давления в нижележащем обводненном пласте, за счет перепада давления в вышележащем продуктивном пласте пластовый флюид перемещают в сторону добывающей скважины.
Недостатками данного способа являются очень узкая область применения, связанная с необходимостью наличия по отношению к продуктивному пласту верхнего и нижнего водоносных пластов с температурой нижнего пласта не ниже температуры продуктивного пласта, не высокая эффективность вытеснения продукции, связанная с бурением и вторичным вскрытием нагнетательных и добывающих скважин без учета проницаемости пластов в месте вскрытия их этими скважинами.
Известен также способ разработки многопластовой нефтяной залежи (патент RU № 2591291, МПК Е21В 43/20, Е21В 43/14, опубл. 20.07.2016 Бюл. № 20), включающий внутрискважинную перекачку воды из нижележащего водоносного пласта в вышележащий продуктивный пласт на естественном режиме за счет энергии водоносного пласта по нагнетательным скважинам и отбор нефти из продуктивного пласта через добывающие скважины, причем нагнетательные скважины оборудуют между пластами седлами, внутри которых устанавливают клапаны, пропускающие воду снизу вверх, причем клапаны изготавливают с плавучестью в перекачиваемой воде меньше нулевой, обеспечивающей переток воды при перепаде давлений выше выбранного.
Недостатком данного способа является невысокая эффективность вытеснения продукции, связанная с бурением и вторичным вскрытием нагнетательных и добывающих скважин без учета проницаемости пластов в месте вскрытия их этими скважинами и эксплуатацией без изучения и учета взаимного влияния добывающих и нагнетательных скважин.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах (патент RU № 2515741, МПК Е21В 43/20, опубл. 20.05.2014 Бюл. № 14), включающий вскрытие нагнетательными скважинами продуктивного пласта и нижележащих водоносных пластов с последующим строительством и вторичным вскрытием пластов, вскрытие добывающими скважинами продуктивного пласта с последующим строительством и вскрытием продуктивного пласта, заводнение продуктивного пласта внутрискважинной перекачкой в нагнетательных скважинах из водоносных пластов в нефтеносный пласт, отбор продукции из продуктивного пласта через добывающие скважины, причем заводнение продуктивного пласта производят с постоянным давлением с поочередными технологическими простоями нагнетательных скважин не более 4 дней, причем компенсацию давления заводнением при простое нагнетательных скважин производят за счет близлежащих нагнетательных скважин.
Недостатком данного способа является не высокая эффективность вытеснения продукции, связанная с бурением и вторичным вскрытием нагнетательных и добывающих скважин без учета проницаемости пластов в месте вскрытия их этими скважинами и эксплуатацией без изучения и учета взаимного влияния добывающих скважин и нагнетательных скважин, вскрывающих нижний водоносный пласт.
Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа разработки многопластовой нефтяной залежи, позволяющего повысить эффективность вытеснения нефти водой из продуктивного пласта за счет вторичного вскрытия нагнетательных и добывающих скважин с учетом проницаемости пластов в месте вскрытия их этими скважинами и более правильной эксплуатации после изучения и учета взаимного влияния добывающих скважин и нагнетательных скважин, вскрывающих нижний водоносный пласт.
Техническая задача решается способом разработки многопластовой нефтяной залежи, включающим вскрытие нагнетательными скважинами продуктивного пласта и нижележащих водоносных пластов с последующим строительством и вторичным вскрытием пластов, вскрытие добывающими скважинами продуктивного пласта с последующим строительством и вторичным вскрытием продуктивного пласта, заводнение продуктивного пласта внутрискважинным перетоком в нагнетательных скважинах из водоносных пластов в нефтеносный пласт, отбор продукции из продуктивного пласта через добывающие скважины, причем компенсацию давления заводнением в продуктивном пласте производят за счет близлежащих нагнетательных скважин, не сообщающихся с нижним водоносным пластом.
Новым является то, что вторичное вскрытие продуктивного пласта из нагнетательных скважин производят в нижней части не выше 1/3 толщины пласта и/или не выше уровня водонефтяного контакта для обеспечения вытеснения продукции и добычи из этого пласта добывающими скважинами с максимально рентабельным периодом работы по обводнению продукции, перед пуском в работу внутри скважинного перетока воды нагнетательные скважины проверяют на эффективность воздействия на продуктивный пласт учетом объема перетекающей воды на естественном режиме в продуктивный пласт из водоносных пластов, по результатам выделение высокоэффективных нагнетательных скважин, которые по отношения к низкоэффективным в два и более раз больше перепускают воды в продуктивный пласт и которые запускают в работу для внутрипластового перетока.
Новым является также то, что нагнетательные скважины проверяют на эффективность воздействия на продуктивный пласт при помощи ввода в них индивидуальных радиационных, химических или магнитных меток, количественные показатели которых регистрируют в добывающих скважинах.
Новым является также то, что низкоэффективные нагнетательные скважины проверяют на наличие коллекторских свойств участков пластов вскрытых каждой скважины, для этого в каждой из этих нагнетательных скважин производят сначала интенсивный отбор воды из водоносного пласта, а после остановки отбора изучают кривую восстановления уровня жидкости, потом проводят интенсивную закачку воды с устья в нефтеносный пласт, а после остановки закачки изучают кривую восстановления уровня жидкости, исходя из анализа соответствующих кривых восстановления уровня жидкости нагнетательные скважины, имеющие приемистость нефтеносного пласта в четыре и более раз меньшую средней по данному пласту, переводят под отбор воды из водоносного пласта, а нагнетательные скважины, имеющие продуктивность водоносного пласта в три и более раз меньшую средней по данному пласту, переводят под нагнетание с устья скважины с использованием воды, отбираемой из других нагнетательных скважин.
Новым является также то, что что в нагнетательных скважинах проводят периодические проверки на эффективность воздействия на продуктивный пласт при помощи ввода в них меток для определения наиболее эффективной компенсации давления заводнением в продуктивном пласте за счет близлежащих нагнетательных скважин, не сообщающихся с нижним водоносным пластом.
Способ реализуется в следующей последовательности.
Способ разработки многопластовой нефтяной залежи включает вскрытие нагнетательными скважинами продуктивного нефтеносного пласта и нижележащих водоносных пластов с последующим строительством и вторичным вскрытием пластов, вскрытие добывающими скважинами продуктивного пласта с последующим строительством и вторичным вскрытием продуктивного пласта. Причем вторичное вскрытие (перфорацией коммутативными, сверлящими, пескоструйными или гидромеханическими перфораторами – авторы на это не претендуют) продуктивного пласта из нагнетательных скважин производят в нижней его части (над подошвой пласта) не выше 1/3 толщины пласта и/или не выше уровня водонефтяного контакта для обеспечения вытеснения продукции и добычи из этого пласта добывающими скважинами с максимально рентабельным периодом работы по обводнению продукции. Практика показала, что такое расположение перфорационных отверстий при вторичном вскрытии продуктивного пласта со стороны нагнетательных скважин позволяет как минимум в 2 раза увеличить срок рентабельной добычи продукции пласта из добывающих скважин, вскрывающих это продуктивный пласт, так как значительно уменьшается вероятность прорыва воды к добывающим скважинам по высокопроницаемым пропласткам, входящим в этот пласт. Последовательно во все нагнетательные скважины в интервал вскрытия водоносного пласта устанавливают капсулы с метками, например: радиационными изотопами, химическими элементами (солями, не встречающимися или редко встречающимися в воде из этого пласта, или красителями, чаще всего фосфоресцирующими в определённом спектре) или магнитными метками (мелкими намагниченными частицами, плавучими в воде), а в близлежащих добывающих скважинах инициируют отбор продукции за определённое время с отбором проб. Пробы изучают в лабораториях и по результатам радиологического, спектрального, фосфоресцирующего или магнитного анализа определяют количественные (объемные) показатели поступающей воды по соответствующей нагнетательной скважине в близлежащие добывающие скважины (чем интенсивней себя проявляет метка, тем больше воды перетекает из водоносного пласта в продуктивный в нагнетательной скважине). После чего разбивают нагнетательные скважины на высокоэффективные и низкоэффективные, в которых в два и более раз меньше перепускают воды в продуктивный пласт, чем у высокоэффективных скважин. Высокоэффективные скважины запускают в работу по заводнению продуктивного пласта внутрискважинным перетоком в нагнетательных скважинах из водоносных пластов в нефтеносный пласт, отбор продукции из продуктивного пласта через добывающие скважины. В случае снижения пластового давления в некоторых нагнетательных скважинах, компенсацию давления заводнением в продуктивном пласте производят за счет близлежащих нагнетательных скважин, не сообщающихся с нижним водоносным пластом (таким же образом как в наиболее близком аналоге). При необходимости в нагнетательных скважинах проводят периодические проверки на эффективность воздействия на продуктивный пласт при помощи ввода в них капсул с метками для определения превалирующего направления потока продукции в продуктивном пласте. Что позволяет производить наиболее эффективно компенсацию давления заводнением в продуктивном пласте за счет близлежащих нагнетательных скважин, не сообщающихся с нижним водоносным пластом, за счет более интенсивной закачки воды из нагнетательных скважин, находящихся по превалирующему направлению со стороны от добывающей скважины. При наличии большого количества низкоэффективных нагнетательных скважин для их вовлечения в добыче продукции верхнего пласта, низкоэффективные нагнетательные скважины проверяют на наличие коллекторских свойств участков пластов вскрытых каждой скважины. Для этого в каждой из этих нагнетательных скважин производят сначала интенсивный отбор воды из водоносного пласта, а после остановки отбора изучают кривую восстановления уровня (КВУ) жидкости, потом проводят интенсивную закачку воды с устья в нефтеносный пласт, а после остановки закачки изучают КВУ жидкости. Исходя из анализа (на технологию анализа авторы не претендуют) соответствующих КВУ жидкости в лабораторных условиях, нагнетательные скважины, имеющие приемистость нефтеносного продуктивного пласта в четыре и более раз меньшую средней по данному пласту, что затрудняет закачку в них любой жидкости, переводят под отбор воды из водоносного пласта. Нагнетательные скважины, имеющие продуктивность водоносного пласта в три и более раз меньшую средней по данному пласту, что делает их непригодными для отбора воды, переводят под нагнетание с устья скважины с использованием воды, отбираемой из других нагнетательных скважин, в том числе из скважин с низкой приемистостью продуктивного пласта.
Благодаря эксплуатации скважин исходя из их свойств по продуктивности и проницаемости и с учетом более правильного заводнения продуктивного пласта по сравнению с наиболее близким аналогом, как показала практика использования способа на месторождениях Республики Татарстан, время рентабельной эксплуатации продуктивных пластов из-за обводненности продукции вырос примерно в 2 раза, коэффициент извлечения нефти (КИН) даже на старых месторождениях вырос на 2,2 % - 3,1 %, что свидетельствует об более эффективном вытеснении нефти, при этом потребность в использовании доставляемой из вне воды уменьшалась в 1,5 раза.
Предлагаемый способ разработки многопластовой нефтяной залежи позволяет повысить эффективность вытеснения нефти водой из продуктивного пласта за счет вторичного вскрытия нагнетательных и добывающих скважин с учетом проницаемости пластов в месте вскрытия их этими скважинами и более правильной эксплуатации после изучения и учета взаимного влияния добывающих скважин и нагнетательных скважин, вскрывающих нижний водоносный пласт.