СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МАССИВНОЙ ЗАЛЕЖИ НЕФТИ
PROCEDURE FOR DEVELOPMENT OF OIL MASSIVE POOL

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи горизонтальными скважинами.
Известен способ разработки залежи многопластового нефтяного месторождения (патент РФ №2085723, МПК 8 Е21В 43/20, опубл. в бюл. №21 от 27.07.1997 г.), включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин с вертикальными и горизонтальными стволами при определенном размещении в каждом продуктивном пласте, закачку вытесняющей жидкости и добычу продукции, при этом стволы горизонтальных скважин в продуктивной толще пласта располагают так, чтобы расстояние от нагнетательной скважины до горизонтального ствола в каждой его точке было обратно пропорционально запасам нефти в этой зоне и прямо пропорционально проводимости пластов, причем при разработке многопластовой или большой толщины залежи ствол горизонтальной скважины проводят в виде нескольких витков с указанной закономерностью в каждом витке.
Недостатком этого способа является то, что в условиях залежи многопластового нефтяного месторождения с водонефтяными зонами и/или массивного типа, а также на поздней стадии разработки происходит преждевременное обводнение продукции скважины, что ведет к сокращению срока работы скважины, следовательно, к уменьшению отбора нефти.
Также известен способ разработки залежи многопластового нефтяного месторождения с водонефтяными зонами и/или массивного типа (патент RU №2282022, МПК 8 Е21В 43/30 опубл. в бюл. №23 от 20.08.2006 г.), включающий замеры добычи нефти, воды и закачки воды для уточнения текущих условий разработки и моделирования процесса разработки залежи, определение минимального расстояния от вскрытого интервала до водонефтяного контакта, при котором не происходит преждевременного обводнения продукции скважины, бурение разветвленных горизонтальных и/или субгоризонтальных скважин, при этом основной горизонтальный и/или субгоризонтальный ствол располагают выше водонефтяного контакта на минимальном расстоянии, обеспечивающем безводный период эксплуатации скважин, а горизонтальные и/или субгоризонтальные, и/или вертикальные разветвления бурят по восходящему профилю с тем же азимутом, что и у основного горизонтального и/или субгоризонтального ствола и/или с отходом от него в сторону кровли продуктивного пласта или пропластка.
Недостатками данного способа является то, что для его осуществления необходима высокая точность в замерах, т.е. определение минимального расстояния от вскрытого интервала до водонефтяного контакта, бурение разветвленных горизонтальных и/или субгоризонтальных скважин, при этом основной горизонтальный и/или субгоризонтальный ствол располагают выше водонефтяного контакта на минимальном расстоянии, причем ошибка в расчетах или в процессе бурения может привести к заводнению залежи уже на начальном этапе разработки.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами (патент RU №2274738, МПК 8 Е21В 43/30 опубл. в бюл. №12 от 20.04.2006 г.), включающий проводку в скважине основного транспортного горизонтального ствола, бурение из основного транспортного горизонтального ствола дополнительных ответвленных стволов в работающие участки пласта и включение скважины в работу по добыче нефти, отличающийся тем, что основной транспортный горизонтальный ствол бурят наклонно через толщу пласта в направлении водонефтяного контакта, дополнительные ответвленные стволы бурят восходящими, отметки забоев дополнительных восходящих ответвленных стволов бурят с понижением отметок их забоев к концу основного транспортного горизонтального ствола, отметку забоя последнего дополнительного ответвленного восходящего ствола назначают, исходя из отношения расстояния по вертикали от нижней точки основного транспортного горизонтального ствола, являющейся одновременно отметкой устья последнего дополнительного ответвленного восходящего ствола, до водонефтяного контакта к расстоянию от забоя последнего дополнительного ответвленного восходящего ствола до водонефтяного контакта, равного 0,3-0,5, отметку забоя первого дополнительного ответвленного восходящего ствола назначают, исходя из отношения расстояния по вертикали от устья первого дополнительного ответвленного восходящего ствола до водонефтяного контакта к расстоянию от забоя первого дополнительного ответвленного восходящего ствола до водонефтяного контакта, равного 0,6-0,8, отметку забоя дополнительного ответвленного восходящего ствола в промежутке между первым и последним дополнительным ответвленным восходящим стволом назначают, исходя из отношения расстояния по вертикали от устья соответствующего дополнительного ответвленного восходящего ствола до водонефтяного контакта к расстоянию от забоя того же дополнительного ответвленного восходящего ствола до водонефтяного контакта, равного 0,3-0,8, основной транспортный горизонтальный ствол снабжают колонной насосно-компрессорных труб с размещением низа колонны насосно-компрессорных труб в нижней точке основного транспортного горизонтального ствола, а отбор нефти производят через дополнительные ответвленные восходящие стволы.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, нефтеотдача остается невысокой вследствие преждевременного поднятия конусов подошвенных вод в основной транспортный горизонтальный ствол и к забоям дополнительных восходящих стволов, так как не предусмотрена возможность снижения обводненности добываемой продукции в процессе разработки месторождения, а также водоизоляция обводнившегося ствола или нескольких стволов;
- во-вторых, сложность осуществления способа, так как бурение восходящих дополнительных стволов осуществляют по отметкам, что может привести к ошибочным расчетам.
Задачей изобретения является упрощение осуществления способа разработки массивной залежи нефти с возможностью постепенной и равномерной выработка нефти из пласта с контролем обводненности всех разветвленных стволов (участков) добывающей скважины и снижением обводненности добываемой продукции по мере необходимости вплоть до полной водоизоляции одного или нескольких разветвленных участков добывающей скважины.
Поставленная задача решается способом разработки массивной залежи нефти, включающим исследование свойств пласта, бурение нагнетательных скважин и разветвленной добывающей скважины с горизонтальными участками, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающую скважину.
Новым является то, что горизонтальные участки добывающей скважины располагают друг над другом в пределах одного продуктивного пласта, проводят исследования горизонтальных участков на обводненность продукции в каждом, отбор нефти из добывающей скважины осуществляют одним насосом с пропорциональным уменьшением отбора нефти, исходя из обводненности горизонтальных участков, сменными жиклерами, в составе съемного проходного пакера, который установлен на входе в соответствующий горизонтальный участок добывающей скважины, при достижении суммарной обводненности продукции из добывающей скважины выше допустимой в горизонтальных участках с обводнившейся продукцией проводят водоизоляционные работы, а горизонтальные участки, в которых обводнение после водоизоляционных работ осталось выше 95%, изолируют тампонирующими составами, например цементным раствором, после чего добычу из добывающей скважины производят одним насосом с учетом обводнения продукции в используемых для добычи горизонтальных участках.
На фиг.1 изображена схема добывающей скважины на начальной стадии с двумя горизонтальными участками.
На фиг.2 изображена схема предложенного способа разработки массивной залежи нефти в процессе обводнения горизонтального участка добывающей скважины.
На фиг.3 изображен сменный жиклер в составе съемного проходного пакера.
Суть предложенного способа состоит в следующем.
n
Производят разбуривание пласта 1 нагнетательными скважинами (на фиг.1, 2, 3 не показано) и разветвленной добывающей скважиной 2 с горизонтальными участками 2'; 2"…2. Например, рассмотрим как вариант добывающую горизонтальную скважину 2 (см. фиг.1) с двумя горизонтальными участками 2' и 2", при этом горизонтальные участки 2' и 2" добывающей скважины 2 располагают друг над другом в пределах одного продуктивного пласта 1.
Производят исследование свойств пласта, после чего начинают разработку массивной залежи нефти, при этом нагнетательные скважины пускают под закачку вытесняющего агента (например, сточной воды), а в добывающую скважину 2 спускают насосное оборудование (например, колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) 3 с электроцентробежным насосом (ЭЦН) 4 и пакером 5 (см. фиг.1) и запускают ее в работу.
По мере выработки массивной залежи нефти добывающая скважина 2 начинает обводняться. Поэтому останавливают добывающую скважину 2, извлекают из нее колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) 3 с электроцентробежным насосом (ЭЦН) 4 и пакером 5 (см. фиг.1) и проводят исследования ее горизонтальных участков 2' и 2" на обводненность продукции в каждом.
По результатам исследований оказывается, что например, обводненность горизонтального участка 2" в процентном соотношении составляет 40% обводненности, а обводненность горизонтального участка 2" добывающей скважины 2 составляет 5%.
Тогда спускают в добывающую скважину 2 сменный жиклер 6 (см. фиг.1 и 3) с проходным диаметром - d (например, 20 мм) в составе съемного проходного пакера 7 любой известной конструкции, который устанавливают на входе в горизонтальный участок 2" (см. фиг.1) добывающей скважины 2. После чего вновь в добывающую скважину 2 спускают насосное оборудование (например, колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) 3 с электроцентробежным насосом (ЭЦН) 4 и пакером 5 (см. фиг.1) и запускают ее в работу.
В результате установки сменного жиклера 6 ограничивается поступление продукции из горизонтального участка 2" на прием насоса 4, перекачивающего продукцию на поверхность по колонне труб 3, поэтому снижается суммарная обводненность продукции из горизонтальных участков добывающей скважины 2.
По мере эксплуатации добывающей скважины 2 обводненность добываемой продукции из ее горизонтальных участков 2' и/или 2" вновь увеличивается.
Поэтому вновь останавливают добывающую скважину 2 извлекают из нее колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) 3 с электроцентробежным насосом (ЭЦН) 4 и пакером 5 (см. фиг.1) и проводят исследования ее горизонтальных участков 2' и 2" на обводненность продукции в каждом. По результатам исследований оказывается, что, например, обводненность горизонтального участка 2" добывающей скважины 2 увеличилась и в процентном соотношении составляет 60% обводненности, а обводненность горизонтального участка 2" добывающей скважины 2 составляет 10%.
Тогда спускают в добывающую скважину сменный жиклер 6' (см. фиг.3) с проходным диаметром - d, меньшим первоначального (например, 15 мм) в составе съемного проходного пакера 7 любой известной конструкции, который устанавливают на входе в горизонтальный участок 2" (см. фиг.1) добывающей скважины 2.
После чего вновь в добывающую скважину 2 спускают насосное оборудование (например, колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) 3 с электроцентробежным насосом (ЭЦН) 4 и пакером 5 (см. фиг.1) и запускают ее в работу.
n
Таким образом, отбор нефти из добывающей скважины 2 осуществляют одним насосом 4 с пропорциональным уменьшением отбора, например, сменными жиклерами 6, 6",6'"…6 (см. фиг.3), которые устанавливают в горизонтальный участок 2' (см. фиг.1) и/или горизонтальный участок 2" исходя из обводненности горизонтальных участков 2' и 2" добывающей скважины 2.
При достижении суммарной обводненности продукции из добывающей скважины 2 выше допустимой, которая определяется исходя из рентабельности каждой залежи в отдельности, например, при достижении 90%, то в горизонтальных участках 2' и/или 2" добывающей скважины 2 с обводнившейся продукцией проводят водоизоляционные работы.
Для этого останавливают добывающую скважину 2, извлекают из нее насосное оборудование и производят водоизоляцию, например, горизонтального участка 2" добывающей скважины 2.
В качестве водоизолирующего состава в горизонтальный участок 2" добывающей скважины 2 закачивают, например, по колонне заливочных труб (на фиг.1, 2) не показано), например, водную суспензию полиакриламида, которая не ведет к изменению проницаемости породы по углеводородам, при этом не является физическим блоком и задерживает или блокирует только поток воды в матрице пласта 1, не препятствуя притоку нефти в горизонтальный участок 2" добывающей скважины 2.
После чего вновь спускают в добывающую скважину 2 насосное оборудование и запускают ее в эксплуатацию.
Горизонтальные участки 2' и/или 2" добывающей скважины 2, в которых обводнение после водоизоляционых работ осталось выше 95%, изолируют тампонирующими составами, например цементным раствором, обводнение после водоизоляционных работ в горизонтальном участке 2" добывающей скважины 2 осталось выше 95%, и его изолируют цементным раствором 8 (см. фиг.3).
Дополнительно можно произвести полное отключение горизонтального участка 2" добывающей скважины 2 из разработки пласта 1 путем установки на входе в горизонтальный участок 2" (см. фиг.1) добывающей скважины 2 глухого пакера, любой известной конструкции.
n
Далее добычу из добывающей скважины 2 производят насосом 4 с учетом обводнения продукции в используемых для добычи оставшихся горизонтальных участках 2';…2, в данном варианте одного горизонтального участка 2' добывающей скважины 2.
Предлагаемый способ разработки массивной залежи нефти прост в осуществлении и позволяет постепенно и равномерно произвести выработку нефти из пласта с контролем обводненности всех разветвленных горизонтальных участков добывающей скважины и снижением обводненности добываемой продукции по мере необходимости вплоть до полной водоизоляции одного или нескольких разветвленных участков добывающей скважины.