СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ С ВОДОНЕФТЯНЫМИ ЗОНАМИ
DEVELOPMENT METHOD OF OIL FIELD WITH WATER-OIL ZONES

Предлагаемый способ относится к нефтяной промышленности, в частности к области разработки нефтяных залежей с водонефтяными зонами.
Известен способ разработки нефтяных залежей в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа (патент RU №2204703, МПК E21B 43/22, опубл. 20.05.2003 г.). Способ предусматривает бурение добывающих и нагнетательных скважин, отбор продукции через добывающие скважины, водоизоляционные работы в добывающих скважинах нагнетанием тампонирующего реагента селективного действия с последующей обработкой призабойной зоны скважины кислотным составом. Затем производят порционное нагнетание указанного тампонирующего реагента с продавливанием его на определенное расстояние, а обработку призабойной зоны скважины проводят кислотно-нефтяной смесью с разрывом блоков пласта через систему трещин, причем эту же смесь используют в качестве продавочной жидкости.
Недостатком известного способа является снижение дебитов нефти в результате падения пластового давления в залежи и быстрого роста обводненности продукции. Кроме того, способ предусматривает остановку технологического процесса для проведения водоизоляционных работ в добывающих скважинах.
Известен способ разработки обводненной нефтяной залежи (патент RU №2179234, МПК E21B 43/00, опубл. 10.02.2002 г.), согласно которому сначала бурят вертикальную скважину, вскрывают перфорацией продуктивный пласт, извлекают нефть до истощения продуктивного пласта, затем бурят боковой горизонтальный ствол. Точку входа горизонтального ствола в пласт располагают ниже динамического уровня жидкости в скважине. В боковом стволе перфорируют тот же продуктивный пласт. Затем в вертикальном стволе устанавливают насос двойного действия (патент RU №63864, МПК E21B 43/38, опубл. 10.06.2007 г., Бюл. №16) так, что прием насоса для нефти располагают выше точки входа бокового ствола, а прием насоса для воды - ниже этой точки. Насос снабжен хвостовиком с пакером, который устанавливают в интервале от точки входа до кровли продуктивного пласта в вертикальном стволе. Воду, поступившую вместе с нефтью из бокового горизонтального ствола, закачивают в тот же пласт через вертикальный ствол без подъема ее на поверхность.
Недостатками известного способа являются низкая эффективность при эксплуатации обводненных залежей, конусообразование, способствующее быстрому обводнению добываемой продукции.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ добычи нефти на поздних стадиях разработки, включающий перфорацию обсадной колонны в нефтенасыщенной зоне продуктивного пласта, установку пакера, установку в скважине глубинного насоса, закачку нефти из нефтенасыщенной зоны и отбор пластовой жидкости из скважины на поверхность (патент RU №2175377, МПК E21B 43/00, опубл. 27.10.2001 г.). Способ предусматривает перфорацию обсадной колонны в нефтенасыщенной и водяной зонах пласта. Затем устанавливают пакер в обсадной колонне на уровне водонефтяного контакта и в процессе добычи закачивают в водяную зону пласта часть скважинной жидкости из нефтенасыщенной зоны пласта для образования в районе перфорации водяной зоны пласта оторочки из водонефтяной эмульсии, экранирующей воду.
Недостатком известного способа является то, что для залежей на поздних этапах разработки характерна значительная обводненность пластов. Кроме того, часть нефти оттесняется под залежь в водоносную часть пласта. Это снижает охват пластов заводнением и нефтеизвлечение из них. Наличие трещиноватости пород увеличивает вероятность поступления воды к интервалам перфорации и полного обводнения добываемой продукции.
Технической задачей предлагаемого способа разработки нефтяной залежи с водонефтяными зонами является повышение нефтеизвлечения, увеличение безводного периода работы скважины за счет снижения обводненности добываемой продукции, увеличения коэффициента охвата выработкой запасов нефти, предотвращения конусообразования и сокращение материальных затрат на добычу нефти за счет совмещения функций добывающей и нагнетательной скважин.
Указанная задача решается способом разработки нефтяной залежи с водонефтяными зонами, включающим перфорацию обсадной колонны в нефтенасыщенной зоне продуктивного пласта, установку пакера, установку в скважине глубинного насоса, закачку нефти из нефтенасыщенной зоны и отбор пластовой жидкости из скважины на поверхность.
Новым является то, что перфорацию обсадной колонны в нефтенасыщенной зоне продуктивного пласта осуществляют с разделением продуктивного пласта на две части, устанавливают пакер на расстоянии от двух до пяти метров выше водонефтяного контакта, затем устанавливают глубинный насос двойного действия над продуктивным пластом так, что всасывающий клапан насоса располагают выше установленного пакера в верхней части продуктивного пласта, а в процессе добычи пластовой жидкости часть отбираемой нефти из верхней части продуктивного пласта закачивают в продуктивный пласт ниже пакера.
Проведенные патентные исследования по патентному фонду и технической библиотеки института «ТатНИПИнефть» показали отсутствие идентичных или эквивалентных технических решений в сравнении с заявляемым способом, что позволяет сделать вывод о соответствии его критерию «новизна» и «изобретательский уровень».
На чертеже представлен разрез нефтенасыщенного пласта с размещенной вертикальной скважиной в водонефтяной зоне и глубинно-насосного оборудования в вертикальной скважине по предлагаемому способу.
Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности.
Нефтяную залежь с водонефтяными зонами разбуривают проектной сеткой скважин. В скважине 1, пробуренной в водонефтяной зоне, вскрывают перфорацией 2, 3 продуктивный пласт 4 с разделением продуктивного пласта на две части. Расстояние от нижних отверстий перфорации до водонефтяного контакта (ВНК) должно быть не менее одного метра. Пакер 5 устанавливают в обсадной колонне в нижней части продуктивного пласта на расстоянии 2-5 м выше водонефтяного контакта, в зависимости от нефтенасыщенной толщины продуктивного пласта. Устанавливают насос двойного действия 6 над продуктивным пластом. Под насосом располагают хвостовик 7, по которому перекачивают пластовую жидкость в зону закачки. Всасывающий клапан насоса 8 для нефти находится выше пакера в верхней части продуктивного пласта. Нагнетательный клапан насоса 9 для нефти находится ниже пакера в нижней части продуктивного пласта.
Насос двойного действия благодаря выбранному его расположению относительно продуктивного пласта 4, забирает нефть из верхней части продуктивного пласта через всасывающий клапан, поднимает ее на поверхность. Контроль объема закачиваемой в пласт нефти, как и в зарубежных аналогах (патент US №5497832, МПК E21B 43/38, E21B 43/40. Опубл. 12.03.1996 г.), осуществляется расчетным путем. Для этого при заданном режиме откачки рассчитываются теоретические производительности подъема жидкости на поверхность и закачки нефти в нижнюю часть продуктивного пласта. Если в установившемся режиме работы установки количество поднимаемой жидкости соответствует расчетной теоретической (с учетом допускаемого коэффициента подачи) производительности нефтяной части насоса двойного действия при динамическом уровне жидкости в скважине, соответствующем уровню при работе на соседней вертикальной скважине обычной установки скважинного штангового насоса (УСШН), то от известного ранее дебита скважины, имевшегося при работе обычной УСШН, вычитается количество жидкости, поднимаемой насосом двойного действия на поверхность. Полученная разность будет являться объемом закачиваемой жидкости, в данном случае нефти, в нижнюю часть продуктивного пласта.
Через нагнетательный клапан в нижнюю часть продуктивного пласта закачивают от пяти до десяти процентов дебита отбираемой нефти, тем самым создавая «нефтяную подушку» 10, препятствующую конусообразованию и поступлению пластовой воды вертикальной скважины к интервалам перфорации. Меньшее количество закачиваемой нефти увеличивает время, в течение которого происходит повышение пластового давления. В результате замедляется процесс вытеснения нефти из нижней части продуктивного пласта к интервалам перфорации, расположенным в верхней части продуктивного пласта. Большее количество закачиваемой нефти приведет к потерям при избыточной закачке ее в продуктивный пласт в результате ухода нефти в нижезалегающий водоносный пласт 11. Объем нефти, закачиваемой в продуктивный пласт, определяют по геогидродинамическому моделированию.
При монтаже оборудования выше и ниже пакера устанавливают контейнеры с глубинными автономными манометрами. Верхний манометр 12 находится над пакером, выше верхнего интервала перфорации, а нижний 13 - под пакером. В процессе работы скважины постоянно проводится контроль за изменением пластового давления. Применение насоса двойного действия позволяет увеличить пластовое давление в зоне нагнетательного клапана, в результате чего происходит перемещение нефти по направлению к верхней части продуктивного пласта, в зону пониженного пластового давления, которая образуется вблизи от всасывающего клапана в результате отбора нефти.
Таким образом, ствол вертикальной скважины ниже места установки пакера работает как нагнетательная скважина, а выше места установки пакера - как добывающая скважина. Эксплуатация скважин по предлагаемому способу позволяет увеличить безводный период работы скважины за счет снижения обводненности добываемой продукции, увеличения коэффициента охвата выработкой запасов нефти, предотвращения конусообразования и сократить материальные затраты на добычу нефти за счет совмещения функций добывающей и нагнетательной скважин, снижения затрат электроэнергии на подъем, подготовку и закачку попутной воды.
Пример практического выполнения
Осуществление данного способа рассмотрим на примере нефтяной залежи в турнейских карбонатных отложениях с водонефтяными зонами (см. чертеж). Залежь разбуривают редкой сеткой вертикальных скважин с расстоянием между скважинами 300 м, осуществляют их обустройство. Нефтенасыщенная толщина продуктивного пласта в вертикальной скважине 1 составляет 18 м, водонасыщенная - 9,4 м. В прикровельной части продуктивного пласта 4 перфорируют семь метров карбонатов. Интервал перфорации находится на глубине 1081-1088 м. Водонефтяной контакт в вертикальной скважине установлен на глубине 1097 м.
Для обеспечения нагнетания части добываемой нефти в нижнюю часть продуктивного пласта турнейских отложений вертикальную скважину дополнительно перфорируют в интервале 1094-1096 м. Расстояние от нижнего отверстия перфорации до водоносной части пласта составляет один метр. Пакер 5 устанавливают в обсадной колонне на уровне хвостовика в нижней части продуктивного пласта на расстоянии 5 м выше водонефтяного контакта. Над продуктивным пластом располагают насос двойного действия 6. Хвостовик 7, по которому перекачивают пластовую жидкость в зону закачки, размещается ниже насоса.
При монтаже оборудования выше и ниже пакера устанавливают контейнеры с глубинными автономными манометрами. Верхний манометр 12 находится над пакером, выше верхнего интервала перфорации, на глубине 1079 м, а нижний 13 - под пакером, на глубине 1093,5 м. Скважину запускают в эксплуатацию. Во время отбора нефти производят замер дебита скважины, обводненности. Дебит нефти составляет 8 т/сут и обводненность продукции - 7%. Из них 0,8 т/сут или 10% от дебита нефти через нагнетательный клапан 9 закачивают в нижнюю перфорированную часть пласта с целью создания «нефтяной подушки». В результате образуется зона повышенного давления, которая препятствует быстрому поступлению пластовой воды к интервалам перфорации из нижезалегающего водоносного пласта 11 вертикальной скважины и росту обводнения добываемой продукции. В продуктивном пласте в результате искусственно созданного перепада пластового давления между нижней и верхней его частями происходит перемещение пластовой жидкости из зоны повышенного пластового давления (по показаниям манометра 12) в зону более низкого (по показаниям манометра 13).
В процессе работы скважины периодически исследуют пластовое и забойное давление. Показания верхнего манометра 12 фиксируют снижение пластового давления в процессе отбора пластовой жидкости. Нижний манометр при этом фиксирует рост давления в нижней части продуктивного пласта, куда насос двойного действия закачивает часть нефти, отобранную из верхней части продуктивного пласта. Через 2 года работы скважины дебит нефти снизился до 6,2 т/сут, а обводненность продукции возросла до 12%. Пластовое давление в продуктивном пласте в целом осталось практически на уровне начального. Скорректировали объем закачки до 0,6 т/сут. Скважина продолжила работу.
Предлагаемый способ позволяет продлить безводный период работы скважины, увеличить коэффициент охвата выработкой запасов нефти и, как следствие, конечное нефтеизвлечение. Применение способа позволяет расширить технологические возможности разработки залежи, включить в работу водонефтяные зоны залежи ранее не участвовавшие в добыче нефти.