СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ОБВОДНЕННОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
DEVELOPMENT METHOD OF WATER-FLOODED OIL DEPOSIT

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, пласты которых сложены из водо- и нефтенасыщенных зон, разделенных непроницаемыми естественными пропластками и предназначено для изоляции заколонных перетоков в скважинах между нефте- и водонасыщенной зонами пласта.
Известен способ разработки водонефтяной залежи (патент RU 2015312, МПК Е21В 4 3/22, опубл. 30.06.1994 г.), включающий закачку изолирующего состава в пласт и создание искусственного экрана, причем перед закачкой изолирующего состава определяют минимальный размер поперечного сечения естественного линзовидного пропластка в монолитной залежи и толщину отсекаемого слоя водоносной части пласта, а искусственный экран создают под линзовидным пропластком радиусом, равным удвоенной толщине отсекаемого слоя водоносной части пласта, и толщиной, обеспечивающей выдержку давления в 30-80 атм.
Недостатком этого способа является низкая прочность создаваемых экранов.
Известен способ разработки обводненных нефтяных месторождений (патент RU 2065025, МПК Е21В 33/13, Е21В 43/30, опубл. в бюл. 22 от 10.08.1996 г.), включающий разбуривание их эксплуатационными скважинами, по крайней мере часть которых пересекает естественные непроницаемые пропластки в продуктивном пласте, и создание экранов на основе изолирующих составов, отделяющих водонасыщенные зоны пласта от нефтенасыщенных, отличающийся тем, что изолирующий состав подают в продуктивный пласт под естественный пропласток и над ним с возможностью схватывания естественного пропластка экранами снизу и сверху, при этом толщину экрана над естественным пропластком принимают из условия изоляции естественного пропластка от продуктивного пласта, а общую толщину экранов принимают из условия их сопротивления перепаду давления, возникающему при эксплуатации скважины.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, общую толщину экранов принимают из условия их сопротивления перепаду давления, возникающему при эксплуатации скважины, а объем изолирующего материала определяют из соотношения, определяемого расчетным путем, при этом величина перепада давления может изменяться со временем, а радиуса изолирующего экрана может оказаться недостаточно для надежной изоляции водонасыщенной зоны от нефтенасыщенной зоны пласта при резком скачке перепада давления;
- во-вторых, в оптимальном варианте радиус экрана должен соответствовать удвоенной толщине отсекаемой водонасыщенной зоны пласта, а толщина экрана должна обеспечивать его сопротивление максимально возможному перепаду давления, возникающему при эксплуатации скважины, при этом надо учитывать, что один метр толщины естественного пропластка выдерживает перепад давления до 1,5 МПа. Это условие не всегда выдерживается, что приводит к преждевременному обводнению нефтенасыщенной зоны пласта;
- в-третьих, низкая эффективность применения способа, обусловленная тем, что наличие экрана напротив и ниже естественного пропластка в процессе разработки обводненного нефтяного пласта не исключает возможности прорыва воды снизу вверх (заколонные перетоки) в нефтенасыщенную зону пласта ввиду их низкой прочности, что сокращает безводный период эксплуатации скважин;
- в-четвертых, сложная технология приготовления изолирующего состава, который готовят перемешиванием равных частей кремнийорганической эмульсии, нефти и воды в смесительном агрегате и закачивают в перфорированные интервалы пласта с продавкой его нефтецементом, также большие затраты на компоненты изолирующего состава.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки обводненных нефтяных месторождений (патент RU 2420657, МПК Е21В 43/32, Е21В 33/134, опубл. в бюл. 16 от 10.06.2011), включающий разбуривание их эксплуатационными скважинами, пересекающими непроницаемые естественные пропластки в продуктивном пласте, спуск обсадных колонн с последующей перфорацией продуктивного пласта, исследование его нефтеводонасыщенности и интервалов их залегания, размеров непроницаемого естественного пропластка и создание экранов из изолирующего состава, отделяющего водонасыщенные зоны пласта от нефтенасыщенных зон. По результатам исследований определяют толщину нефтенасыщенной зоны пласта, при толщине нефтенасыщенной зоны пласта более 4 м вырезают часть обсадной колонны в интервале выше нижних перфорационных отверстий нефтенасыщенной зоны пласта и до забоя скважины, расширяют ствол скважины в этом интервале, заливают расширенный интервал ствола скважины изолирующим составом, в качестве которого используют цементный раствор, а при толщине нефтенасыщенной зоны пласта менее 4 м производят временную изоляцию интервалов перфорации продуктивного пласта кольматирующим составом, вырезают часть обсадной колонны от кровли непроницаемого естественного пропластка до забоя скважины, расширяют ствол скважины в этом интервале, заливают изолирующим составом расширенный интервал ствола и создают пакер путем введения в призабойную зону нефтенасыщенной зоны пласта скважины, после ожидания затвердевания изолирующего состава производят разбуривание пакера до кровли естественного пропластка с оставлением экрана напротив нефтенасыщенной зоны, после чего производят повторную перфорацию обсадной колонны напротив нефтенасыщенной зоны пласта и освоение скважины, при притоке нефти из нефтенасыщенной зоны пласта ниже рентабельной величины производят кислотную обработку без давления.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, низкая эффективность разработки обводненных нефтяных месторождений, что связано с изоляцией водонасыщенных зон пласта при реализации данного способа, что приводит к полному отказу от водонасыщенной зоны пласта и выводу ее из дальнейшей разработки обводненного нефтяного месторождения, причем зачастую при разработке обводненного нефтяного месторождения возникает необходимость использования водонасыщенной зоны пласта как для поддержания пластового давления, так и для внутри или межскважинной перекачки воды;
- во-вторых, эффект от применения данного способа оказывается не продолжительным, что связано с быстрым разрушением цементного камня при последующей эксплуатации скважины ввиду отсутствия значительной части обсадной колонны, т.е. конструкция скважины теряет свою прочность вследствие вырезания обсадной колонны от кровли непроницаемого естественного пропластка до забоя скважины. Кроме того, при создании малейшей депрессии в скважине происходит разрушение призабойной зоны скважины;
- в-третьих, цемент не обеспечивает равномерное проникновение в поры непроницаемого естественного пропластка, а значит, не удается получить надежный монолитный экран из изолирующего состава, отделяющего водонасыщенную зону от нефтенасыщенной зоны пласта в интервале непроницаемого естественного пропластка.
- в-четвертых, вырезается значительная часть обсадной колонны (от кровли непроницаемого естественного пропластка до забоя), что приводит к увеличению трудоемкости осуществления способа.
Задачей изобретения является повышение эффективности способа разработки обводненного нефтяного месторождения за счет исключения заколонного перетока в скважине между водо- и нефтенасыщенной зонами пласта с возможностью разработки как нефтенасыщенной зоны, так и водонасыщенной зоны пласта, а также повышение прочности конструкции скважины.
Поставленная задача решается способом разработки обводненного нефтяного месторождения, включающим разбуривание его эксплуатационными скважинами, пересекающими пласт, состоящий из водонасыщенной и нефтенасыщенной зон, разделенных непроницаемым естественным пропластком, спуск обсадной колонны с последующей перфорацией пласта, исследование его нефтеводонасыщенности и интервалов их залегания, размеров непроницаемого естественного пропластка, создание экрана из изолирующего состава, отделяющего водонасыщенную зону пласта от нефтенасыщенной зоны, вырезку части обсадной колонны, расширение ствола скважины в этом интервале, заливку расширенного интервала ствола скважины изолирующим составом, разбуривание в скважине изолирующего состава с оставлением экрана напротив нефтенасыщенной зоны пласта после ожидания затвердевания изолирующего состава, перфорацию напротив нефтенасыщеннной зоны пласта, освоение скважины.
Новым является то, что при размещении водонасыщеной зоны ниже нефтенасыщеной зоны пласта и толщине непроницаемого естественного пропластка от 0,5 до 4 м в интервале подошвы непроницаемого естественного пропластка устанавливают глухой пакер, вырезают часть обсадной колонны от глухого пакера до кровли нефтенасыщенной зоны пласта, расширяют ствол скважины в интервале вырезанной части, заливают расширенный интервал ствола скважины изолирующим составом, в качестве которого применяют микроцемент с получением изолирующего моста, после ожидания затвердевания микроцемента производят разбуривание изолирующего моста и глухого пакера с оставлением экрана напротив непроницаемого естественного пропластка и нефтенасыщенной зоны пласта с диаметром, равным внутреннему диаметру обсадной колонны, отсекают водонасыщенную зону пласта посадкой в обсадной колонне ниже вырезанной части стационарного пакера с перфорированным хвостовиком с упором на забой снизу и узлом герметизации сверху, после чего производят крепление вырезанного участка обсадной колонны в скважине путем спуска дополнительной колонны с установкой ее напротив вырезанного участка обсадной колонны и герметичной фиксацией верхнего и нижнего концов дополнительной колонны в обсадной колонне выше и ниже вырезанного участка в скважине, при введении в разработку нефтенасыщенной зоны пласта производят сверлящую перфорацию дополнительной колонны напротив нефтенасыщенной зоны пласта и в процессе разработки обводненнного нефтяного месторождения производят периодическую эксплуатацию нефтенасыщенной и водонасыщенной зон пласта.
На фиг.1, 2, 3, 4, 5, 6 схематично и последовательно изображено выполнение способа разработки обводненного нефтяного месторождения.
Способ реализуют следующим образом.
Способ разработки обводненного нефтяного месторождения включает разбуривание его эксплуатационными скважинами 1 (см. фиг.1), пересекающими пласт 2.
Например, рассмотрим одну эксплуатационную скважину 1. Пласт 2 состоит из водонасыщенной зоны 3, разделенной непроницаемым естественным пропластком 4 с нефтенасыщенной зоной 5. В скважину 1 спущена и закреплена в ней обсадная колонна 6. В обсадной колонне 6 скважины 1 выполнена перфорация нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2 с образованием перфорационных отверстий 7.
В процессе эксплуатации скважины 1 вода из водонасыщенной зоны 3 пласта 2 по заколонному пространству 8 обсадной колонны 6 скважины 1 и непроницаемому естественному пропластку 4 прорывается через перфорационные отверстия 7 нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2 в скважину 1, при этом происходит обводнение добываемой нефти. Это происходит вследствие того, что давление в водонасыщенной зоне 3 пласта 2 выше, чем в нефтенасыщенной зоне 5 пласта 2.
По данным промысловых исследований уточняют характер нефтеводонасыщенности, т.е. размещение водонасыщеной зоны 3 относительно нефтенасыщеной зоны 5 пласта 2 и интервалы залегания водонасыщенных 3 и нефтенасыщенных зон 5 и размеры непроницаемого естественного пропластка 4. Например, интервал залегания водонасыщенной зоны 3 составляет 1742-1737 м; выше в интервале 1737-1734 м расположен непроницаемый естественный пропласток 4, выше которого в интервале 1734-1728 м залегает нефтенасыщенная зона 5 пласта 2. Определяют пористость и остаточную нефтенасыщенность пласта 2.
При размещении водонасыщеной зоны 3 ниже нефтенасыщеной зоны 5 пласта 2 и толщине непроницаемого естественного пропласта 4 от 0,5 до 4 м для создания экрана из изолирующего состава в интервале подошвы непроницаемого естественного пропластка 4 сажают глухой пакер 9 (см. фиг.2) любой известной конструкции. Например, глухой разбуриваемый пакер (ПРГ) конструкции института «ТатНИПИнефть» (см. патент RU №2405911 «Пакер разбуриваемый». МПК Е21В 33/12 опубл. в бюл. №34 от 10.12.2010 г.или патент RU №2137902 «Пакер-пробка разбуриваемый», МПК Е21В 33/12, Е21В 33/134 опубл. в бюл. №26 от 20.09.1999 г.).
В обсадной колонне 6 вырезают участок 10 (см. фиг.2) от глухого пакера 9 и до кровли нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2 (см. фиг.1) любым известным устройством, например, с помощью универсального вырезающего устройства (УВУ), спущенного в скважину на колонне труб (на фиг.1, 2, 3, 4, 5, 6 не показано). Длина вырезаемого участка 10 обеспечивает надежную изоляцию заколонного перетока в скважине 1 (см. фиг.1).
Расширяют ствол скважины в интервале вырезанной части 10 (см. фиг.2) обсадной колонны 6 (см. фиг.1), например, спуском гидромониторной насадки на колонне труб (на фиг.1, 2, 3, 4, 5, 6 не показано) и закачкой жидкости, например пресной воды, по колонне труб через гидромониторную насадку, которая под действием давления струи жидкости расширяет ствол скважины 1. Таким образом, производят расширение 11 (расширенный интервал) (см. фиг.3) ствола скважины 1 (см. фиг.1) в интервале вырезанной части 10 (см. фиг.2) обсадной колонны 6 (фиг.1).
После извлечения гидромониторной насадки с колонной труб в скважину 1 спускают колонну заливочных труб (на фиг.1, 2, 3, 4, 5, 6 не показано) и производят заливку расширенного интервала 11 (см. фиг.2) ствола скважины изолирующим составом с образованием изолирующего моста 12. Для этого в колонну заливочных труб закачивают изолирующий состав, в качестве которого используют микроцемент.
3
В качестве микроцемента используют супертонкий ультрацемент, производимый ЗАО «НПО «Полицелл» (г.Владимир) по ТУ 5739-019-56864391-2010. Применяют смесь микроцемента с водой. Воду смешивают с микроцементом при массовом соотношении, соответственно, 2:3. Использование микроцемента обеспечивает проникновение смеси воды и микроцемента в тонкие поры и трещины пласта 2 напротив расширенного интервала 11 ствола скважины 1. Смесь воды и микроцемента обладает высокой подвижностью, а прочность получаемого изолирующего моста 12 (см. фиг.3) выше прочности цементного камня, получаемого из смеси воды с обычным тампонажным цементом, используемым при ремонте скважин, что позволяет создать надежный и прочный экран, препятствующий притоку воды. Количество изолирующего состава, например, 2 м, подлежащего закачке с целью изоляции заколонного перетока в скважине 1, определяет технологическая служба нефтегазодобывающего управления опытным путем и зависит от высоты и диаметра расширенного интервала 11 ствола скважины 1.
3
Продавку микроцемента проводят с помощью продавочной жидкости, например, сточной воды, плотностью 1180 кг/м с образованием изолирующего моста 12 (фиг.3). После чего извлекают колонну заливочных труб (на фиг.1, 2, 3, 4, 5, 6 не показано) и оставляют скважину 1 (см. фиг.1) на ожидание затвердевания микроцемента (ОЗМ). После ОЗМ разбуривают изолирующий мост и глухой пакер 9 (см. фиг.2) с оставлением экрана 13 (см. фиг.4) напротив непроницаемого естественного пропластка 4 (см. фиг.1) и нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2 с диаметром, равным внутреннему диаметру обсадной колонны 6.
Разбуривание производят, например, с помощью долота и винтового забойного двигателя, спущенного в скважину 1 на колонне труб (на фиг.1, 2, 3, 4, 5, 6 не показано).
Далее отсекают водонасыщенную зону 3 (см. фиг.1) пласта 2 посадкой в обсадной колонне 6 ниже вырезанной части 10 (см. фиг.2) стационарного пакера 14, например, в интервале 1737-1739 м (см. фиг.4) перфорированным хвостовиком 15 с упором на забой 16 снизу и узлом герметизации 17 сверху. В качестве стационарного пакера 14 применяют пакер для поддержания пластового давления осевой или поворотной установки марки П-ЯДЖ-О или П-ЯДЖ, выпускаемые научно-производственной фирмой "Пакер" (г.Октябрьский, Республика Башкортостан, Российская Федерация).
Затем производят крепление вырезанного участка 10 (см. фиг.2) обсадной колонны 6 (см. фиг.1) в скважине 1 путем спуска дополнительной колонны 18 (см. фиг.5) с установкой ее напротив вырезанного участка 10 (см. фиг.2) обсадной колонны 6 (см. фиг.1) и герметичной фиксацией верхнего конца и нижнего конца дополнительной колонны 18 (см. фиг.5) в обсадной колонне 6 (см. фиг.1) выше и ниже вырезанного участка 10 (см. фиг.2) в скважине 1 (см. фиг.1).
Установка дополнительной колонны 18 (см. фиг.5) необходима, чтобы укрепить конструкцию скважины и предотвратить смещение обсадной колонны 6 (см. фиг.1), а также исключить разрушение цемента в скважине 1 и продлить срок ее эксплуатации.
В качестве дополнительной колонны 18 (см. фиг.5) может быть использована металлическая труба с наружным диаметром, меньшим внутреннего диаметра обсадной колонны 6 и толщиной стенки, исключающей смещение обсадной колонны 6 в скважине 1 с возможностью герметичной фиксации ее нижнего 19 (см. фиг.5) и верхнего 20 концов в обсадной колонне 6 (см. фиг.1), например, металлический «пластырь» или металлическая труба с двухпакерной компоновкой, т.е. оснащенная сверху и снизу пакерами (на фиг.1, 2, 3, 4, 5, 6 не показано). Например, устанавливают дополнительную колонну диаметром 120 мм с толщиной стенки 7 мм в обсадной колонне диаметром 168 мм и длиной Юме фиксацией в обсадной колонне 6 в интервале 1726,5 м (верхний конец) и 1736,5 м.
Узел герметизации 17 (см. фиг.4) представляет собой устройство, позволяющее герметично разобщать и сообщать как водонасыщенную зону 3 (см. фиг.1) пласта 2, так и нефтенасыщенную 5 зону пласта 2 (см. фиг.1 и 5) при разработке обводненного нефтяного месторождения.
Например, для отбора остаточной нефти при разработке обводненного нефтяного месторождения необходимо разобщить водонасыщенную зону 3 (см. фиг.1) пласта 2. Для этого в узел герметизации устанавливают заглушку любой известной конструкции (на фиг.1, 2, 3, 4, 5, 6 не показано), и таким образом отсекают водонасыщенную зону 3 (см. фиг.1) пласта 2.
Производят сверлящую перфорацию 19 (см. фиг.6) дополнительной колонны 18 напротив нефтенасыщеной зоны 5 (см. фиг.1) пласта 2. Сверлящая перфорация производится, например, с помощью сверлящего перфоратора ПС 112-70, предназначенного для перфорирования скважин, обсаженных колоннами диаметром 140.. 168 мм. Сверлящий перфоратор ПС 112-70 выпускается ООО НПО "Азимут" (г.Уфа, Республика Башкортостан, Российская Федерация). Спускают технологическую колонну труб с насосом и вводят в разработку нефтенасыщенную зону 5 пласта 2 (см. фиг.1 и 6).
Для ввода в разработку обводненного нефтяного месторождения водоносыщенной зоны 3 пласта 2 производят ее сообщение посредством узла герметизации 17 (см. фиг.4, 5). Для этого в скважину 1 (см. фиг.1) спускают технологическую колонну труб с насосом (на фиг.1, 2, 3, 4, 5, 6 не показано), причем нижний конец технологической колонны труб устанавливают в узел герметизации 17 (см. фиг.4). Таким образом, разобщают нефтенасыщенную зону 5 пласта 2 и вводят в разработку обводненного нефтяного месторождения водонасыщенную зону 3 пласта 2, например, для межскважинной перекачки сточной воды в целях поддержания пластового давления.
Таким образом, в процессе разработки обводненного нефтяного месторождения производят периодическую эксплуатацию нефтенасыщенной и водонасыщенной зон пласта.
Реализация предложенного способа позволит повысить эффективность способа разработки обводненного нефтяного месторождения за счет исключения заколонного перетока в скважине между водо- и нефтенасыщенной зонами пласта путем создания надежного и прочного экрана из изолирующего состава, отделяющего водонасыщенные зоны пласта от нефтенасыщенных зон с возможностью разработки как нефтенасыщенной зоны, так и водонасыщенной зоны пласта, а также повысить прочность конструкции скважины путем крепления обсадной колонны скважины напротив вырезанной части обсадной колонны.