способ разработки многопластового нефтяного (газового) месторождения

Формула изобретения

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВОГО НЕФТЯНОГО (ГАЗОВОГО) МЕСТОРОЖДЕНИЯ, включающий создание в породе вокруг добывающих скважин выше продуктивных пластов или в верхней прикровельной части вышележащего продуктивного пласта резервуаров-каверн, оборудование скважин колоннами лифтовых труб, подачу добываемой продукции в среднюю часть каверн, отделение воды от углеводородов и отбор углеводородов из верхней части каверн, отличающийся тем, что каверны сооружают в скважинах двух и более разрабатываемых пластов, причем по крайней мере в одной из скважин отделенную в каверне воду из продукции вышележащего продуктивного пласта направляют в нижележащий продуктивный пласт и одновременно с этим по крайней мере в одной из скважин отделенную в каверне воду из продукции нижележащего продуктивного пласта направляют в вышележащий продуктивный пласт, при этом давление в средней части каждой каверны P_к поддерживают в соответствии с выражением



где P_в давление у кровли пласта, в который в данной скважине отводят воду, Па;

P_с давление у кровли пласта, из которого в данной скважине отбирают продукцию, Па;

g ускорение силы тяжести, g 9,81 м/с²;

h_в расстояние по вертикали от середины каверны до кровли пласта, в который отводят воду, м;

h_с расстояние от середины каверны до кровли пласта, из которого в данной скважине отбирают продукцию, м;

_c плотность продукции, поступающей из разрабатываемого пласта в каверну, кг/м³;

_в плотность воды, выделившейся в каверне, кг/м³.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефте- и газодобывающей промышленности и может применяться при разработке месторождений, в продукции которых вместе с углеводородами содержится вода. Разработка таких месторождений обычно связана с дополнительными затратами энергии на подъем воды, а также необходимостью утилизации воды, отобранной вместе с углеводородами.

Известен способ одновременной раздельной добычи нефти и воды из обводненных скважин [1] согласно которому добытая из скважины вода подается в обводненную часть продуктивного горизонта или в вышележащие водоносные горизонты через ту же скважину, из которой она добыта. Недостатком данной технологии является то, что она предусматривает подъем на повеpхность попутной воды, на что расходуется дополнительная энергия и требуется дополнительное обустройство нефтепромысла.

Известен способ разработки нефтяных и газовых месторождений [2] согласно которому подземный резервуар-каверну размещают в верхней части продуктивного пласта, оборудуют скважину колоннами лифтовых труб и подают добываемую продукцию в среднюю часть каверны, в которой происходит отделение воды от углеводородов, отбирают углеводороды из верхней части каверны, а воду из нижней части каверны направляют в пласт.

Недостатком данного способа является снижение приемистости пласта, обусловленное ростом в нем давления из-за отсутствия отборов воды, вследствие чего становится невозможной "промывка" коллектора и форсированный отбор из него жидкости, что приводит к снижению величины конечного коэффициента нефтеизвлечения или газоотдачи.

Цель изобретения увеличение коэффициента нефтеизвлечения из многопластового месторождения без подъема воды на поверхность.

Цель достигается тем, что на многопластовом месторождении, по крайней мере, в одной из скважин отделенную в каверне воду из продукции вышележащего продуктивного пласта направляют без подъема на поверхность в нижележащий продуктивный пласт, и одновременно с этим, по крайней мере, в одной из скважин отделенную в каверне воду из продукции нижележащего пласта направляют без подъема на поверхность в вышележащий продуктивный пласт. Давление на уровне середины каждой каверны (Р_к, Па) поддерживают в пределах, определяемых из соотношения



(1) где P_b, P_c давление у кровли пласта, соответственно, в который отводят воду и из которого отбирают продукцию, Па;

g ускорение силы тяжести, g=9,81 м/с²;

h_b расстояние по вертикали от середины каверны до кровли пласта, в который в данной скважине отводят воду, м;

h_c расстояние от середины каверны до кровли пласта, из которого в данной скважине отбирают продукцию, м;

_в- плотность воды, кг/м³;

_в плотность отбираемой продукции, кг/м³ (средняя по высоте).

Существенным отличием данного способа от прототипа является то, что одновременно в разных скважинах многопластового месторождения осуществляют отбор продукции из одного из пластов и отводят отделенную в каверне воду в другой продуктивный пласт. Это позволяет избежать снижения или роста давления в каждом из разрабатываемых пластов ниже (или выше) допустимого. Происходит одновременное заводнение обоих пластов. При этом в одной (одних) из скважин добываемую продукцию из вышележащего продуктивного пласта направляют в среднюю часть каверны, где происходит разделение на углеводороды и воду, которую отводят в нижележащий продуктивный пласт, и одновременно с этим в другой (других) из скважин добываемую продукцию из упомянутого нижележащего продуктивного пласта направляют в среднюю часть каверны, и отделенную в каверне воду отводят в упомянутый вышележащий продуктивный пласт.

Существенным также является то, что давление на уровне середины каверны поддерживают в пределах, определяемых соотношением (1); благодаря этому предотвращается уход углеводородов в поглощающий пласт.

Контроль за давлением в каверне осуществляется по показаниям датчика давления, установленного в скважине на уровне середины каверны или расчетным путем по показаниям устьевого манометра. В случае нарушения соотношения (1), изменяется темп отбора углеводородов из скважин. Периодически замеряется давление в остановленных скважинах для определения пластового давления в каждом из разрабатываемых пластов. На основе данных о накопленной добыче углеводородов и текущем пластовом давлении с использованием уравнения материального баланса рассчитывается количество воды, поступившей в каждый из разрабатываемых пластов, и при необходимости повышения пластового давления, в данный пласт вводится вода из других источников.

Изобретение поясняется фиг. 1-3.

Способ осуществляется следующим образом.

Вокруг скважины 1 выше продуктивного пласта 2 образуют каверну 3. В обсадных трубах, перекрывающих каверну, в трех интервалах выполняют отверстия нижний интервал 4, средний интервал 5, верхний интервал 6. Спускают в скважину колонну лифтовых труб 7 с пакерами 8,9, 10 и 11, устанавливаемыми соответственно между вышележащим продуктивным пластом 2 и нижележащим продуктивным пластом 12, между вышележащим продуктивным пластом 2 и отверстиями нижнего интервала 4 перфорации обсадных труб, между отверстиями нижнего интервала 4 и отверстиями среднего интервала 5 перфорации обсадных труб, между отверстиям среднего интервала 5 и отверстиями верхнего интервала 6 перфорации труб, перекрывающих каверну 3. В нижней части колонны лифтовых труб устанавливают трубу с радиальным отверстием 13. В компоновку колонны лифтовых труб 7 включают патрубок 14 с отверстием 15, которое располагают на уровне или выше отверстий верхнего интервала 6 перфорации обсадных труб, и патрубок 16 с отверстием 17, располагаемым между пакерами 9 и 10. Вышележащий продуктивный пласт 2 соединяют каналом 18 (предусматривается в компоновке колонны лифтовых труб) с пространством между пакерами 10 и 11. На устье скважины устанавливают фонтанную арматуру 19, манометры 20 и 21.

После освоения скважину 1 пускают в работу по колонне лифтовых труб. Выходящая из продуктивного пласта 2 продукция поднимается вверх по каналу 18 и поступает в пространство между пакерами 10 и 11, а оттуда через отверстия среднего 5 интервала перфорации обсадных труб в каверну 3. В каверне 3 осуществляется сепарация продукции, поступившей из вышележащего продуктивного пласта 2, вода отделяется от углеводородов, которые поднимаются в верхнюю часть каверны, а затем через отверстия в верхнем интервале 6 перфорации обсадных труб и отверстие 15 в патрубке 14 поднимаются по колонне лифтовых труб 7 к устью скважины. Оседающая в каверне вода через отверстия нижнего интервала 4 перфорации обсадных труб поступает в пространство между пакерами 9 и 10, а оттуда через отверстие 17 в патрубке 16 в колонну лифтовых труб 7, по которым стекает вниз, проходит через отверстие 13 и поступает в нижележащий пласт 12.

Во второй скважине 22, вводимой в эксплуатацию одновременно со скважиной 1, отбор продукции осуществляют из нижнего пласта 12, а отделенную в каверне 23 воду направляют в вышележащий пласт 2. В этой скважине обсадные трубы, перекрывающие каверну, тоже перфорируют в трех различных по высоте интервалах нижний интервал 24, средний интервал 25, верхний интервал 26. На колонне лифтовых труб 27 спускают пакеры 28, 29, и 30, которые устанавливают соответственно между вышележащим пластом 2 и нижележащим пластом 12, между отверстиями нижнего 24 и среднего 25 интервалов, и между отверстиями среднего 25 и верхнего 26 интервалов перфорации обсадных труб, перекрывающих каверну. В компоновку колонны лифтовых труб включаются два патрубка верхний 31 с отверстием 32 и нижний 33 с отверстиями 34, между отверстиями 33 и 34 в колонне лифтовых труб устанавливают глухую пробку 35, а патрубки 31 и 33 размещают так, чтобы отверстие 32 было на уровне или выше отверстий верхнего интервала 26 перфорации, а отверстие 34 между пакерами 29 и 30. В нижней части колонны лифтовых труб устанавливают трубу с радиальным отверстием 36. На устье скважины устанавливается фонтанная арматура 37 и манометры 38 и 39.

После освоения скважину 22 пускают в работу по колонне лифтовых труб. Выходящая из продуктивного пласта 12 продукция проходит через отверстие 36 и по колонне лифтовых труб 27 поднимается вверх, через отверстие 34 поступает в пространство между пакерами 29 и 30, а оттуда через отверстия среднего интервала 25 перфорации обсадных труб в среднюю часть каверны 23, где осуществляется отделение углеводородов от воды. Углеводороды поднимаются в верхнюю часть каверны и через отверстия верхнего 26 интервала перфорации и отверстие 32 попадают в колонну лифтовых труб 27 и поднимаются к устью. Вода, оседающая в нижней части каверны, через отверстия нижнего 24 интервала перфорации поступает в затрубное пространство 40 и по нему стекает вниз и поступает в вышележащий продуктивный пласт 2.

Регулирование расходов углеводородов, отбираемых из скважин 1 и 22, осуществляется так, чтобы в скважинах на уровне середины каждой каверны поддерживалось давление в пределах, определяемых из соотношения (1). Необходимое для расчетов устьевое давление замеряется манометрами 20 и 38.

Способ реализуется при помощи известных технических средств труб, пакеров, обратных клапанов, манометров. Каверны образуют путем растворения, если порода представлена солями или размыва, если порода представлена глинами, с использованием гидропескоструйных и гидромониторных устройств. Для повышения надежности эксплуатации скважин в заданном режиме (отбор продукции и отвод воды в определенных интервалах) на канале 18 отбора продукции в каверну (скважина 1) и в отверстии 36 на колонне лифтовых труб скважины 22 установлены обратные клапаны 41 и 42 (фиг. 2 и 3).

Кроме того, в скважине 22 вода из каверны отводится в продуктивный пласт 2 через обводной патрубок 43 с обратным клапаном 44 в обход пакера 45, установленного между продуктивным пластом 2 и нижним интервалом перфорационных отверстий 24 (фиг. 3), а для предотвращения обратного поступления воды из пласта 12 в скважину 1 отверстие 13 оборудуется обратным клапаном 46 (фиг. 2).

П р и м е р. Предлагаемый способ может быть применен при разработке Коробковского месторождения для добычи безводного природного газа из двух газовых залежей верейской и массивной, расположенных, соответственно, на глубинах 600 и 1450 м, с использованием скважин 114 и 157. До применения данного способа скважина 114 эксплуатировала газовую залежь верейского горизонта с дебитом около 5-7 тыс. м³/сут, скважина 157 массивную газовую залежь Коробковского месторождения с дебитом около 10-12 тыс. м³/сут. В продукции скважин вместе с газом содержится большое количество (50-130 м³/сут) попутной пластовой воды, содержащей в небольшом количестве сероводород. Обе залежи являются пластовыми, сводовыми и подстилаются пластовой водой. Разработка залежей ведется на активном упруговодонапорном режиме. Вытесняющим природный газ агентом является контурная вода, которая вместе с газом прорывается к добывающим скважинам и выносится на поверхность, создавая определенные проблемы при подготовке газа для окружающей среды и необходимости захоронения (закачке в поглощающий пласт) сточных вод.

Для осуществления способа, необходимо в скважине 114 разбурить нижележащий цементный мост, подготовить и освоить интервал коллектора в зоне расположения массивной газовой залежи, а в скважине 157 освоить интервал коллектора в пределах продуктивного пласта верейского горизонта. В вышележащем (глубина 300 м) байосском ярусе в обеих скважинах гидропескоструйным способом создаются каверны диаметром 2 м. Скважины 114 и 157 оборудуются в соответствии со схемой фиг. 1, причем скважина 114 оборудуется и осваивается для добычи из газовой залежи верейского горизонта и отводом воды в нижележашую массивную газовую залежь, а скважина 157 для добычи газа из массивной залежи и отводом воды в залежь верейского горизонта. Таким образом, между двумя скважинами по каждому пласту создается перепад давления, равный сумме депрессии (по продукции) в добывающем и репрессии (по воде) в поглощающем интервалах продуктивных пластов. Давление на головке обеих скважин должно быть в пределах 0,55-0,57 МПа (давление на входе дожимной компрессорной станции). Пластовое давление в газовой залежи верейского горизонта составляло 3,5 МПа, в массивной газовой залежи 7,1 МПа, давление в каверне на уровне газоводяного раздела можно быть равно 0,58-0,60 МПа. Приведенные выше давления вполне обеспечивают работоспособность обеих скважин с повышенным суточным отбором безводного газа. Дебит газа по скважине 114 составит в среднем 55 тыс. м³/сут, по скважине 157-62 тыс. м³/сут. В результате внедрения предлагаемого способа текущий уровень добычи газа увеличится в 6,9 раза, увеличится конечный коэффициент газоотдачи продуктивных пластов, будет получена существенная экономия энергии, затрачиваемой ранее на закачку воды в поглощающий горизонт, и средств на ремонт оборудования из-за коррозионного воздействия сероводорода.