способ разработки водонефтяной залежи

Формула изобретения

Способ разработки водонефтяной залежи, включающий разбуривание ее по проектной сетке, разделение скважин на категории в зависимости от толщины переходной зоны или непроницаемого пропластка в продуктивном пласте и, в зависимости от этого, отнесение их по назначению к нагнетательным или добывающим, а именно, скважины, относящиеся к первой категории с толщиной переходной зоны или непроницаемого пропластка до 1,5 м, используют как нагнетательные, скважины второй категории с толщиной 1,5-3 м и скважины третьей категории с толщиной более 3 м используют как добывающие и вскрытие продуктивного пласта перфорацией, отличающийся тем, что в скважинах второй категории с толщиной переходной зоны или непроницаемого пропластка 1,5-3 м перед эксплуатацией в качестве добывающих создают водонепроницаемый экран в водоносной части водонефтяного пласта под переходной зоной или непроницаемым пропластком толщиной, суммарная величина которого вместе с переходной зоной или непроницаемым пропластком составляет в пределах 5 м, причем нефтеносную часть пласта в скважинах второй и третьей категорий вскрывают в щадящем режиме с применением сверлящих или гидромеханических перфораторов.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и найдет применение при разработке водонефтяных залежей.

Известен способ разработки водонефтяной залежи, включающий прострел нефтеносной и водоносной частей водонефтяного пласта, применение погружного оборудования, устанавливаемого в скважинах напротив продуктивного пласта и обеспечивающего создание в них в определенные моменты так называемого "обратного" конуса, при котором происходит движение двухфазной жидкости в приствольной зоне продуктивного пласта сверху вниз, и раздельную циклическую откачку нефти и воды на поверхность (1).

Недостатками способа являются:

- необходимость вторичного вскрытия водоносной части пласта и применения дополнительно для этого специального внутрискважинного оборудования, что требует больших затрат;

- при вторичном вскрытии водоносной части кумулятивными перфораторами происходит разрушение крепи скважин;

- не достигается значительного снижения добычи попутной воды, вследствие этого ограничено его применение.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки водонефтяной залежи, включающий разбуривание ее по проектной сетке, разделение скважин на категории в зависимости от толщины переходной зоны или непроницаемого пропластка в продуктивном пласте и, в зависимости от этого, отнесение их по назначению к нагнетательным или добывающим и вскрытие продуктивного пласта перфорацией (2).

Способ нашел определенное применение на промыслах, однако в процессе эксплуатации выяснилось, что скважины второй и третьей категорий, имеющие соответственно переходную зону или непроницаемый пропласток 1,5-3 м и более 3-х м, или преждевременно обводнялись, или эксплуатировались с повышенным содержанием попутной воды, что вынуждало проводить в последующем сложный комплекс ремонтно-изоляционных работ, приводящий к большим материальным затратам.

Задачей изобретения является повышение эффективности разработки водонефтяной залежи и экономии материальных затрат.

Указанная задача решается предлагаемым способом, включающим разбуривание залежи по проектной сетке, разделение скважин на категории в зависимости от толщины переходной зоны или непроницаемого пропластка в продуктивном пласте и, в зависимости от этого, отнесение их по назначению к нагнетательным или добывающим, а именно скважины, относящиеся к первой категории с толщиной переходной зоны или непроницаемого пропластка до 1,5 м, используют как нагнетательные, скважины второй категории с толщиной 1,5-3 м и скважины третьей категории с толщиной более 3-х м используют как добывающие, и вскрытие продуктивного пласта перфорацией.

Новым является то, что в скважинах второй категории с толщиной переходной зоны или непроницаемого пропластка 1,5-3 м перед эксплуатацией в качестве добывающих создают водонепроницаемый экран в водоносной части водонефтяного пласта под переходной зоной или непроницаемым пропластком толщиной, суммарная величина которого вместе с переходной зоной или непроницаемым пропластком составляет в пределах 5 м, причем нефтеносную часть пласта в скважинах второй и третьей категорий вскрывают в щадящем режиме.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Водонефтяную залежь разбуривают скважинами по проектной сетке. В процессе разбуривания водонефтяной зоны геофизическими методами, отбором керна, пробной эксплуатацией скважин и др. определяют толщину и свойства переходной зоны, толщину непроницаемого пропластка между нефтеносной и водоносной частями пласта, их площадное распространение, влияние этих показателей на обводнение продукции и др. На основе этой информации все скважины разделяют на три категории, а именно, скважины с толщиной переходной зоны или непроницаемого пропластка до 1,5 относят к первой категории и переводят в фонд нагнетательных, пьезометрических и др., т.к. они не обеспечивают рентабельный для эксплуатации дебит из-за высокой обводненности. Скважины с толщиной 1,5-3 м и более 3-х м относят соответственно ко второй и третьей категориям и используют их как добывающие.

Особенностью предлагаемого способа является то, что в скважинах второй категории перед эксплуатацией создают водонепроницаемый экран в водоносной части непосредственно под переходной зоной или непроницаемым пропластком.

Эти работы осуществляют следующим образом.

После крепления скважины (спуск эксплуатационной колонны, цементирование, ожидание затвердевания цемента) вскрывают перфорацией водоносную часть пласта под переходной зоной или непроницаемым пропластком из расчета, чтобы суммарная толщина переходной зоны или непроницаемого пропластка плюс перфорированная толщина пласта равнялась примерно 5 м. Указанная величина диктуется требованием допустимого перепада давления на 1 пог. м цементного кольца, равного 2,0 МПа, и создаваемой депрессии на пласт при эксплуатации в пределах 8,0-9,0 МПа. Например, если переходная зона или непроницаемый пропласток равны 2 м, то водоносная часть перфорируется в интервале 3-х м.

Затем спускают колонну насосно-компрессорных труб и промывают забой скважины, определяют приемистость пласта и закачкой полимерного материала (например, нефтепириносернокислотную смесь, водонабухающий полимер и т.д.) создают экран в водоносной части пласта. Радиус экрана определяют расчетным путем исходя из коллекторских свойств пласта, толщины перфорированного интервала и т.д.

Затем закачкой цементного раствора устанавливают мост напротив фильтра водоносной части пласта.

После затвердевания цементного раствора нефтеносную часть пласта вскрывают перфораторами в щадящем режиме: сверлением, гидромеханическим способом (ПГМ-146, ПГМ-168).

В скважинах третьей категории нефтеносную часть пласта вскрывают в пределах 0,5-0,6 части ее толщины также в щадящем режиме с применением сверлящих или гидромеханических перфораторов.

После проведения указанных работ скважины вводят в эксплуатацию.

Технико-экономические преимущества предлагаемого способа заключаются в том, что, благодаря четкой привязке конкретных геолого-технических мероприятий к скважинам разных категорий водонефтяной залежи, повышается эффективность ее разработки, выражающаяся в оптимальном режиме эксплуатации скважин при минимальном уровне добычи воды и приводящая к значительной экономии материальных средств.

Использованная информация

Аналог. Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации нефтяных скважин / И.И. Клещенко и др. М.: Недра, 1998, с.183, рис.5.8.

Прототип. Габдуллин Р.Г. и др. Особенности переходной зоны и ее влияние на разработку ВНЗ // Нефт. хоз-во. - 1983. - 10. - С.31-34.