способ разработки нефтяного месторождения

Формула изобретения

Способ разработки нефтяного месторождения, включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, добычу нефти через добывающие скважины, выделение участков куполообразных поднятий, превышающих абсолютные отметки пласта, отличающийся тем, что в скважинах, расположенных на вершинах куполообразных поднятий, отсекая пакером, изолируют обводнившуюся часть вскрытого продуктивного пласта химическими реагентами и/или тампонажным раствором, продавливая буферной жидкостью, после чего для увеличения нефтеотдачи дополнительно обрабатывают химическими реагентами часть вскрытого продуктивного пласта выше пакера, после дополнительной обработки продуктивного пласта производят дополнительное вскрытие продуктивного пласта выше пакера, но ниже кровли продуктивного пласта, далее используют данные скважины в качестве добывающих, остальные скважины, связанные гидродинамически с данными скважинами в пределах данного продуктивного пласта, переводят в нагнетательные, в которые закачивают рабочий агент.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, к области разработки нефтяных месторождений, приуроченных к куполообразным поднятиям, и может быть использовано в заключительной стадии эксплуатации месторождений.

Известен способ разработки нефтяного месторождения (а.с. № 1606686, МПК 7 Е21В 43/20, опубл. Бюл. № 42 от 15.11.90 г.), включающий бурение сетки нагнетательных и добывающих скважин, закачку воды через нагнетательные скважины, добычу нефти через добывающие скважины, бурение дополнительных скважин, определение коэффициента нефтеотдачи, при этом с целью уменьшения количества дополнительно буримых скважин при сохранении проектной нефтеоотдачи поэтапно кратковременно останавливают часть работающих скважин с учетом послойной и зональной неоднородности, при этом для работающей группы скважин определяют нефтеотдачу для конечной стадии разработки, выбирают из различных вариантов групп скважин максимально необходимую нефтеотдачу для получения проектной нефтеоотдачи и на основе максимально необходимой нефтеоотдачи определяют сетку скважин по следующей зависимости:

где S - плотность сетки скважин;

А - коэффициент, характеризующий вытеснение нефти из охваченного дренированием объема месторождения;

В - коэффициент, характеризующий не охваченный вытеснением объем месторождения при различной плотности сетки скважин.

Недостатками данного способа является высокая вероятность ошибочного подсчета сетки скважин из-за неточного подбора коэффициентов в расчетной зависимости. Кроме того, данному способу присуща низкая нефтеотдача из-за не охваченных разработкой целиков нефти в зонах вершин куполообразных поднятий.

Наиболее близким по достигаемому результату является способ разработки нефтяного месторождения (варианты) (патент RU № 2254457, МПК Е21В 43/20, 43/30, опубл. в Бюл. № 17 от 20.06.2005 г.).

Согласно первого варианта способ разработки нефтяного месторождения включает бурение нагнетательных и добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, добычу нефти через добывающие скважины, выделение участков куполообразных поднятий, превышающих абсолютные отметки пласта, размещение на этих участках дополнительных скважин, отличающийся тем, что проектируют размещение скважин на вершинах куполообразных поднятий даже и с нарушением равномерности проектной сетки скважин, а после полного разбуривания сетки скважин и в случае уточнения по данным пробуренных скважин местонахождения вершин куполообразных поднятий бурят с ближайших скважин боковые стволы в сторону уточненных вершин куполообразных поднятий, контролирующих месторождение, причем в ближайших скважинах и боковых стволах, размещенных на вершинах куполообразных поднятий, вскрывают интервал продуктивного пласта между абсолютной отметкой кровли в этой скважине и абсолютной отметкой, соответствующей кровле в ближайшей скважине.

Согласно второго варианта способ разработки нефтяного месторождения включает бурение нагнетательных и добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, добычу нефти через добывающие скважины, выделение участков куполообразных поднятий, превышающих абсолютные отметки пласта, размещение на этих участках дополнительных скважин, отличающийся тем, что проектируют размещение скважин на вершинах куполообразных поднятий даже и с нарушением равномерности проектной сетки скважин, а после полного разбуривания сетки скважин и в случае уточнения по данным пробуренных скважин местонахождения вершин куполообразных поднятий бурят с ближайших скважин боковые стволы в сторону уточненных вершин куполообразных поднятий, контролирующих месторождение, причем в ближайших скважинах и боковых стволах, размещенных на вершинах куполообразных поднятий, когда абсолютная отметка кровли продуктивного пласта по ближайшим скважинам ниже отметки подошвы продуктивного пласта в боковых стволах, вскрывают весь пласт.

Недостатком данного способа являются значительные затраты осуществления данного способа, связанные с бурением боковых стволов в сторону вершин куполообразных поднятий. Кроме того, для эффективной разработки месторождения по предложенному способу необходимо (уточнение) точное вскрытие пласта, когда абсолютная отметка кровли продуктивного пласта по ближайшим скважинам ниже отметки подошвы продуктивного пласта в боковых стволах, либо вскрывают интервал продуктивного пласта между абсолютной отметкой кровли в этой скважине и абсолютной отметкой, соответствующей кровле в ближайшей скважине.

Задачей изобретения является снижение материальных и финансовых затрат на осуществление способа и повышение эффективности разработки нефтяного месторождения.

Поставленная задача решается способом разработки нефтяного месторождения, включающим бурение нагнетательных и добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, добычу нефти через добывающие скважины, выделение участков куполообразных поднятий, превышающих абсолютные отметки пласта.

Новым является то, что в скважинах, расположенных на вершинах куполообразных поднятий, отсекая пакером, изолируют обводнившуюся часть вскрытого продуктивного пласта химическими реагентами и/или тампонажным раствором, продавливая буферной жидкостью, после чего для увеличения нефтеотдачи дополнительно обрабатывают специальными химическими реагентами часть вскрытого продуктивного пласта выше пакера, далее используют данные скважины в качестве добывающих, остальные скважины, связанные гидродинамически с данными скважинами в пределах данного продуктивного пласта, переводят в нагнетательные, в которые закачивают рабочий агент.

Новым также является то, что после дополнительной обработки специальными химическими реагентами продуктивного пласта производят дополнительное вскрытие продуктивного пласта выше пакера, но ниже кровли продуктивного пласта.

На фигуре 1 изображена схема осуществления предлагаемого способа разработки нефтяного месторождения.

На фигуре 2 изображена схема изоляции обводнившейся части вскрытого продуктивного пласта химическими реагентами и/или тампонажным раствором, продавливая буферной жидкостью.

Пример конкретного выполнения предлагаемого способа.

Производят бурение скважин 1, 2, 3, 4 (см. фиг.1) и вскрытие продуктивного пласта 5 в каждой из указанных скважин. После чего скважины 1, 2, 3, 4 запускают в эксплуатацию как добывающие, причем в процессе эксплуатации продуктивный пласт 5 постепенно обводняется, причем скважины 1 и 4, находящиеся у основания куполообразных поднятий ниже абсолютных отметок продуктивного пласта 5, обводняются полностью. Скважины 2 и 3, находящиеся на вершинах куполооборазных поднятий 6, превышающих абсолютные отметки продуктивного пласта 5, обводняются частично, только в нижнем интервале вскрытия, а в верхнем интервале вскрытия, то есть ниже вершины куполообразных поднятий 6, остаются зоны остаточной нефти 7. Далее в скважины 2 и 3 на колонне труб 8, заглушенной снизу и (см. фиг.2) имеющей верхний 9 и нижний 10 ряды радиальных отверстий, которые расположены соответственно напротив зон остаточной нефти 7 и обводнившейся части 11 (см. фиг.1 и 2) куполообразных поднятий 6 продуктивного пласта 5, спускают пакер 12 (см. фиг.2), которой устанавливают на границе водонефтяного контакта (ВНК) 13, при этом верхние радиальные отверстия колонны труб 8 в исходном положении герметично изнутри перекрыты полой втулкой 14, имеющей возможность взаимодействия сверху с продавочной пробкой (на фиг.1 и 2 не показано) и закрепленной относительно колонны труб 8 срезным элементом 15. Далее в скважинах 2 и 3 изолируют обводнившуюся часть 11 вскрытого продуктивного пласта 5 химическими реагентами (см., например, патент RU № 2283422, Е21В 33/138, С09К 8/82, 8/84, Бюл. № 25 от 10.09.2006 г.), тампонажным раствором (см., например, патент RU № 2261322, Е21В 33/138, Бюл. № 27 от 27.09.2005 г.) или тампонажным составом, состоящем из тампонажного раствора и химических реагентов (см., например, патент RU № 2280758, Е21В 33/138, Бюл. № 21 от 27.07.2006 г.), которые продавливают буферной жидкостью по колонне труб 8 посредством продавочной пробки. В процессе продавки продавочная пробка под действием давления закачки буферной жидкости в конце цикла продавки вступает во взаимодействие сверху с полой втулкой 14 и разрушает срезной элемент 15. В результате полая втулка 14 вместе с продавочной пробкой опускаются вниз по колонне труб 8 и упираются в заглушенный нижний конец последней, при этом полая втулка 14 открывает верхний ряд 9 радиальных отверстий и герметично перекрывает нижний ряд 10 радиальных отверстий в колонне труб 8, предотвращая тем самым обратное поступление химических реагентов и/или тампонажного раствора из обводнившейся части 11 куполообразных поднятий 6 продуктивного пласта 5 и дает возможность проведения дальнейших работ по колонне труб 8 с зонами остаточной нефти 7 куполообразных поднятий 6 продуктивного пласта 5. Далее для увеличения нефтеотдачи зоны остаточной нефти 7 продуктивного пласта выше пакера 12, но ниже кровли 16 (см. фиг.1 и 2) куполообразных поднятий 6 продуктивного пласта 5, дополнительно обрабатывают специальными химическими реагентами и производят дополнительное вскрытие 17 (перфорационные отверстия, см. фиг.2) куполообразных поднятий 6 продуктивного пласта 5 в этом же интервале. После чего используют скважины 2 и 3 (см. фиг.1) в качестве добывающих. Скважины 1 и 4, находящиеся у основания куполообразных поднятий ниже абсолютных отметок продуктивного пласта 5, обводнившиеся полностью и связанные гидродинамически со скважинами 2 и 3 в пределах данного продуктивного пласта 5, переводят в нагнетательные. Далее производят закачку рабочего агента (жидкость, горячий пар) через нагнетательные скважины 1 и 4, а добычу нефти производят через добывающие скважины 2 и 3.

Осуществление предлагаемого способа дешево, поскольку исключает бурение боковых стволов, а все затраты заключаются только в установке пакера, а также изоляции химическими реагентами и/или тампонажным раствором обводнившейся части продуктивного пласта, обработке специальными химическими реагентами и дополнительном вскрытии продуктивного пласта. Эффективность же способа заключается в том, что добывающие и нагнетательные скважины гидродинамически связаны в пределах одного продуктивного пласта, что увеличивает вытеснение нефти из зон остаточной нефти в добывающие скважины при закачке рабочего реагента в нагнетательные скважины.