способ разработки нефтяной залежи

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины, остановку, по крайней мере, одной скважины, ликвидацию части обсадной колонны и образование каверны, отличающийся тем, что ликвидацию части обсадной колонны и образование каверны проводят на разных ярусах скважины с выполнением на одном ярусе в месте каверны нескольких боковых фильтрационных каналов малого диаметра, с наклонным профилем и под разными азимутальными углами, в которые проталкивают фильтры-колонны, причем боковые фильтрационные каналы выполняют гидроструйной перфорацией, начиная с нижнего яруса скважины, а интервалы многоярусных стволов крепят профильными перекрытиями, которые перфорируют.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что остановленную скважину после оборудования используют как добывающую.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что остановленную скважину после оборудования используют как нагнетательную.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при работах, связанных с повышением производительности скважин.

Известен способ разработки нефтяного месторождения, включающий отбор нефти через добывающие скважины, поддержание давления заводнением продуктивных пластов, в скважинах, расположенных вблизи зон низкой продуктивности с предельно допустимой обводненностью, зарезку дополнительного ствола с горизонтальным или близким к нему наклонным участком, вскрывающим зону низкой продуктивности, и ввод скважины в эксплуатацию с отбором нефти из этой зоны (Заявка РФ N 97116121/03, кл. E 21 B 43/20, опублик. 1999 г.).

Недостатком известного способа является невысокий охват пласта воздействием.

Известен способ разработки нефтегазового месторождения путем бурения многозабойных нагнетательных и добывающих скважин, закачки вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбора продукции через добывающие скважины, бурения дополнительных стволов многозабойных скважин в ориентированных с учетом геологического строения месторождения вертикальных плоскостях (Патент РФ N 618985, кл. E 21 B 43/20, опублик. 1999 г.).

Способ обеспечивает выработку некоторых трудноизвлекаемых запасов нефти продуктивного пласта, однако охват пласта воздействием остается невысоким.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки неоднородной многопластовой нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины из пластов, на поздней стадии разработки залежи остановку, по крайней мере, одной скважины, цементирование под давлением ранее перфорированных интервалов и установку в скважине цементного моста с образованием нового искусственного забоя выше интервалов перфорации, ликвидацию части обсадной колонны и образование каверны выше верхнего интервала перфорации, в месте каверны бурение нового наклонного ствола скважины с переходом на горизонтальный ствол в невыработанном пласте или наклонный ствол, проходящий через несколько невыработанных пластов, расположение новых забоев на расстоянии не менее 50 м от забоев ранее пробуренных скважин (Патент РФ N 2097536, кл. E 21 B 43/20, опублик. 1997 г. - прототип).

Известный способ позволяет вовлечь в разработку низкопроницаемые пласты, однако при этом сохраняется невысокий охват залежи воздействием.

В предложенном изобретении решается задача повышения охвата залежи воздействием и, вследствие этого, повышение нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины, остановку, по крайней мере, одной скважины, ликвидацию части обсадной колонны и образование каверны, согласно изобретению ликвидацию части обсадной колонны и образование каверны проводят на разных ярусах скважины с выполнением на одном ярусе в месте каверны нескольких боковых фильтрационных каналов малого диаметра, с наклонным профилем и под разными азимутальными углами, в которые проталкивают фильтр-колонны, причем боковые фильтрационные каналы выполняют гидроструйной перфорацией, начиная с нижнего яруса скважины, а интервалы многоярусных стволов крепят профильными перекрытиями, которые перфорируют. Остановленную скважину после оборудования используют как добывающую или как нагнетательную.

Сущность изобретения

При разработке нефтяной залежи часть запаса залежи остается неохваченной воздействием. Поскольку залежь неоднородна, выработка запасов из пластов происходит неравномерно. В разработке участвуют, как правило, 40-60% нефтенасыщенных толщин. Охватываются разработкой, в основном, высокопроницаемые пласты. Кроме того, вследствие образовавшихся перетоков воды вдоль ствола скважины часть запасов остается как бы захороненной в залежи. Ликвидация таких перетоков известными средствами носит временный характер и во многом неэффективна. Из-за близости водонефтяных и газонефтяных контактов не вскрываются целые пласты высокой продуктивности, которые не могут быть вовлечены в разработку обычными методами. По этим причинам нефтеотдача неоднородной нефтяной залежи бывает на 10-20 пунктов ниже, чем обычной залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения охвата залежи воздействием и, вследствие этого, повышение нефтеотдачи залежи за счет вовлечения в разработку ранее неработавших продуктивных пластов в бездействующих, простаивающих, низкопродуктивных, нерентабельных, высокообводненных скважинах. Задача решается следующей совокупностью операций.

Разрабатывают нефтяную залежь. Ведут закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Останавливают, по крайней мере, одну нагнетательную и/или добывающую скважину. На разных ярусах скважины вырезают части эксплуатационной колонны на необходимую высоту. При этом в окружающей породе неизбежно образуются каверны. Выполняют боковые фильтрационные каналы гидроструйной, например, гидропескоструйной перфорацией. Боковые фильтрационные каналы выполняют малого диаметра порядка 92 - 95 мм и с наклонным профилем - уклоном порядка 10 - 20 град. На одном ярусе скважины из одной каверны выполняют несколько боковых фильтрационных каналов, размещенных веером под разными азимутальными углами. Предпочтительным является расположение 4 боковых фильтрационных каналов через 90 град. Длина боковых фильтрационных каналов составляет предпочтительно 10 - 20 м. В образованные боковые фильтрационные каналы проталкивают фильтр-колонны, являющиеся эквивалентом обсадной колонны. Фильтр-колонны выполняют из стали, перфорируют по всей поверхности и с предпочтительной длиной порядка 10 м и наружным диаметром порядка 90 мм. Интервалы образования многоярусных стволов крепят установкой профильных перекрытий, которые перфорируют.

Согласно известным техническим решениям бурение дополнительных горизонтальных стволов из существующих скважин выполняют с весьма большим радиусом перехода от вертикального ствола к горизонтальному (слабо наклонному). В предложенном способе боковые фильтрационные каналы выполняют с нулевым радиусом перехода, т.е. боковой фильтрационный канал практически перпендикулярен вертикальному стволу.

В скважине могут быть выполнены боковые фильтрационные каналы на одном, двух и более ярусах в зависимости от толщины пласта и его свойств. В добывающей скважине через боковые фильтрационные каналы отбирают нефть, в нагнетательной скважине через боковые фильтрационные каналы закачивают рабочий агент.

Выполнение боковых фильтрационных каналов скважины и фактическая ликвидация прежнего ствола приводят к ликвидации образовавшихся перетоков воды. При этом в течение весьма длительного срока отпадает необходимость в проведении изоляционных работ. Кроме того, длина боковых фильтрационных каналов позволяет выйти за границы закольматированной призабойной зоны скважины и перейти к зоне пластовой проницаемости, что позволяет существенно интенсифицировать работу скважины.

Использование существующего ствола скважины для выполнения новых стволов позволяет экономить на бурении основного ствола и удешевлять производство работ. Повышение охвата пластов воздействием и равномерность выработки запасов позволяют повысить нефтеотдачу залежи на 5 - 10 пунктов. Предлагаемый способ дает увеличение текущего среднесуточного дебита в 12-15 раз по сравнению с прилегающими скважинами, пробуренными по известной технологии.

Примеры конкретного выполнения способа

Пример 1. Разрабатывают нефтяную залежь Ромашкинского месторождения со следующими характеристиками: пористость - 18,4%, средняя проницаемость - 0,646 мкм², нефтенасыщенность - 61,1%, абсолютная отметка водонефтяного контакта - 1530 м, средняя нефтенасыщенная толщина - 4 м, начальное пластовое давление - 16 МПа, пластовая температура - 29^oC, параметры пластовой нефти: плотность - 930 кг/м³, вязкость - 46 мПас, давление насыщения - 1,8 МПа, газосодержание - 15,2 м³/т, содержание серы - 3,64%.

Закачивают рабочий агент - минерализованную воду - через нагнетательные скважины, отбирают нефть через добывающие скважины. Останавливают одну добывающую скважину.

На чертеже представлена конструкция скважины.

На уровне середины продуктивного нефтенасыщенного пласта 1 и ниже на 0,6 м верха продуктивного нефтенасыщенного пласта 1 вырезают часть обсадной колонны 2 скважины 3 на высоту 150 мм. При этом в окружающей породе образуется каверна 4. На уровень середины продуктивного нефтенасыщенного пласта 1 спускают в скважину 3 колонну труб 5 с направляющей воронкой 6. Воронку 6 располагают в каверне 4. Внутри колонны труб 5 спускают трубы 7 и проталкивают их в воронку 6 и каверну 4. По трубам 7 прокачивают жидкость для гидроструйной перфорации и по мере размыва породы пласта 1 трубы 7 проталкивают в образующийся фильтрационный канал 8. Боковые фильтрационные каналы 8 выполняют диаметром 92 мм и с наклонным профилем - уклоном под углом = 14 град. По достижении необходимой глубины 15 м извлекают трубы 7 и через колонну труб 5 и направляющую воронку 6 в фильтрационный канал 8 проталкивают перфорированную фильтр-колонну 9 с наружным диаметром 89 мм и длиной 10 м на всю длину так, что в вертикальном стволе скважины 3 не остается ее концов. Фильтр-колонна 7 претерпевает изгиб в направляющей воронке 6 с сохранением достаточного уровня прочности.

Колонну труб 5 и направляющую воронку 6 поворачивают три раза на азимутальный угол 90 град и повторяют операцию. В результате на данном ярусе скважины образуются 4 боковых ствола с перфорированными фильтр-колоннами 9.

Колонну труб 5 с направляющей воронкой 6 располагают на ярусе ниже на 0,6 м верха продуктивного нефтенасыщенного пласта 1 и повторяют операции по образованию 4 боковых стволов с перфорированными фильтр-колоннами 9.

Колонну труб 5 с направляющей воронкой 6 извлекают из скважины 3 и спускают профильное перекрытие 10 до перекрытия боковых стволов всех ярусов скважины 3. Это позволяет перекрыть каверны 4 и закрепить интервалы образования многоярусных стволов установкой профильных перекрытий 10. Для обеспечения притока в скважину в профильных перекрытиях 10 выполняют перфорационные отверстия 11 на уровне боковых стволов.

Скважину эксплуатируют как добывающую. После выполнения боковых фильтрационных каналов дебит скважины возрос с 5 до 32 т/сут. Обводненность добываемой продукции снизилась с 68 до 47%.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Останавливают нагнетательную скважину. Выполняют операции согласно примера 1. Скважину эксплуатируют как нагнетательную. В окружающих добывающих скважинах снизилась обводненность нефти на 7 - 9%. Выработка пласта в зоне скважины повысилась на 6%.

Применение предложенного способа позволяет повысить охват залежи воздействием и увеличить нефтеотдачу залежи.