способ разработки многопластового нефтяного месторождения

Формула изобретения

Способ разработки многопластового нефтяного месторождения, включающий размещение скважин на залежи в соответствии с системой разработки, отбор нефти механизированным способом из верхнего и нижнего пластов и искусственное воздействие на пласт для поддержания пластового давления путем закачивания в пласты рабочей жидкости, отличающийся тем, что сначала отбирают нефть из пластов одновременно и раздельно в одной скважине до снижения забойных давлений до 3-4 МПа, затем часть из размещенных на нефтяной залежи скважин выбирают для одновременно-раздельного отбора продукции из одного пласта и закачки жидкости в другой пласт в одной скважине по межтрубному пространству, для чего предварительно разобщают эти пласты пакером и при закачивании жидкости в нижний пласт фильтр скважины в интервале верхнего пласта разобщают пакерами, которые спускают на колонне насосно-компрессорных труб с фильтром, установленным напротив верхнего пласта для отбора продукции из этого пласта, при этом межтрубное пространство над верхним пакером сообщают с помощью обводных каналов с межтрубным пространством под нижним пакером.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно к разработке многопластового нефтяного месторождения.

Известны способы разработки многопластовых нефтяных залежей [1 и 2].

Известный способ по [1] предусматривает отбор нефти через добывающие скважины и закачивание рабочей жидкости через нагнетательные скважины в пласты. При этом после основного отбора нефти из залежи бурят дополнительные добывающие скважины между верхним и нижним продуктивными пластами до тех пор, пока не обнаружат объект разработки с достаточной рентабельностью добычи, предварительно опробовав на рентабельность все встречающиеся пропластки при проходке скважины.

Способ разработки по [2] предусматривает отбор нефти через добывающие скважины и закачивание рабочей жидкости в пласт через нагнетательные скважины. При этом разработку ведут в два этапа, предварительно разделяя пласты на две группы по средним значениям фильтрационно-емкостным свойствам. В I группу включают пласты с наиболее высокой проницаемостью и опережающей выработкой запасов - суперколлектора, во II группу - менее проницаемые пласты с медленной выработкой запасов.

На начальном этапе реализуют классическую схему разработки залежи с горизонтальным вытеснением нефти вдоль пластов.

На следующем этапе реализуют схему вертикального вытеснения нефти, которая предусматривает остановку работы нагнетательных скважин, пробуренных в пласты второй группы, и бурение нагнетательных скважин непосредственно в суперколлектор или используют нагнетательные скважины, пробуренные в суперколлектор, рассматривая при этом суперколлектор как естественный резервуар. Далее бурят дополнительные добывающие скважины над суперколлектором, реализуя схему вертикального вытеснения нефти снизу вверх.

Этот способ по технической сущности более близок к предлагаемому и может быть принят в качестве прототипа.

Известные способы позволяют повысить нефтеотдачу пластов, однако они имеют и общие недостатки. Так, для своей реализации они наряду с разбуриванием добывающих скважин требуют разбуривания и сети нагнетательных скважин для каждого пласта, что связано с большими капиталовложениями, затратами времени, трудовых и энергетических ресурсов.

Задачей настоящего изобретения является снижение капиталовложений на разработку месторождений нефти, уменьшение затрат времени, энергетических и трудовых ресурсов.

Поставленная задача решается описываемым способом, включающим размещение скважин на залежи в соответствии с системой разработки, отбор нефти механизированным способом из верхнего и нижнего пластов и искусственное воздействие на пласт для поддержания пластового давления путем закачивания в пласты рабочей жидкости.

Новым является то, что сначала отбирают нефть из пластов одновременно и раздельно в одной скважине до снижения забойных давлений до 3-4 МПа, затем часть из размещенных на нефтяной залежи скважин выбирают для одновременно раздельного отбора продукции из одного пласта и закачки жидкости в другой пласт в одной скважине по межтрубному пространству, для чего предварительно разобщают эти пласты пакером и, при закачивании жидкости в нижний пласт, фильтр скважины в интервале верхнего пласта разобщают пакерами, которые спускают на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) с фильтром, установленным напротив верхнего пласта для отбора продукции из этого пласта, при этом межтрубное пространство над верхним пакером сообщают с помощью обводных каналов с межтрубным пространством под нижним пакером.

Представленные чертежи поясняют суть изобретения, где на фиг.1 изображена скважина, в которую спущена колонна НКТ с фильтром, через который раздельно идет отбор нефти из верхнего пласта, после предварительного разобщения его пакерами, и процесс закачки рабочей жидкости в нижний пласт для поддержания пластового давления после сообщения межтрубного пространства над верхним пакером с межтрубным пространством под нижним пакером, в разрезе.

На фиг.2 - то же, что и на фиг.1, когда закачку рабочей жидкости ведут в верхний пласт, а с нижнего пласта - отбор продукции, в разрезе.

На фиг.3 - сечение по А-А фиг.1, где видны каналы, сообщающие межтрубное пространство над верхним пакером с межтрубным пространством под нижним пакером.

На фиг.4 - сечение по Б-Б, где видны фильтр скважины, через который продукция пласта поступает в скважину (направление поступления продукции пласта показано стрелками) и фильтр, спускаемый на НКТ, через который ведут отбор продукции из верхнего пласта по НКТ.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

В нефтяном месторождении, представляющем матрицу, в проекте разработки предусматривают разбуривание сети скважин 1, вскрывая бурением пласты 2 и 3. Перед осуществлением заявляемого способа проводят комплекс геофизических и гидродинамических исследований с целью получения максимальной геологической информации. Скважины исследуют также на герметичность одним из известных способов, например путем опрессовки с использованием пакера.

Разработка пластов 2 и 3 предлагаемым способом предусматривается в 2 этапа.

На первом этапе залежь разрабатывают с отбором продукции из обоих пластов одновременно раздельно в одной скважине с использованием традиционного оборудования до снижения забойных давлений до 3-4 МПа.

На втором этапе, при снижении забойного давления до критического, приступают к отбору продукции из одного пласта и закачивание рабочей жидкости в другой пласт по межтрубному пространству 4 в одной скважине, как это изображено на фиг.1 и 2, согласно проекту разработки и заявляемому способу.

При этом разработку осуществляют с помощью известных систем внутриконтурного или законтурного заводнения. В результате такого подхода к разработке многопластовой нефтяной залежи исключается бурение сетки нагнетательных скважин на каждый горизонт в отдельности, следовательно, значительно сокращаются капиталовложения.

При осуществлении способа согласно второму этапу в скважину спускают колонну НКТ 5, на котором спускают и фильтр 6, а также пакер 7 для разобщения разрабатываемых пластов 2 и 3 - верхний и нижний соответственно (см. фиг.2), в случае, когда верхний продуктивный пласт выбран в качестве разрабатываемого пласта под нагнетание рабочей жидкости. При этом, после приведения в рабочее положение пакера 7 и обвязки устья скважины (устье скважины не изображено), открывают кран дозатора, подключенного в нагнетательную линию для подачи ингибитора коррозии. Затем по межтрубному пространству 4 в верхний продуктивный пласт нагнетают рабочую жидкость, а с нижнего пласта 3 через фильтр 8 скважины 10 и фильтр 6, спускаемый на колонне НКТ 5 и устанавливаемый напротив пласта 3, по колонне НКТ отбирают продукцию пласта.

В случае выбора нижнего пласта 3 в качестве объекта для закачивания рабочей жидкости (см. фиг.1), фильтр 9 скважины в интервале верхнего пласта 2 разобщают пакерами 10 и 11, спускаемыми на колонне НКТ с фильтром 12 (см. фиг.1), устанавливаемым напротив верхнего пласта 2, для отбора через него продукции. Далее межтрубное пространство 4 над верхним пакером 10 сообщают с межтрубным пространством под нижним пакером 11 с помощью обводных каналов 13, смонтированных на наружной поверхности колонны НКТ.

В качестве оборудования для осуществления способа могут быть использованы устройства типа "УСИП", опубл. в работе [3] или устройство для заканчивания скважин [4 и 5], содержащее корпус с пакерующим узлами по концам, привод для приведения пакеров в рабочее положение и обводные каналы для пропуска рабочей жидкости или растворов.

На дату подачи заявки способ испытывался на месторождении нефти "Дачное", результаты испытаний положительные.

Технико-экономическое преимущество изобретения заключается в следующем.

При его использовании значительно снижаются капитальные вложения на разработку многопластовых нефтяных залежей, поскольку отпадает необходимость строительства нагнетательных скважин для каждого пласта. Следовательно, ощутимо снижаются затраты материальных и энергетических ресурсов, ускоряется ввод в эксплуатацию пробуренных скважин.

Источники информации

1. Патент РФ № 2213854, М.кл. 7 Е21В 43/20, БИ №28, 2003 г. (прототип).

2. Патент РФ № 2170344, М.кл. 7 Е21В 43/20, БИ №19, 2001 г.

3. Цырин Ю.З. и др. "Пакеры и специнструмент для разобщения пластов при креплении скважин", М. ВНИИОЭНГ, 1990, с.18

4. А.с. № 1488437, М.кл. Е21В 33/14, 1989 г.

5. Патент РФ № 2091564, М.кл. Е21В 33/14, 1997 г.