способ разработки при расконсервации скважин и нефтяной залежи в целом

Формула изобретения

1. Способ разработки при расконсервации скважин и нефтяной залежи в целом, включающий использование системы вертикально-латерального заводнения и фонтанного или механизированного способа добычи нефти, отличающийся тем, что в расконсервируемые простаивающие скважины спускают заливочные трубы выше кровли продуктивного пласта и осуществляют цементирование забоя скважины под давлением на высоту более толщины пласта; в скважинах, расконсервируемых в качестве добывающих, полученный цементный стакан разбуривают на глубину не более половины интервала продуктивного пласта, считая от кровли, дополнительно создают зумпф для спуска перфорационного оборудования и выполняют повторную перфорацию в интервале не более половины продуктивного пласта, считая от кровли, затем запускают скважину в добычу нефти фонтанным или механизированным способом; в скважинах, расконсервируемых в качестве нагнетательных, полученный цементный стакан разбуривают до подошвы пласта и создают зумпф для перфорационного оборудования, выполняют повторную перфорацию в интервале нижней одной трети пласта и запускают скважину под нагнетание воды.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что для снижения вероятности потери герметичности цементного камня выше или ниже интервала перфорации создание перфорационных отверстий выполняют методом гидропескоструйной перфорации.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли, а именно к эффективному способу расконсервации бездействующих скважин и нефтяной залежи в целом.

Известен способ разработки нефтяной залежи на основе заводнения продуктивного пласта и использования системы вертикальных добывающих и нагнетательных скважин [см. Муравьев В.М., Середа Н.Г. Основы нефтяного и газового дела. М., Недра, 1967, с.137-145]. Соответствующая система заводнения в работе Закиров С.Н. и др. Научные основы вертикального заводнения. Труды Междун. научн. симпоз. «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов». Москва, 18-19 сент. 2007, с.188-196 названа системой латерального заводнения.

Такой способ разработки реализован на большинстве отечественных и зарубежных месторождений. Фактические данные разработки показывают, что система латерального заводнения, лежащая в основе известного способа разработки, характеризуется следующими недостатками.

При латеральном заводнении закачиваемая в пласт вода вытесняет нефть к забоям добывающих скважин вдоль напластования, то есть в латеральном направлении. Практически все продуктивные пласты являются слоисто-неоднородными по коллекторским свойствам. Это предопределяет первоочередное вытеснение нефти водой из высокопроницаемых прослоев. В результате происходит раннее выбытие скважин из эксплуатации по причине высокой обводненности добываемой продукции. Это объясняет повсеместно низкие значения коэффициента извлечения нефти из пласта.

Наиболее близким к предлагаемому является способ разработки, основанный на так называемой системе вертикального заводнения [см. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С., Мухаметзянов Р.Н., Джафаров И.С., Нуриев М.Ф., Семенов В.В. Научные основы вертикального заводнения. Труды Междун. научн. симпоз. «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов». Москва, 18-19 сент. 2007, с.188-196]. В более поздней работе, находящейся в печати, авторы эту систему заводнения назвали системой вертикально-латерального заводнения. Согласно данной системе заводнения, лежащей в основе альтернативного способа разработки,

- в качестве добывающих и нагнетательных скважин используются горизонтальные скважины,

- забои добывающих и нагнетательных скважин разносятся по вертикали и латерали,

- забои добывающих скважин размещаются вблизи кровли, а нагнетательных - вблизи подошвы пласта.

Недостатками рассматриваемого способа разработки и соответствующей системы заводнения являются следующие.

Способ привлекателен применительно к вводимой в разработку нефтяной залежи. Проблема разработки при расконсервации скважин или залежи в целом характерна для залежей, разработка которых ранее производилась на основе вертикальных добывающих и нагнетательных скважин. Поэтому использование системы вертикально-латерального заводнения для разработки при расконсервации вертикальных скважин и залежи в целом сегодня возможно на основе забуривания из них боковых горизонтальных стволов. Однако такой подход является весьма затратным. Кроме того, конструкция и техническое состояние бездействующих скважин может не позволить забуривать из них боковые горизонтальные стволы.

Целью предлагаемого изобретения является обоснование способа разработки при расконсервации скважин и нефтяной залежи в целом на основе системы вертикально-латерального заводнения без дорогостоящих и трудоемких работ по забуриванию боковых горизонтальных стволов.

Поставленная цель достигается тем, что предлагаемый способ разработки при расконсервации скважин и нефтяной залежи в целом осуществляют на основе системы вертикально-латерального заводнения, а также фонтанного или механизированного способа добычи нефти; он отличается тем, что в расконсервируемые простаивающие скважины спускают заливочные трубы выше кровли продуктивного пласта и осуществляют цементирование забоя скважины под давлением на высоту более толщины пласта; в скважинах, расконсервируемых в качестве добывающих, полученный цементный стакан разбуривают на глубину не более половины интервала продуктивного пласта, считая от кровли, дополнительно создают зумпф для спуска перфорационного оборудования и выполняют повторную перфорацию в интервале не более половины продуктивного пласта, считая от кровли, затем запускают скважины в добычу нефти фонтанным или механизированным способом; в скважинах, расконсервируемых в качестве нагнетательных, полученный цементный стакан разбуривают до подошвы пласта и создают зумпф для перфорационного оборудования, выполняют повторную перфорацию в интервале нижней одной трети пласта, затем запускают скважины под нагнетание воды. А также тем, что для снижения вероятности потери герметичности цементного камня выше или ниже интервала перфорации создание перфорационных отверстий выполняют методом гидропескоструйной перфорации.

Способ реализуют следующим образом.

На рассматриваемой нефтяной залежи имеется группа законсервированных (простаивающих) скважин или вся нефтяная залежь находится в консервации по причине высокой обводненности добываемой продукции или низких дебитов скважин по нефти и отбора из залежи в целом. При этом к моменту консервации, например, нефтяной залежи достигнутое значение коэффициента извлечения нефти (КИН) заметно ниже утвержденного в Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых (ГКЗ МПР) значения.

Все или почти все скважины, добывающие и нагнетательные, являются вертикальными. Поэтому реализованная система заводнения может расцениваться как система латерального заводнения. При условии, что продуктивный разрез представлен переслаиванием прослоев с различными значениями коэффициента проницаемости.

Данные промысловых геофизических исследований подтверждают избирательный характер обводнения скважин по толщине пласта.

Приводимые факторы позволяют обычно сделать вывод, что система латерального заводнения исчерпала себя на данном участке или нефтяной залежи в целом. Эффективный вывод из консервации группы скважин или нефтяной залежи в целом может быть осуществлен при переходе на альтернативную систему вертикально-латерального заводнения. Для этого выполняют следующие технологические операции.

- Во всех подлежащих расконсервации скважинах осуществляют цементирование под давлением забоя выше кровли продуктивного пласта и тем самым формируют цементный стакан в интервале продуктивного пласта.

- Согласно ранее сформированной или другой запроектированной системе размещения добывающих и нагнетательных скважин расконсервируемые скважины разделяют на добывающие или нагнетательные.

- В каждой скважине, расконсервируемой с целью добычи нефти, созданный цементный стакан разбуривают на глубину не более половины интервала продуктивного пласта, считая от кровли. Дополнительно разбуривают зумпф для спуска перфорационного оборудования с возможностью проведения перфорации в верхней половине продуктивного пласта. Затем выполняют повторную перфорацию в интервале не более половины продуктивного пласта, считая от кровли.

- В каждой скважине, расконсервируемой с целью нагнетания воды, созданный цементный стакан разбуривают до подошвы пласта. Дополнительно разбуривают зумпф для спуска перфорационного оборудования с возможностью проведения перфорации в интервале продуктивного пласта. Затем выполняют повторную перфорацию в интервале нижней одной трети пласта, считая от подошвы или от нижней отметки исходно нефтенасыщенного интервала.

- Наиболее предпочтительным способом проведения перфорации с точки зрения сохранения герметичности цементного камня выше или ниже перфорируемого интервала является гидропескоструйный метод.

- После завершения перечисленных подготовительных операций в нагнетательных скважинах начинают закачку воды в нижнюю часть пласта через колонну НКТ.

- В добывающих скважинах начинают отбирать нефть из верхней части пласта на основе фонтанного или механизированного способа эксплуатации.

Пример реализации предлагаемого способа.

На нефтяной залежи рассматривают очередные добывающую и нагнетательную скважины, подлежащие расконсервации на основе системы вертикально-латерального заводнения. На них предполагается реализовать предусмотренные способом технологические операции.

Схема расконсервации добывающей скважины представлена на фиг.1. Вся толща продуктивного пласта в 16 м в данной скважине ранее была проперфорирована. Здесь предполагается выполнить операции по созданию цементного стакана в интервале продуктивного пласта, его разбуриванию в верхней половине пласта и выполнению в данном интервале повторной перфорации. Нижняя половина (8 м) продуктивного пласта остается изолированной от скважины цементным стаканом, в данном интервале перфорация не выполняется. По завершении перфорационных работ планируется спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб с глубинным насосом и начало добычи нефти механизированным способом.

На фиг.2 приводится схема расконсервации нагнетательной скважины. Эта схема предусматривает создание цементного стакана во всем интервале продуктивного пласта (14 м), его разбуривание до подошвы пласта и выполнение повторной перфорации в нижней примерно одной трети пласта (5 м), считая от нижней отметки исходно нефтенасыщенного интервала. Данная отметка определяется согласно данным геофизических исследований скважины в открытом стволе на момент ее первичного заканчивания. Далее планируется спуск в нагнетательную скважину колонны насосно-компрессорных труб и закачка по ним воды в нижнюю часть продуктивного пласта.

Приводимые на фиг.1 и 2 цифры соответствуют реальным двум скважинам одной проблемной залежи Западной Сибири. Они оценены с использованием информации об особенностях геологического строения продуктивного пласта в районе данных скважин. На этой залежи к моменту консервации достигнутый коэффициент извлечения нефти кратно меньше утвержденного в ГКЗ МПР. К моменту консервации все добывающие скважины были сильно обводнены (до 98%) и характеризовались низкими, нерентабельными дебитами по нефти (около 1 т/сут).

Недропользователь на своем научно-техническом совещании одобрил реализацию предлагаемого способа разработки при последовательной расконсервации всех скважин на данной проблемной залежи. Ибо других приемлемых альтернатив никто предложить не смог.

Сказанное позволяет утверждать, что предлагаемый способ разработки при расконсервации скважин и нефтяной залежи в целом на основе системы вертикально-латерального заводнения будет важной альтернативой недостаточно эффективному традиционному способу разработки на основе латерального заводнения.