Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ОБВОДНЕННОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, пласты которых представляют собой водо- и нефтенасыщенные зоны, разделенные непроницаемыми естественными пропластками, и предназначено для изоляции заколонных перетоков в скважинах между нефте- и водонасыщенной зонами пласта.

Известен способ разработки водонефтяной залежи (патент RU 2015312, МПК Е21В 43/22, опубл. 30.06.1994 г.), включающий закачку изолирующего состава в пласт и создание искусственного экрана, причем перед закачкой изолирующего состава определяют минимальный размер поперечного сечения естественного линзовидного пропластка в монолитной залежи и толщину отсекаемого слоя водоносной части пласта, а искусственный экран создают под линзовидным пропластком радиусом, равным удвоенной толщине отсекаемого слоя водоносной части пласта, и толщиной, обеспечивающей выдержку давления в 30-80 МПа.

Недостатком этого способа является низкая прочность создаваемых экранов.

Известен способ разработки обводненных нефтяных месторождений (патент RU 2065025, МПК Е21В 33/13, опубл. 10.08.1996 г. в бюл. №22), включающий разбуривание их эксплуатационными скважинами, по крайней мере часть которых пересекает естественные непроницаемые пропластки в продуктивном пласте, и создание экранов на основе изолирующих составов, отделяющих водонасыщенные зоны пласта от нефтенасыщенных, при этом изолирующий состав подают в продуктивный пласт под естественный пропласток и над ним с возможностью охватывания естественного пропластка экранами снизу и сверху, при этом толщину экрана над естественным пропластком принимают из условия изоляции естественного пропластка от продуктивного пласта, а общую толщину экранов принимают из условия их сопротивления перепаду давления, возникающему при эксплуатации скважины.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, общую толщину экранов принимают из условия их сопротивления перепаду давления, возникающему при эксплуатации скважины, а объем изолирующего материала определяют из соотношения, определяемого расчетным путем, при этом величина перепада давления может изменяться со временем, а радиус изолирующего экрана может оказаться недостаточным для надежной изоляции водонасыщенной зоны от нефтенасыщенной зоны пласта при резком скачке перепада давления;

- во-вторых, в оптимальном варианте радиус экрана должен соответствовать удвоенной толщине отсекаемой водонасыщенной зоны пласта, а толщина экрана должна обеспечивать его сопротивление максимально возможному перепаду давления, возникающему при эксплуатации скважины, при этом надо учитывать, что один метр толщины естественного пропластка выдерживает перепад давления до 1,5 МПа. Это условие не всегда выдерживается, что приводит к преждевременному обводнению нефтенасыщенной зоны пласта;

- в-третьих, низкая эффективность применения способа, обусловленная тем, что наличие экрана напротив и ниже естественного пропластка в процессе разработки обводненного нефтяного пласта не исключает возможности прорыва воды снизу вверх (заколонные перетоки) в нефтенасыщенную зону пласта ввиду их низкой прочности, что сокращает безводный период эксплуатации скважин;

- в-четвертых, сложная технология приготовления изолирующего состава, который готовят перемешиванием равных частей кремнийорганической эмульсии, нефти и воды в смесительном агрегате и закачивают в перфорированные интервалы пласта с продавкой его нефтецементом, также большие затраты на компоненты изолирующего состава.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки обводненных нефтяных месторождений (патент RU 2420657, МПК Е21В 43/32, опубл. 10.06.2011, бюл. №16), включающий разбуривание их эксплуатационными скважинами, пересекающими непроницаемые естественные пропластки в продуктивном пласте, спуск обсадных колонн с последующей перфорацией продуктивного пласта, исследование его нефтеводонасыщенности и интервалов их залегания, размеров непроницаемого естественного пропластка, создание экранов из изолирующего состава, отделяющего водонасыщенные зоны пласта от нефтенасыщенных зон. В способе по результатам исследований определяют толщину нефтенасыщенной зоны пласта, при толщине нефтенасыщенной зоны пласта более 4 м вырезают часть обсадной колонны в интервале выше нижних перфорационных отверстий нефтенасыщенной зоны пласта и до забоя скважины, расширяют ствол скважины в этом интервале, заливают расширенный интервал ствола скважины изолирующим составом, в качестве которого используют цементный раствор, а при толщине нефтенасыщенной зоны пласта менее 4 м производят временную изоляцию интервалов перфорации продуктивного пласта кольматирующим составом, вырезают часть обсадной колонны от кровли непроницаемого естественного пропластка до забоя скважины, расширяют ствол скважины в этом интервале, заливают изолирующим составом расширенный интервал ствола и создают пакер путем введения в призабойную зону нефтенасыщенной зоны пласта скважины, после отверждения изолирующего состава производят разбуривание пакера до кровли естественного пропластка с оставлением экрана напротив нефтенасыщенной зоны, после чего производят повторную перфорацию обсадной колонны напротив нефтенасыщенной зоны пласта и освоение скважины, при притоке нефти из нефтенасыщенной зоны пласта ниже рентабельной величины производят кислотную обработку без давления. Недостатками данного способа являются:

- во-первых, при реализации данного способа вырезается значительная часть обсадной колонны (от кровли непроницаемого естественного пропластка до забоя), что приводит к увеличению трудоемкости осуществления способа. Из опыта практического применения на скважине НГДУ «Азнакаевскнефть» вырезание 6 м колонны диаметром 168 мм длилось 20 ч, поэтому при глубоком забое, например, 40 м, вырезание обсадной колонны затягивается на 5-6 сут, что приводит к очень большим финансовым и материальным затратам и к нецелесообразности применения данного способа;

- во-вторых, отсутствие зумпфа для выполнения геофизических исследований скважины не позволяет производить исследования нефтенасыщенной зоны пласта, что приводит к невозможности контроля за разработкой пласта;

- в-третьих, при толщине нефтенасыщенной зоны пласта менее 4 м производят временную изоляцию интервалов перфорации нефтенасыщенной зоны пласта, что снижает проницаемость призабойной зоны нефтенасыщенной зоны пласта при его последующей эксплуатации;

- в-четвертых, временная изоляция ухудшает коллекторские свойства пласта. Техническими задачами предложения являются повышение эффективности способа разработки обводненного нефтяного месторождения за счет исключения заколонных перетоков, снижение трудоемкости и продолжительности его осуществления с возможностью проведения геофизических исследований нефтенасыщенной зоны пласта после осуществления способа, а также сохранение коллекторских свойств пласта.

Поставленные технические задачи решаются способом разработки обводненного нефтяного месторождения, включающим разбуривание его эксплуатационными скважинами, пересекающими пласт, состоящий из водонасыщенной зоны, разделенной непроницаемым естественным пропластком с нефтенасыщенной зоной, спуск обсадной колонны с последующей перфорацией пласта, исследование его нефтеводонасыщенности и интервалов их залегания, размеров непроницаемого естественного пропластка, создание экрана из изолирующего состава, отделяющего водонасыщенную зону пласта от нефтенасыщенной зоны, вырезание части обсадной колонны, расширение ствола скважины в этом интервале, заливку расширенного интервала ствола скважины изолирующим составом, разбуривание изолирующего состава после отверждения изолирующего состава.

Новым является то, что при размещении водонасыщенной зоны ниже нефтенасыщенной зоны пласта и толщине непроницаемого естественного пропластка более 3 м вырезают часть обсадной колонны от интервала на 1,5 м ниже кровли непроницаемого естественного пропластка и до интервала на 1,5 м выше подошвы водонасыщенной зоны пласта, расширяют ствол скважины в этом интервале, далее на устье скважины снизу вверх собирают компоновку, состоящую из хвостовика и гидравлического разъединителя, причем хвостовик выполнен в виде труб наружным диаметром меньше внутреннего диаметра обсадной колонны, а на нижнем конце хвостовика устанавливают обратный клапан с возможностью открытия или закрытия под действием избыточного давления, а ниже - фильтр, причем длину хвостовика выбирают размером не меньше расстояния от забоя до интервала на 1,5 м ниже кровли непроницаемого естественного пропластка, далее собранную компоновку на колонне заливочных труб спускают в скважину до упора нижнего конца хвостовика в забой, приводят в действие гидравлический разъединитель, после чего приподнимают колонну заливочных труб на 1 м и опускают, затем закачивают изолирующий состав по колонне труб и хвостовику и продавливают изолирующий состав закачкой продавочной жидкости в колонну труб через открывшийся под действием избыточного давления обратный клапан и фильтр хвостовика в межтрубное пространство и доводят его до головы хвостовика, извлекают колонну заливочных труб с гидравлическим разъединителем из скважины и оставляют изолирующий состав на отверждение, при этом в качестве изолирующего состава применяют микроцемент, после отверждения изолирующего состава производят разбуривание изолирующего состава и обратного клапана и удаление продуктов разбуривания из хвостовика промывкой.

Предлагаемый способ осуществляют при условии размещения водонасыщенной зоны ниже нефтенасыщенной зоны пласта и при толщине непроницаемого естественного пропластка более 3 м. Обычно толщина непроницаемого естественного пропластка составляет от 1,0 до 6,0 м. Для реализации предлагаемого способа толщина непроницаемого естественного пропластка составляет от 3,0 до 6,0 м.

Опытным путем установлено, что при толщине естественного пропластка 3 м и менее повышается риск повторного образования заколонных перетоков жидкости, поэтому даже при высокой востребованности в геофизических исследованиях нефтенасыщенной зоны пласта этот способ не применим.

Исключение временной изоляции нефтенасыщенной зоны пласта в процессе реализации способа позволяет сохранить проницаемость призабойной зоны пласта.

На фиг.1, 2, 3, 4, 5, 6 схематично изображено выполнение способа разработки обводненного нефтяного месторождения.

Способ реализуют следующим образом.

По способу обводненное нефтяное месторождение разбуривают эксплуатационными скважинами 1 (см. фиг.1), пересекающими пласт 2.

Пласт 2 состоит из водонасыщенной зоны 3, непроницаемого естественного пропластка 4 и нефтенасыщенной зоны 5, расположенной выше водонасыщенной зоны 3. В скважину 1 спущена и закреплена в ней обсадная колонна 6.

В обсадной колонне 6 скважины 1 выполнена перфорация нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2 с образованием перфорационных отверстий 7. В процессе эксплуатации скважины 1 сточная вода из водонасыщенной зоны 3 пласта 2 по заколонному пространству 8 обсадной колонны 6 скважины 1 и непроницаемому естественному пропластку 4, представленному глинами, прорывается через перфорационные отверстия 7 нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2 в скважину 1, при этом происходит обводнение добываемой нефти. Это происходит вследствие того, что давление в водонасыщенной зоне 3 пласта 2 выше, чем в нефтенасыщенной зоне 5 пласта 2. По данным промысловых исследований уточняют характер нефтеводонасыщенности и интервалы их залегания, размеры непроницаемого естественного пропластка 4. Определяют пористость и остаточную нефтенасыщенность пласта 2.

При толщине непроницаемого естественного пропластка более 3 м, например, 4 м, вырезают часть 9 (см. фиг.2) обсадной колонны 6 (см. фиг.1) от интервала на 1,5 м ниже кровли непроницаемого естественного пропластка 4 до интервала на 1,5 м выше подошвы водонасыщенной зоны 3 пласта 2, например, при толщине водонасыщенной зоны 3 пласта 2 h=5 м, высота-Н вырезаемой части 9 (см. фиг.2) обсадной колонны 6 составляет: Н=(4,0-1,5)+(5,0-1,5)=6,0 м. Вырезание производят любым известным устройством, например, с помощью универсального вырезающего устройства (УВУ), спущенного в скважину на колонне труб (на фиг.1, 2, 3,4, 5, 6 не показано).

Например, интервал залегания нефтенасыщенной зоны 5 (см. фиг.1) пласта 2 составляет 1719-1725 м, ниже, в интервале 1725-1729 м расположен непроницаемый естественный пропласток 4, ниже которого в интервале 1729-1734 м залегает водонасыщенная зона 3 пласта 2. Таким образом, вырезают часть 9 (см. фиг.2) в интервале 1727,5-1732,5 м обсадной колонны 6 (см. фиг.1).

Расширяют ствол скважины 1 в интервале 1727,5-1732,5 м вырезанной части 9 (см. фиг.2) обсадной колонны 6 (см. фиг.1), например, спуском гидромониторной насадки 10 (см. фиг.3) на колонне труб 11 и закачкой жидкости, например пресной воды, по колонне труб 11 через гидромониторную насадку 10. Производят расширение 12 ствола скважины 1 (см. фиг.1) в интервале вырезанной части 9 (см. фиг.2) обсадной колонны 6 (см. фиг.1). Затем извлекают гидромониторную насадку 10 (см. фиг.3) с колонной труб 11 из скважины 1. Далее на устье скважины снизу вверх собирают компоновку, состоящую из хвостовика 12 (см. фиг.4) и гидравлического разъединителя 13. Хвостовик 12 выполнен в виде труб наружным диаметром меньше внутреннего диаметра обсадной колонны 6, а на его нижнем конце устанавливают обратный клапан 14, а ниже фильтр 15. Длину хвостовика 12 выбирают размером не меньше расстояния от забоя до интервала на 1,5 м ниже кровли непроницаемого естественного пропластка 4 (фиг.1). Например, если забой скважины 1 находится в интервале 1746 м, то длина хвостовика 12 (фиг.4) будет составлять 1746-1727,5=18,5 м.

Хвостовик 12 выполнен в виде труб наружным диаметром меньше внутреннего диаметра обсадной колонны 6. Например, при диаметре обсадной колонны 6 - 168x9 мм применяют хвостовик 12, состоящий из труб диаметром 114×7 мм, т.е.

114 мм<168 мм -(2×9 мм)=150 мм.

В качестве гидравлического разъединителя применяют любое известное устройство, например, описанное в патенте RU №2444607 МПК Е21В 17/06, опубл. в бюл. №27 от 10.03.2012 г.

Затем собранную компоновку на колонне заливочных труб 16 спускают в скважину 1 до упора нижнего конца хвостовика 12 в забой 17. Причем перед упором нижнего конца хвостовика 12 в забой 17 по индикатору веса, установленному на устье скважины 1 (см. фиг.1), фиксируют вес колонны труб 16 (см. фиг.4) с хвостовиком 12. Приводят в действие гидравлический разъединитель 13, т.е. сбрасывают металлический шар в колонну заливочных труб 16 и создают в колонне заливочных труб 16 избыточное гидравлическое давление, вследствие чего происходит срабатывание гидравлического разъединителя и колонна заливочных труб 16 отсоединяется от хвостовика 12.

После чего проверяют надежность отсоединения колонны заливочных труб 16 от хвостовика 12. Для этого приподнимают колонну заливочных труб 16 на 1 м, по индикатору веса на устье скважины 1 определяют потерю веса хвостовика 12 и опускают колонну труб 16 на прежний уровень.

Затем закачивают по колонне труб 16 и хвостовику 12 расчетное количество изолирующего состава. Расчетное количество изолирующего состава определяет технологическая служба ремонтного предприятия опытным путем, исходя из глубины забоя 17, диаметра вырезанной части 9 обсадной колонны 6, наружного диаметра хвостовика 12, внутреннего диаметра обсадной колонны 6.

Например, по колонне труб 16 и хвостовику 12 закачивают 1 м³ изолирующего состава. Далее продавливают изолирующий состав закачкой продавочной жидкости, например, сточной воды плотностью 1180 кг/м³ в колонну труб 16 через открывшийся под действием избыточного давления клапан 14 и фильтр 15 хвостовика 12 в межтрубное пространство 18 (см. фиг.5) и доводят изолирующий состав до головы 19 хвостовика 12.

В качестве изолирующего состава 14 применяют микроцемент, например, супертонкий ультрацемент, производимый ЗАО «НПО «Полицелл» (г.Владимир) по ТУ 5739-019-56864391-2010. Микроцемент смешивают с пресной водой плотностью 1000 кг/м³ при массовом соотношении 2:3, соответственно. Использование микроцемента обеспечивает проникновение смеси воды и микроцемента в тонкие поры и трещины. Смесь воды и микроцемента обладает высокой подвижностью, а прочность отвердевшей смеси выше прочности цементного камня, получаемого из смеси воды с обычным тампонажным цементом, используемым при ремонте скважин, что позволяет создать надежный и прочный экран, препятствующий притоку воды. Расчетный объем используемого изолирующего состава определяет технологическая служба ремонтного предприятия опытным путем.

Извлекают колонну труб 16 с гидравлическим разъединителем 13 из скважины 1 (см. фиг.1) и оставляют ее на отверждение. После отверждения изолирующего состава производят разбуривание обратного клапана 14 (см. фиг.5) и изолирующего состава (микроцемента). После чего из хвостовика 12 промывкой (на фиг.1, 2, 3,4, 5, 6 не показано) удаляют продукты разбуривания.

В результате перфорационные отверстия 7 (см. фиг.6) нефтенасыщенной зоны 5 пласта оказываются доступными для проведения геофизических исследований нефтенасыщенной зоны 5, так как забой 17 сохранился прежним, а геофизический прибор (на фиг.1, 2, 3, 4, 5, 6 не показано) имеет возможность свободного прохода в хвостовик 12 при проведении геофизических исследований.

Исключение временной изоляции пласта в процессе реализации способа позволяет сохранить коллекторские свойства пласта.

Реализация предлагаемого способа позволяет снизить трудоемкость, сократить продолжительность работ по изоляции заколонного перетока в скважине, что, в свою очередь, позволяет снизить материальные и финансовые затраты и создать надежный и прочный экран из изолирующего состава, отделяющий водонасыщенные зоны пласта от нефтенасыщенных зон, обеспечивающего эффективное исключение заколонного перетока из водонасыщенной зоны пласта в нефтенасыщенную зону.

Предлагаемый способ позволяет проводить геофизические исследования нефтенасыщенной зоны пласта после осуществления способа, что позволяет повысить эффективность разработки обводненного нефтяного месторождения.