Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ НАКЛОННЫМИ И ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ СКВАЖИНАМИ

Предложение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородного месторождения наклонными и горизонтальными скважинами.

Известен способ изоляции продуктивного пласта от притока подошвенной воды (патент RU №2444611, МПК E21B 33/13, опубл. 10.03.2012 г.), включающий бурение скважины со вскрытием продуктивного пласта и размещением забоя ниже уровня водонефтяного контакта (ВНК), установку обсадных труб выше уровня ВНК с последующим цементированием, очистку скважины ниже обсадных труб, закачку водоизолирующего состава в очищенную зону скважины с изоляцией подошвенной воды и перфорацию обсадных труб. При этом бурение скважины производят в два этапа, первый из которых производят основным стволом до кровли продуктивного пласта, а второй - пилотным стволом меньшего диаметра, после исследований свойств пласта и перед установкой обсадных труб производят углубление основного ствола до уровня, располагающегося выше уровня ВНК, после цементирования очистку ствола ниже обсадных труб производят разбуриванием пилотного ствола долотом большего диаметра ниже уровня ВНК с последующей перфорацией зоны ВНК.

Недостатками способа являются недостаточная эффективность процесса изоляции пласта, возможность прорыва подошвенной воды к стволу скважины при бурении, сложность в осуществлении процесса бурения и изоляции пласта, отсутствие возможности изоляции притока воды в нескольких интервалах ствола скважины.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ эксплуатации пласта с зонами различной проницаемости (патент RU №94628, МПК E21B 43/14, 33/13, 43/12, опубл. 27.05.2010 г.), включающий размещение между пакерами обсадной колонны с пакерами и клапанами, имеющими возможность управления с устья, каждый из которых выполнен в виде корпуса с проходными отверстиями и подвижной в осевом направлении втулкой, выполненной с возможностью открытия и закрытия отверстий в крайних положениях и оснащенной сужением, установку пластырей для изоляции зон с низкой проницаемостью, пакеры предусмотрены для установки в пределах пластырей, а снаружи клапанов размещение фильтров, при этом для перемещения втулки вниз технологическая колонна оснащена толкателем, поджатым вниз пружиной, усилие которой превосходит усилие сдвига втулки, патрубка с кольцевым выступом, наружный диаметр которого больше проходного диаметра соответствующего ему сужения втулки, но меньше аналогичных проходных диаметров сужений втулок, дальше расположенных от забоя скважины, а для перемещения втулки вверх технологическая колонна оснащена захватом, выполненным в виде корпуса с поджатыми наружу пружинами шариками, диаметр описанной окружности вокруг которых больше проходного диаметра соответствующего ему сужения втулки, но меньше аналогичных проходных диаметров сужений втулок, дальше расположенных от забоя скважины, а усилие пружин достаточно для сдвига соответствующей втулки шариками.

Основными недостатками способа, осуществляемого при помощи данного устройства, являются отсутствие возможности проведения водоизоляционных работ и мероприятий по интенсификации добычи нефти в различных интервалах пласта, а также отсутствие возможности адресного воздействия на пласт и одновременно-раздельной эксплуатации зон с различной проницаемостью.

Техническими задачами предлагаемого способа являются повышение нефтеотдачи неоднородного месторождения за счет ввода в разработку остаточных запасов нефти и увеличения коэффициента охвата их выработкой, снижение добычи попутно добываемой воды за счет изоляции водопритока, возможность одновременно-раздельной эксплуатации зон с различной проницаемостью.

Технические задачи решаются способом разработки неоднородного месторождения наклонными и горизонтальными скважинами, включающим строительство горизонтальных и/или наклонных скважин, установку пластырей на границах зон с различной проницаемостью, спуск технологических колонн с пакерами, устанавливаемыми напротив пластырей и герметизирующими затрубное пространство, одновременно-раздельную эксплуатацию зон нагнетательных и добывающих скважин при открытии и закрытии соответствующих зон.

Новым является то, что в скважинах определяют участки с высокой обводненностью по стволу и их гидродинамическую связь с близлежащими скважинами, спускают технологическую колонну труб в скважины с гидродинамической связью, изолируют выбранный обводненный участок с двух сторон с последующей закачкой водоизолирующего состава в одну из скважин и производят интенсивный отбор обводненной жидкости из скважин, оборудованных технологическими трубами, после снижения приемистости и технологической выдержки аналогично закачку водоизолирующего состава проводят во всех скважинах, оборудованных технологическими трубами, для получения водоизолирующего экрана, после чего обработанные водоизолирующим составом участки в каждой скважине герметично перекрывают изнутри и скважины запускают в эксплуатацию.

Новым является также то, что при наличии нескольких участков с высокой обводненностью в них создают водоизолирующий экран последовательно от забоя с устью или наоборот.

Сущность изобретения.

Разработка неоднородного месторождения характеризуется

неравномерностью выработки запасов нефти и наличием в таких залежах значительных остаточных запасов. Довыработка остаточных запасов нефти в таких залежах представляет собой актуальную задачу.

На фиг.1 представлена схема реализации предлагаемого способа разработки неоднородного месторождения наклонными и горизонтальными скважинами, где: 1 - участок неоднородного месторождения; 2 - горизонтальная скважина; 3 - техническая колонна; 4, 5 - зоны с различной проницаемостью пласта; 6 - пластырь, или изолирующий элемент; 7 - проходные пакеры.

На фиг.2 показан проходной пакер 7, выполненный в виде самоуплотняющихся манжет 8 и 9, при этом проходные пакеры 7 выполнены в виде расширяющихся элементов, например профильных перекрывателей, на фиг. не показаны.

Управляемые клапаны, устанавливаемые напротив продуктивных зон 4 и 5 пласта 1, а также технические и конструктивные элементы, принципиально не влияющие на реализацию способа, на фиг. не показаны.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Нефтяное месторождение 1 представлено неоднородным коллектором, который разбуривают редкой сеткой скважин (на чертеже не показана), осуществляют обустройство. Производят закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбирают пластовую жидкость через добывающие скважины.

В процессе эксплуатации производят замеры добычи нефти, воды, закачки и пластового давления на участке неоднородного месторождения. Уточняют геологическое строение, распространение коллектора по площади и разрезу месторождения 1, изменение его фильтрационно-емкостных свойств. Строят карты эффективных нефтенасыщенных толщин, определяют запасы нефти, проводят гидродинамическое моделирование процесса разработки месторождения 1.

Осуществляют проводку по крайней мере одной пары горизонтальных добывающих и/или нагнетательных скважин 2 по разрезу продуктивного пласта месторождения 1 со значительными остаточными запасами и определяют гидродинамическую связь с близлежащими скважинами. При этом ствол скважины 2 обсаживают до кровли продуктивного месторождения 1. По данным исследований, проведенных по стволу скважины 2, определяют участки с различной проницаемостью и/или высокой обводненностью 4 и 5. На границах зон 4 и 5 устанавливают пластыри 6. Спускают технологическую колонну 3 с пакерами 7 и управляемыми клапанами (например, см. патент RU №94628 и т.п.), размещаемыми между проходными пакерами 7 напротив зон 4 и 5. При этом пакеры 7 устанавливают напротив пластырей 6 с двух сторон обводненных зон 4 и 5. Проходные пакеры 7 (фиг.2) могут быть выполнены в виде самоуплотняющихся манжет 8 и 9 или профильных расширяемых пакеров с возможностью использования их как в добывающих, так и нагнетательных скважинах 2.

Определяют зону 4 (или 5) с высокой обводненностью продукции, управляемыми клапанами перекрывают зону 5 (или 4), а зону 4 (или 5) оставляют открытой. В зону 4 (или 5) с высокой обводненностью продукции скважины 2 закачивают водоизолирующий состав, в качестве которого используют гидрофобные эмульсии, полимерные составы, гели, глинистые растворы и т.п. При этом в близлежащих скважинах (на фиг. не показаны) производят интенсивный отбор обводненной жидкости из гидродинамически связанных с обводнившейся соответствующей зоной 4 (или 5) месторождения 1. После снижения приемистости скважину 2 останавливают на технологическую выдержку для структурного упрочнения водоизолирующего состава и производят аналогичную закачку водоизолирующего состава в остальные близлежащие скважины для создания водоизолирующего экрана в обводнившейся зоне 4 (или 5). При этом при наличии нескольких зон 4 и 5 с высокой обводненностью в скважине 2 создают водоизолирующий экран последовательно в этих зонах от забоя к устью скважины 2 или наоборот.

Далее открывают управляемые клапаны напротив нефтенасыщенной зоны 4 (или 5) месторождения 1 и производят освоение скважины 2.

Пример конкретного выполнения.

Разработали нефтяную залежь 7 в отложениях кыновско-пашийского горизонта. Определили выработанность по участку, величину остаточных запасов.

Пробурили одну пару аналогичных горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин 2 по разрезу продуктивной пачки в наиболее проницаемом пласте месторождения 1 со значительными остаточными запасами и толщиной.

Обсадили ствол скважины 2 до кровли продуктивного пласта месторождения 1. Провели исследования по стволу скважины 2 и выделили две зоны 4 и 5 с различными характеристиками. Зоне 4 соответствуют следующие параметры: проницаемость - 0,37 мкм², нефтенасыщенность - 0,70%, вязкость нефти - 9 мПа·с, плотность нефти - 844 кг/м³, обводненность продукции - 80%; в зоне 5 проницаемость составляет 0,30 мкм², нефтенасыщенность - 82%, вязкость нефти -9 мПа·с, плотность нефти - 844 кг/м³, обводненность продукции - 42%.

На границах зон 4 и 5 установили пластыри 6. Спустили технологическую колонну 3 с пакерами 7 и управляемыми клапанами и установили пакеры 7, выполненные в виде пар разнонаправленных самоуплотняющихся манжет 8 и 9 (фиг.2) напротив пластырей 6, а управляемые клапаны разместили напротив зон 4 и 5. В ходе эксплуатации продукция из зоны 4 обводнилась до 95%, это определили последовательным открыванием и закрыванием управляемых клапанов напротив зон 4 и 5. Зону 4 оставили открытой, а зону 5 перекрыли. В аналогичной нагнетательной скважине (на фиг. не показана) поступили так же: открытой оставили только зону 4, гидродинамически связанную с зоной 4 добывающей скважины 2. В зону 4 закачали гидрофобную эмульсию (нефть - 30-40%, пластовая вода - 60-70%, эмульгатор - 1-2%) в объеме 40 м³ до снижения приемистости в скважине менее 5 м³/сут. После чего зону 4 перекрыли управляемыми клапанами и выдерживали до тех пор, пока не образовался водоизолирующий экран. В зону 4 нагнетательной скважины закачали 24 м³ аналогичного водоизолирующего состава. Затем зону 4 в скважине 2 и нагнетательной скважине управляемыми клапанами перекрыли, а зону 5 открыли в обоих скважинах, далее произвели отбор продукции из зоны 5.

Благодаря применению предложенного способа разработки неоднородного месторождения наклонными и горизонтальными скважинами конечный коэффициент нефтеотдачи увеличился на 15%, обводненность продукции снизилась на 20%, дополнительная добыча нефти составила 70 тыс.т.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи за счет ввода в разработку остаточных запасов нефти и увеличения коэффициента охвата их выработкой, снизить добычу попутно добываемой воды, одновременно воздействовать на участки пласта с различной проницаемостью.