Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВОЙ ЗАЛЕЖИ НЕФТИ

Предлагаемый способ относится к нефтяной промышленности, в частности к способам разработки многопластовой залежи нефти и ограничения водопритока в добывающей скважине, вскрывшей два и более продуктивных пласта.

Известен способ изоляции интервала негерметичности обсадной колонны в скважине (патент RU №2254443, E21B 33/13, опубл. Бюл. №17 от 20.06.2005), включающий определение интервала негерметичности обсадной колонны, образование экрана из вязкопластичной массы в заколонном пространстве путем закачки в скважину и продавки в ее заколонное пространство под избыточным давлением рабочей жидкости для взаимодействия ее с проявляющим флюидом. Скважину выдерживают при избыточном давлении до набора образованной вязкопластичной массой не менее 30% от конечной планируемой структурной прочности. Затем удаляют остатки вязкопластичной массы из обсадной колонны при избыточном давлении, исключающие обратный переток основного объема вязкопластичной массы из заколонного пространства в обсадную колонну, после чего скважину выдерживают до набора вязкопластичной массой конечной структурной прочности.

Недостатком известного способа является низкая эффективность, обусловленная тем, что изоляционный материал проникает, в первую очередь, в высокопроницаемые каналы пласта и на небольшую глубину, оставляя мелкие поры и трещины с более высоким фильтрационным сопротивлением неизолированными, что снижает герметичность обсадной колонны в скважине и, как следствие, приводит к быстрому восстановлению заколонных перетоков.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ ремонта скважины, включающий вскрытие обсадной колонны, спуск на нососно-компрессорных трубах (НКТ) пакера, установку пакера между пластами, закачку тампонажного раствора в заколонное пространство, ожидание его затвердевания и извлечение пакера (патент RU №2354802, E21B 29/10, 33/13, опубл. Бюл. №13 от 10.05.2009). Перед закачкой изолирующего материала проводят заполнение подпакерного пространства изолирующим материалом и постановку пакера. Установку пакера выполняют между нижним и верхним продуктивными пластами. Для закачки изолирующего материала в заколонное пространство повышают давление в подпакерном пространстве, снижают давление в скважине в надпакерном пространстве без снижения давления в подпакерном пространстве. Перед удалением пакера выравнивают давления в надпакерном и подпакерном пространстве, после удаления пакера промывают скважину от остатков изолирующего материала и проводят технологическую выдержку для схватывания и твердения изолирующего материала.

Недостатком способа является то, что известный способ не позволяет исключить фильтрацию пластовой воды по затрубному пространству к верхнему продуктивному пласту скважины, которая, в свою очередь, препятствует поступлению нефти к интервалам перфорации и повышает обводненность продукции скважины. В случаях, когда нижний пласт является высокоприемистым, то все закачиваемые растворы кольматируют его, а не заколонные перетоки.

Технической задачей предлагаемого способа является повышение эффективности способа разработки многопластовой залежи нефти за счет поддержания эксплуатационного режима работы добывающей скважины и исключения фильтрации пластовой воды по затрубному пространству к верхнему продуктивному пласту скважины, снижения обводненности продукции скважины и увеличения нефтеотдачи пласта.

Указанная задача решается способом разработки многопластовой залежи нефти, включающим вскрытие обсадной колонны, спуск на нососно-компрессорных трубах (НКТ) пакера, установку пакера между пластами, закачку твердеющего тампонажного раствора и ожидание его затвердевания.

Новым является то, что предварительно закачивают и продавливают тампонажный раствор в нижний обводнившийся пласт, после отверждения в пласте тампонажного раствора производят вскрытие обсадной колонны выше нижнего пласта, устанавливают пакер выше интервала перфорации обсадной колонны, а на нижнем торце колонны НКТ устанавливают штуцер для приема жидкости насосом из обводнившегося пласта.

На чертеже представлен разрез нефтенасыщенного пласта с размещенной вертикальной скважиной по предлагаемому способу.

Сущность изобретения

Нефтяную залежь разбуривают скважинами 1 по проектной сетке, осуществляют их обустройство, уточняют геологическое строение залежи, определяют емкостно-фильтрационные свойства пластов: верхнего 2 и нижнего 3, толщину глинистых пород 4, отделяющих верхний продуктивный пласт 2 от нижнего 3. В добывающей скважине 1 производят перфорацию 5 обсадной колонны и отбор продукции скважины из продуктивных пластов 2 и 3. Производят регулярно замеры отбираемой нефти и воды. Определяют обводненность пластов 2 и 3 по их продукции в скважине, выявляют причины ее роста. В процессе эксплуатации увеличивается обводненность нижнего высокоприемистого продуктивного пласта. При нарушении целостности заколонного пространства возникают заколонные перетоки и происходит обводнение верхнего продуктивного пласта. Дебит нефти снижается до нерентабельного.

С целью поддержания эксплуатационного режима работы добывающей скважины и исключения фильтрации пластовой воды по затрубному пространству к верхнему продуктивному пласту скважины, снижения обводненности продукции скважины и увеличения нефтеотдачи пласта, изоляции нижнего высокоприемистого продуктивного пласта 3, в него закачивают тампонажный раствор 6. В качестве тампонажного раствора используют, например, гелеобразующий состав и др. Количество тампонажного раствора, необходимое для глушения обводнившегося пласта, зависит от толщины пласта и его проницаемости.

После отверждения тампонажного раствора 6 в нижнем пласте 3 выше нижнего пласта в интервале залегания слабосцементированных глинистых пород производят вскрытие обсадной колонны скважины 1 перфорацией 7. Интервал перфорации 7 находится на расстоянии одного-двух метров выше кровли нижнего пласта 3. Спускают пакер 8 на нососно-компрессорных трубах (НКТ) 9 и устанавливают между верхним 2 и нижним пластами 3 выше интервала перфорации 7. В заколонное пространство 10 закачивают твердеющий тампонажный раствор (например, гелеобразующие составы и др.). Скважину останавливают на технологическую выдержку в зависимости от состава тампонажного раствора. В качестве тампонажных составов используют цементные растворы, водные растворы полимеров и т.д. После закачки тампонажного раствора продавливают для заполнения заколоннного пространства гелеобразующий состав.

В нижней части колонны НКТ устанавливают штуцер 11. Нижнюю часть колонны НКТ размещают выше кровли нижнего пласта 3 на расстоянии 1,0-1,5 м. При превышении давления в подпакерной зоне над давлением в надпакерной зоне происходит переток пластовой жидкости через штуцер снизу вверх в надпакерную зону, из которой она отбирается глубинно-насосным оборудованием.

За счет создания депрессии в призабойной зоне предлагаемый способ обеспечивает плавное установление требуемого эксплуатационного режима работы скважины и позволяет исключить фильтрацию пластовой воды по затрубному пространству к верхнему продуктивному пласту скважины, которая, в свою очередь, препятствует поступлению нефти к интервалам перфорации и повышает обводненность продукции скважины.

Способ обеспечивает сохранение проницаемости нефтенасыщенной части пласта, снижает обводненность продукции более чем на 15% за счет исключения проницаемости между продуктивными пластами в заколонном пространстве скважины, исключает поступление воды из нижнего обводнившегося пласта в верхний продуктивный пласт, что способствует увеличению дебита нефти и соответственно нефтеотдачи пласта.

Пример конкретного выполнения

Нефтяную залежь разбуривают скважинами по проектной сетке, осуществляют их обустройство. Добывающая скважина 1 вскрыла два продуктивных пласта 2 и 3. Толщина слабосцементированных глинистых пород 4, разделяющих пласты, составляет восемь метров.

В добывающей скважине вскрывают перфорацией 5 продуктивные пласты 2 и 3. В процессе эксплуатации производят регулярно замеры отбираемой нефти и воды. Определяют обводненность пластов 2 и 3 по их продукции в скважине 1, выявляют причины ее роста. Через год работы скважины нижний пласт 3 обводнился. В результате обводненность добываемой продукции возросла до 92%. Добыча нефти из верхнего пласта 2 снизилась с 9,2 т/сут до 0,8 т/сут. Исходя из полученных данных устанавливают наличие заколонных перетоков пластовой воды между пластами 2 и 3. Пластовая вода из нижнего пласта 3, поднимаясь вверх по заколонному пространству, препятствует поступлению нефти из пласта 2 к интервалам перфорации.

С целью изоляции нижнего пласта 3 в него закачивают водный раствор полимеров 6 в количестве, необходимом для глушения пласта.

После отверждения тампонажного раствора 6 в нижнем пласте 3 выше него в интервале залегания слабосцементированных глинистых пород производят вскрытие обсадной колонны скважины 1 перфорацией 7. Интервал перфорации 7 находится на расстоянии двух метров выше кровли нижнего пласта 3. После спуска НКТ пакер 8 устанавливают между верхним пластом 2 и интервалом перфорации 7 на расстоянии 1,5 м выше интервала перфорации. В заколонное пространство 10 закачивают твердеющий тампонажный раствор - водный раствор полимеров. Скважину останавливают на технологическую выдержку в зависимости от состава тампонажного раствора.

В нижней части колонны НКТ устанавливают штуцер 11. Нижнюю часть колонны НКТ размещают выше кровли нижнего пласта 3 на расстоянии 1,5 м.

Предлагаемый способ позволяет повысить эффективность способа разработки многопластовой залежи нефти за счет поддержания эксплуатационного режима работы добывающей скважины и исключения фильтрации пластовой воды по затрубному пространству к верхнему продуктивному пласту скважины, тем самым продлевая период работы скважины, снижения обводненности продукции скважины и увеличения нефтеотдачи пласта.