Результат интеллектуальной деятельности: Способ разработки нефтяной многопластовой залежи

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к исследованию и разработке многопластовых месторождений с закачкой и отбором из нескольких пластов одновременно раздельно.

Известен способ одновременно-раздельного исследования и разработки многопластовых месторождений (патент RU № 2371576, МПК E21B 47/10, E21B 43/14, опубл. 27.10.2009 в Бюл. № 30), включающий спуск в нагнетательную скважину подземной компоновки, для исследования гидродинамической связи между пластами и целенаправленной закачки по ним индикатор - трассера, состоящей из колонны труб, оснащенной выше пластов и между пластами, по меньшей мере, пакером, ниже и выше которого спущены, по крайней мере, по одной скважинной камере со съемным элементом, выполненным либо в виде регулятор - штуцера с обратным клапаном или без него, для подачи рабочего агента, индикатор - трассера или химического раствора, либо в виде глухой пробки для отсекания пласта, либо же в виде глубинного прибора со штуцером или без него, для движения или отсекания потока и измерения при этом физических параметров пласта, закачку расхода рабочего агента в скважину и замер его значения на поверхности, соответствующий, по меньшей мере, одному измеренному значению устьевого давления, проведение гидродинамического и/или геофизического исследования путем спуска в скважину глубинного прибора, подачу, по крайней мере, в один пласт индикатор - трассера, регистрацию его значений на выходе добывающих скважин и определение соответственно для каждого исследуемого пласта одного или несколько физических свойств - наличие разрывных нарушений, ориентацию и объемы трещин, скорость фильтрации, проницаемость, объем непроизводительно закачиваемого рабочего агента, гидродинамическую связь между пластами нагнетательных и/или добывающих скважин, подбор характеристик съемных элементов в виде регулятор - штуцеров и их установку в скважинные камеры на глубине соответствующих пластов, обеспечение проектных режимов работы по пластам нагнетательной скважины, отличающийся тем, что перед закачкой индикатор - трассера в нагнетательную скважину, останавливают временно ее работу при установившемся режиме пластов, размещают с помощью канатной техники во все скважинные камеры съемные элементы для отсекания пластов от полости колонны труб, спрессовывают подземную компоновку на герметичность путем создания на устье избыточного давления внутри колонны труб, причем при наличии ее герметичности для отсекания и исследования, по крайней мере, одного пласта, оснащают на его глубине, по меньшей мере, одну скважинную камеру съемным элементом в виде глубинного прибора, при этом устанавливают на глубине других или другого пласта для закачки, по меньшей мере, в одну скважинную камеру съемный элемент в виде регулятор - штуцера или глубинного прибора со штуцером, или же оставляют ее без съемного элемента, далее запускают скважину под закачку при одном или разных устьевых и/или забойных давлениях и соответственно регистрируют с помощью съемного элемента в виде глубинного прибора, по крайней мере, забойное давление во времени для отсеченного пласта, а затем извлекают съемный элемент в виде глубинного прибора из соответствующей скважинной камеры, интерпретируют его показания и определяют кривую падения забойного давления и соответственно физические параметры, по меньшей мере, одного отсеченного пласта, соответствующие как времени остановки, так и времени работы, по крайней мере, одного из других открытых пластов, сравнивают их значения между собой и диагностируют по темпу изменения забойного давления по отсеченному пласту отсутствие или наличие гидродинамической связи между призабойными зонами пластов нагнетательной скважины, возникающие вследствие негерметичности пакера или пакеров, или цементного моста в заколонном пространстве, или же наличия межпластового перетока, после этого задают проектные значения концентрации индикатор - трассера только для пластов, между которыми отсутствует гидродинамическая связь, а затем отсекают герметично один или несколько из пластов от полости колонны труб путем установки в соответствующую скважинную камеру съемного элемента в виде глухой пробки или глубинного прибора, при этом оставляют открытым поочередно, по крайней мере, один пласт путем извлечения, по меньшей мере, одного съемного элемента из соответствующей скважинной камеры и/или замены его на регулятор - штуцер или же на глубинный прибор со штуцером, куда закачивают разово или периодически, при одном или разных замеренных устьевом и/или забойном давлениях, заданное проектное значение концентрации индикатор - трассера для регистрации его на выходе добывающих скважин и определения физических свойств пластов для точности проектирования режимов работы нагнетательной скважины.

Недостатками данного способа являются использование для закачки и отбора однотрубной компоновки, что не позволяет поддерживать различные одновременные режимы закачки воды и отбора продукции пластов, и смешение продукции пластов в добывающей скважине, что может негативно повлиять на качество продукции одного из пластов из-за низкого качества другого.

Наиболее близким является способ разработки нефтяной залежи (патент RU № 2578090, МПК E21B 43/14, E21B 43/20, опубл. 20.03.2016 в Бюл. № 8), включающий разбуривание залежи вертикальными и горизонтальными многозабойными скважинами по технологической сетке с формированием элементов разработки, включающих в каждом нагнетательную и добывающие скважины, циклическую закачку рабочего реагента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, замеры добычи нефти, воды и закачиваемой жидкости, проведение гидродинамических исследований и поддержание пластового давления в зоне отбора на уровне первоначального, отличающийся тем, что перед разбуриванием залежи с площадной системой разработки выделяют участки с двумя и более продуктивными пластами и/или пропластками в разрезе, на участках формируют элементы, вскрывая эти пласты и/или пропластки вертикальными нагнетательными скважинами, в каждом элементе бурят две многозабойные скважины с горизонтальным окончанием в каждом пласте и/или пропластке по двум противоположным сторонам элемента длиной, равной 80-96% от длины стороны элемента, в нагнетательных скважинах разделяют продуктивные пласты и/или пропластки управляемыми пакерами для дифференциации давления нагнетания по каждому из пластов и/или пропластков в зависимости от их фильтрационно-емкостных свойств, бурят дополнительную добывающую скважину в элементах, горизонтальные участки которой расположены в каждом из пластов и/или пропластков в сторону нагнетательных скважин до сообщения с соответствующей нагнетательной скважиной в соответствующем пласте и/или пропластке, участок каждого горизонтального ствола снабжают глухим пакером, обеспечивающим изоляцию и отделяющим забой с нагнетательной скважиной на расстоянии не более 40-60 м, а устье добывающей скважины изолируют так, чтобы зона отбора составляла 5-24% длины всего горизонтального участка от точки входа в пласт, при этом нагнетательные скважины оборудуют устройствами для одновременно-раздельного нагнетания рабочего агента в каждый из вскрытых пластов и/или пропластков соответствующих скважин с периодами и давлением, обеспечивающими максимальное восстановление давления в зоне отбора при вытеснении нефти и не приводящими к преждевременному обводнению добываемой продукции.

Недостатками данного способа являются сложность реализации из-за строительства многозабойных скважин с горизонтальными окончаниями, сложность попадания в каждое из окончаний для установки пакеров и, как следствие, высокие материальные и временные затраты.

Также недостатком для каждого из способов является то, что закачка воды и отбор продукции из каждого пласта ведется без учета газового фактора (наличия газа) в продукции, что может привести к срыву потока в насосе при добыче (отборе) продукции и затруднениям при дальнейшей перекачке добываемой газожидкостной смеси.

Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа разработки нефтяной многопластовой залежи, позволяющего просто с относительно небольшими затратами времени и с учетом наличия газового фактора производить закачку воды из нагнетательных скважин и отбор продукции из добывающих скважин.

Техническую задачу решают способом разработки нефтяной многопластовой залежи, включающий выделение участков с двумя продуктивными пластами и/или пропластками в разрезе, разбуривание залежи вертикальными нагнетательными скважинами и добывающими скважинами с формированием элементов разработки и вскрытием этих пластов и/или пропластков, раздельную закачку рабочего реагента в каждый пласт через нагнетательные скважины и отдельный отбор продукции каждого пласта и/или пропластка через добывающие скважины с замерами добычи нефти, воды и закачиваемой жидкости и проведением гидродинамических исследований, и поддержание пластового давления в каждом пласте и/или пропластке в зоне отбора на необходимом уровне.

Новым является то, что добывающие скважины строят вертикальными, при исследованиях определяют также давление насыщение газа в продукции пласта, необходимый уровень пластового давления в зоне отбора поддерживают на уровне как минимум на 60 % выше уровня насыщения, а при во время отбора – на уровне не менее 30 % выше уровня насыщения.

На чертеже изображена схема реализации способа.

Способ разработки нефтяной многопластовой залежи включает выделение участков с верхним 1 и нижним 2 продуктивными пластами и/или пропластками (далее пласты) в разрезе, разбуривание залежи вертикальными нагнетательными 3 и добывающими 4 скважинами с формированием элементов разработки и вскрытием этих пластов 1 и 2. В ходе исследования скважин 3 и 4 определяют давление насыщения газом продукции каждого из пластов 1 и 2. Каждую скважину 3 или 4 спускают длинную колонну труб 5 с пакером 6, устанавливаемым между верхним 1 и нижним 2 пластами, и параллельным якорем 7, располагаемым выше пакера 6. Потом спускают короткую колонну труб 8 с фиксацией в якоре 7. Каждую колонну труб 5 и 8 оборудуют датчиками давления 9 на выходе (для нагнетательных скважин 3) или входе (для добывающих скважин 4).При этом каждую колонну труб 5 и 8 добывающей скважины 4 снабжают на входе насосом 10 с фильтром 11. Перед началом эксплуатации через короткую колонну труб 8 нагнетательной скважины 3 нагнетают рабочий реагент – воду в верхний пласт 1 до достижения в близлежащих добывающих скважинах 4 выше пакера 6 давления как минимум на 60 % выше уровня давления насыщения, измеряемого датчиком давления 9 короткой колонны труб 8, полученное давления для нагнетания также фиксируется блоком управления (не показан) для датчика давления 9 короткой колонны труб 8 нагнетательной скважины 3. При этом через длинную колонну труб 5 нагнетательной скважины 3 нагнетают воду в нижний пласт 2 до достижения в близлежащих добывающих скважинах 4 ниже пакера 6 давления как минимум на 60 % выше уровня давления насыщения, измеряемого датчиком давления 9 длинной колонны труб 5, полученное давления для нагнетания также фиксируется блоком управления (не показан) для датчика давления 9 длинной колонны труб 5 нагнетательной скважины 3. После чего насосами 10 через фильтры 11 при помощи короткой 8 и длинной 5 колонн труб начинают отбор продукции из соответствующих верхнего 1 и нижнего 2 пластов, с поддержанием соответствующего давления на уровне не менее 30 % выше уровня насыщения газом, что фиксируется в добывающей скважине 4 датчиками давления 9 короткой колонны труб 8 для верхнего пласта 1 и длинной колонны труб 5 для нижнего пласта 2. При этом в нагнетательных скважинах 3 поддерживают давление не ниже зафиксированного блоком управления, что фиксируется датчиками давления 9 короткой колонны труб 8 для верхнего пласта 1 и длинной колонны труб 5 для нижнего пласта 2 в нагнетательной скважине. При эксплуатации пластов 1 и 2 производят замеры объема или массы добываемой нефти и воды (при наличии) из каждой добывающей скважины 4 и нагнетаемой воды в каждую добывающую скважину 3 с проведением гидродинамических исследований для поддержания пластового давления в каждом пласте 1 и 2 в зоне отбора на необходимом уровне.

Предлагаемый способ разработки нефтяной многопластовой залежи позволяет просто с относительно небольшими затратами времени и с учетом наличия газового фактора производить закачку воды из нагнетательных скважин и отбор продукции из добывающих скважин, что исключает срыв потока при отборе и поддерживать фронт заводнения верхнего и нижнего пластов на необходимом уровне.