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 3,0-8,0 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 схватывания 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 радиуса 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, которого 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. в бюл. №16 от 10.06.2011), 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 и создание экранов из изолирующего состава, отделяющего водонасыщенные зоны пласта от нефтенасыщенных зон. 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 ожидания затвердевания 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 скв. №8607 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, низкое качество изоляции заколонного перетока в скважине, что связано с возможным обводнением скважины через забой при последующей разработке обводненного месторождения в процессе эксплуатации нефтенасыщенной зоны пласта, так как при изоляции заколонного перетока производят без давления, при этом не производится контроль его качества, кроме того, цемент в качестве изолирующего состава не обеспечивает равномерное проникновение в поры непроницаемого естественного пропластка, а значит, не удается получить надежный монолитный экран из изолирующего состава, отделяющего водонасыщенную зону от нефтенасыщенной зоны пласта в интервале непроницаемого естественного пропластка;

- в-третьих, низкая эффективность разработки обводненных нефтяных месторождений, так как изоляция заколонного перетока согласно данному способу приводит к полному отказу от водонасыщенной зоны пласта и выводу ее из дальнейшей разработки обводненного нефтяного месторождения, причем зачастую в процессе разработки обводненного нефтяного месторождения возникает необходимость использования водонасыщенной зоны пласта как для поддержания пластового давления, так и для внутри или межскважинной перекачки воды.

Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности способа разработки обводненного нефтяного месторождения за счет исключения заколонных перетоков, снижение трудоемкости и продолжительности его осуществления, а также повышение эффективности способа разработки обводненного нефтяного месторождения за счет возможности вовлечения в разработку обводненного нефтяного месторождения водонасыщенной зоны пласта.

Поставленная задача решается 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 и 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, после ожидания затвердевания изолирующего состава разбуривание изолирующего состава с оставлением экрана напротив нефтенасыщенной зоны пласта, перфорацию напротив нефтенасыщеннной зоны пласта.

Новым является то, что при размещении водонасыщенной зоны ниже нефтенасыщенной зоны пласта и толщине непроницаемого естественного пропластка от 4 до 8 м вырезают часть обсадной колонны в интервале на 1-1,5 м ниже кровли водонасыщенной зоны пласта и не менее половины непроницаемого естественного пропластка от кровли водонасыщенной части пласта, расширяют ствол скважины в этом интервале, на колонне труб спускают механический пакер, производят его посадку в обсадной колонне выше вырезанной части обсадной колонны, но ниже интервалов перфорации нефтенасыщенной зоны пласта, закачкой жидкости по колонне труб под пакер определяют удельную приемистость пласта, при удельной приемистости пласта ниже 0,5 м³/(ч·МПа) производят закачку в пласт подогретого до температуры 40-50°С глинокислотного раствора и доводят удельную приемистость до величины 0,5 м³/(ч·МПа) и выше, после чего определяют наличие циркуляции жидкости закачкой жидкости по заколонному пространству с выходом жидкости через интервалы перфорации нефтенасыщенной зоны пласта на поверхность, затем извлекают колонну труб с механическим пакером и спускают заливочную колонну труб с разбуриваемым пакером и производят его посадку в том же интервале что и механический пакер, при наличии циркуляции под давлением производят закачку изолирующего состава с выводом его по заколонному пространству и образованием изолирующего моста внутри обсадной колонны на 20-30 м выше интервала перфорации нефтенасыщенной зоны пласта, при отсутствии циркуляции выводят изолирующий состав по заколонному пространству до интервала перфорации нефтенасыщенной зоны пласта, в качестве изолирующего состава применяют микроцемент, извлекают заливочную колонну труб, после ожидания затвердевания микроцемента производят разбуривание изолирующего моста до разбуриваемого пакера, затем закачкой меченой изотопами жидкости в скважину определяют качество изоляции заколонного перетока, при отсутствии заколонного перетока производят повторную перфорацию нефтенасыщенной зоны пласта и вводят ее в разработку обводненного нефтяного месторождения, при наличии заколонного перетока работы по изоляции заколонного перетока повторяют, затем вводят в разработку водонасыщенную зону пласта.

Предлагаемый способ осуществляют при размещении водонасыщенной зоны ниже нефтенасыщенной зоны пласта и при толщине непроницаемого естественного пропластка от 4 до 8 м, причем интервал вырезания подбирают с учетом оставления максимально возможного зумпфа и возможности вскрытия кровли водоносного пласта, поэтому вырезают часть обсадной колонны в интервале на 1-1,5 м выше кровли водонасыщенной зоны пласта и не менее половины непроницаемого естественного пропластка выше кровли водонасыщенной части пласта.

Опытным путем установлено, что при толщине непроницаемого естественного пропластка 4 менее 4 м применение предлагаемого способа малоэффективно, ввиду того, что прочность экрана изолирующего состава в заколонном пространстве 8 не будет обеспечивать надежную изоляции заколонного перетока в скважине между водо- и нефтенасыщенной зонами пласта, а при толщине непроницаемого естественного пропластка 4 более 8 м применение предлагаемого способа неэффективно ввиду дороговизны, трудоемкости и продолжительности его осуществления.

На фиг.1, 2, 3, 4, 5, 6, 7 схематично изображено выполнение способа разработки обводненного нефтяного месторождения

Способ реализуют следующим образом.

Способ разработки обводненного нефтяного месторождения включает разбуривание его эксплуатационными скважинами 1 (см. фиг.1), пересекающими пласт 2.

Пласт 2 состоит из водонасыщенной зоны 3, разделенной непроницаемым естественным пропластком 4 и расположенной выше нефтенасыщенной зоной 5. 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 от 4 м до 8 м, например, 7 м вырезают часть 9 (см. фиг.2) обсадной колонны 6 (см. фиг.1) в интервале на 1-1,5 м ниже кровли водонасыщенной зоны 3 пласта 2 (например, 1, 5 м) и не менее половины толщины непроницаемого естественного пропластка от кровли водонасыщенной зоны 3 пласта 2, например, при толщине непроницаемого естественного пропластка h=7 м вырезают h=7/2=3,5 м. Таким образом, высота вырезаемой части 9 обсадной колонны 6 составляет: 3,5+1,5=5 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 не показано).

Например, интервал залегания нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2 составляет 1720-1725 м, ниже в интервале 1725-1732 м расположен непроницаемый естественный пропласток 4, ниже которого в интервале 1732-1739 м залегает водонасыщенная зона 3 пласта 2. Таким образом, вырезают часть 9 (см. фиг.2) в интервале 1728,5-1733,5 м обсадной колонны 6 (см. фиг.1).

Расширяют ствол скважины 1 в интервале 1728,5-1733,5 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).

После извлечения гидромониторной насадки 10 (см. фиг.3) с колонной труб 11 в скважину 1 на колонне труб 13 (см. фиг.4) спускают механический пакер 14, (например, пакер механического действия марки ПРО-ЯМО, выпускаемый НПФ «ПАКЕР», г.Октябрьский, Республика Башкортостан, Российская Федерация). Производят посадку механического пакера 14 в обсадной колонне 6 выше вырезанной части 9 обсадной колонны 6, но ниже интервалов перфорации 7 нефтенасыщенной зоны 5 (см. фиг.1) пласта 2, т.е. в интервале 1725-1728,5 м.

Закачкой жидкости по колонне труб 13 (см. фиг.4) под пакер 14 определяют удельную приемистость пласта 2. Например, удельная приемистость пласта 2 составила 0,3 м³/(ч·МПа).

Так как удельная приемистость пласта 2 оказалась ниже 0,5 м³/(ч·МПа), то производят закачку в пласт подогретого до температуры 40-50°С глино-кислотного раствора, представленного смесями соляной и плавиковой кислот, например, смесь 10-15% HCl+3-5% NH₄F·HF с добавлением в него от 1% до 2% уксусной кислоты СН₃СООН. Доводят удельную приемистость до указанной выше величины, т.е. до 0,5 м³/(ч·МПа) и выше, например до 0,7 м³/ч·МПа.

Применяют:

- кислоту уксусную синтетическую или регенирированную (СН₃СООН) по ГОСТ 19814-74;

- кислоту соляную синтетическую техническую (HCl) по ГОСТ 857-95;

- аммоний фтористый кислый (N₄F·HF), плавиковую кислоту ГОСТ 9546-75.

Глинокислотный раствор, подогретый до температуры 40-50°С, каптирует песчаные водонасыщенные породы и интенсифицирует растворение глинистых образований в породе, что позволяет увеличить удельную приемистость пласта.

Затем определяют наличие циркуляции жидкости, например, пресной воды, закачой ее с устья скважины по колонне труб 13 (фиг.4) под пакер 14 и далее по заколонному пространству 8 с выходом жидкости через интервалы перфорации 7 нефтенасыщенной зоны 5 (фиг.1) пласта 2 по межколонному пространству 15 (см. фиг.4) на поверхность.

Далее извлекают колонну труб 13 с механическим пакером 14 и спускают заливочную колонну труб (на фиг.1, 2, 3, 4, 5, 6, 7 не показано) с проходным разбуриваемым пакером 16 (см. фиг.5) и производят его посадку в том же интервале (1725-1728,5 м), что и механический пакер 14. В качестве проходного разбуриваемого пакера 16 применяют, например, пакер конструкции «ТатНИПИнефть» (см. патент RU №2395669 «Пакер разбуриваемый», МПК Е 21 В 33/12 опубл. в бюл. №21 от 27.07.2010 г.или патент RU №2374427 «Пакер разбуриваемый», МПК Е21В 33/12 опубл. в бюл. №23от 27.11.2011 г.).

При наличии циркуляции жидкости под давлением, не превышая предельно допустимое давление на обсадную колонну 6, например до 9 МПа, производят закачку изолирующего состава 17 по колонне труб 13 (см. фиг.4). Затем осуществляют продавку по колонне труб 13 с помощью продавочной жидкости, например, сточной водой, плотностью 1180 кг/м³ с выводом изолирующего состава по заколонному пространству 8 (см. фиг.4 и 5) с образованием изолирующего моста 18 (см. фиг.5) внутри обсадной колонны 6 на 20-30 м выше интервала перфорации 7 (фиг.1) нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2. Расчетное количество изолирующего состава определяет геологическая служба ремонтного предприятия опытным путем.

При отсутствии циркуляции жидкости по заколонному пространству 8 (см. фиг.6) и уходу жидкости в водонасыщенную зону 3 пласта 2 производят закачку изолирующего состава 17 по колонне труб 13. Затем осуществляют продавку по колонне труб 13 с помощью продавочной жидкости, например, сточной водой плотностью 1180 кг/м с выводом изолирующего состава по заколонному пространству 8 (см. фиг.7) до интервала перфорации 7 (см. фиг.1) нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2.

В качестве изолирующего состава применяют микроцемент, например, супертонкий ультрацемент, производимый ЗАО «НПО «Полицелл» (г.Владимир) по ТУ 5739-019-56864391-2010. Пресную воду плотностью 1000 кг/м³ смешивают с микроцементом при массовом соотношении, соответственно, 2:3. 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.

После чего извлекают заливочную колонну труб и оставляют скважину 1 на ожидание затвердевания микроцемента (ОЗМ).

После ожидания затвердевания микроцемента производят разбуривание изолирующего моста 18 (см. фиг.5) до разбуриваемого пакера 16 (см. фиг.7). Разбуривание производят с помощью долота и винтового забойного двигателя, спущенного в скважину 1 на колонне труб (на фиг.1, 2, 3, 4, 5, 6,7 не показано).

Производят исследование качества изоляции заколонного перетока закачкой меченой изотопами жидкости в скважину 1 (см. фиг.7). Для этого в интервал перфорации 7 нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2 спускают колонну труб 19.

Далее, например, по технологии определения заколонных перетоков методом закачки меченой изотопами жидкости (пресная вода плотностью 1000 кг/м³, содержащая радон), внедряемых ООО «ТНГ-Групп» на скважинах ОАО «Татнефть». Этот метод основан на введении в скважину определенного объема меченой радоном жидкости и последующем контроле его распределения гамма-каротажем (ГК) по стволу скважины, по результатам которого определяют наличие или отсутствие заколонного перетока в скважине. Или, например, в качестве меченой изотопами жидкости используют ферромагнитную жидкость, которую под давлением закачивают в скважину, после чего регистрируют изменение сигнала в зависимости от времени, исходя из полученных данных с измерительных датчиков, делают выводы о наличии заколонных перетоков, их направленности и величине. Для этого спускают в скважину на геофизическом кабеле устройство, описанное в патенте RU №2255220, «Устройство для контроля заколонных перетоков», МПК Е21В 47/10, опубл. в бюл. №18 от 27.06.2005 г.

По результатам исследования в случае отсутствия заколонного перетока производят повторную перфорацию (на фиг.1, 2, 3, 4, 5, 6, 7 не показано) нефтенасыщенной зоны 5 (см. фиг.1) пласта 2 и вводят ее в разработку обводненного нефтяного месторождения.

При наличии заколонного перетока работы по изоляции заколонного перетока повторяют, как описано выше.

Далее вводят в разработку обводненного нефтяного месторождения водоносыщенную зону 3 (см. фиг.1) пласта 2. Для этого производят разбуривание пакера 16 (см. фиг.5) и изолирующего состава 17 до подошвы водонасыщенной зоны 3 (см. фиг.1) пласта 2, затем производят повторную перфорацию водонасыщенной зоны 3 пласта 2 и вводят ее в эксплуатацию, например, для межскважинной перекачки сточной воды в целях поддержания пластового давления.

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

Кроме того, возможность включения в разработку обводненного нефтяного месторождения водонасыщенной зоны пласта позволяет повысить эффективность ведения разработки обводненного нефтяного месторождения.