Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластового нефтяного месторождения.

Известна насосная установка для одновременной или раздельной закачки вытесняющего агента в два интервала скважины, включающая двухканальную устьевую арматуру, основную колонну лифтовых труб, оснащенную основным пакером, который установлен между пластами, и сообщенную с подпакерным пространством, дополнительную колонну лифтовых труб, размещенную концентрично снаружи основной и оснащенной снаружи дополнительным пакером, который установлен выше верхнего пласта, причем основная и дополнительная колонны лифтовых труб сообщены соответственно с основной и дополнительной линиями нагнетания, которые сообщены через распределительный узел с нагнетательным трубопроводом. Основной пакер установлен между группами пластов с различными фильтрационно-емкостными свойствами, а линия нагнетания, сообщенная через колонну лифтовых труб с группой пластов с более низкой проницаемостью, снабжена дополнительным высоконапорным насосом, спущенным в шурф, который сообщен с нагнетательным трубопроводом и дополнительно с водоводом. Между распределительным узлом и высоконапорным насосом линии нагнетания сообщены между собой патрубком с задвижкой. Основная и дополнительная линии нагнетания параллельно могут быть соединены после патрубка с аналогичными линиями нагнетания подобных скважин. Насосная установка используется для подачи к скважине вытесняющего агента низконапорных трубопроводов и защищена от кратковременных сбоев в подаче вытесняющего агента в насосную установку за счет использования шурфа с высоконапорным насосом и параллельных линий закачки, выполненных с возможностью сообщения в случаях нарушения подачи вытесняющего агента из нагнетательного трубопровода или шурфа (патент РФ №2393342, Е21В 43/14, Е21В 33/122, опубл. 27.06.2010).

Известен способ разработки нефтяной залежи, в котором проводят определение фильтрационно-емкостных характеристик продуктивного пласта, установление зависимости величины забойного давления нагнетания и пластового давления от фильтрационно-емкостных характеристик, определение интервалов оптимальных давлений нагнетания и пластовых давлений, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины на режимах фильтрации, соответствующих оптимальным значениям давления нагнетания, и пластовых давлений между зонами закачки и отбора. Каждую нагнетательную и добывающую скважину снабжают датчиками забойного давления, не реже одного раза в сутки замеряют забойные давления во всех скважинах и вычисляют пластовое давление вблизи скважин. Остановкой закачки и отбора и/или изменением режимов работы скважин поддерживают в пласте оптимальное с точки зрения максимальной нефтеотдачи пластовое давление. При этом планируют остановки скважин для ремонта и одновременно проводят мероприятия по поддержанию пластового давления на участке разработки вне зависимости от его изменения в процессе ремонта скважины (патент РФ №2336413, опубл. 20.10.2008 - прототип).

Известные технические решения не позволяют разрабатывать нефтяную залежь с достижением высокой нефтеотдачи.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки многопластового нефтяного месторождения, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины общим фильтром, отбор пластовой продукции через добывающие скважины общим фильтром, согласно изобретению, разрабатывают верхний пласт в режиме компенсации отбора закачкой рабочего агента при давлении нагнетания в соответствии с приемистостью пласта, вблизи нагнетательной скважины организуют шурф и закачивают рабочий агент через шурф в нагнетательную скважину с повышенным давлением закачки, достаточным для поступления рабочего агента как в верхний, так и в нижний пласт, добывающие скважины эксплуатируют в режиме постоянного забойного давления, после реагирования добывающих скважин на повышение давления закачки рабочего агента продолжают разработку в режиме компенсации отбора закачкой рабочего агента, но производят перераспределение компенсации отбора по двум пластам одновременно от добывающих скважин с высокой обводненностью пластовой продукции и высоким забойным давлением к добывающим скважинам с низкой обводненностью и низким забойным давлением, для чего на добывающих скважинах с увеличивающейся обводненностью пластовой продукции уменьшают время работы насосного оборудования при постоянном забойном давлении, на добывающих скважинах с низкой обводненностью увеличивают время работы насосного оборудования при постоянном забойном давлении.

Сущность изобретения

При разработке нефтяной залежи мало внимания обращают на соотношение объемов закачиваемого через нагнетательные скважины рабочего агента и объемов отбираемой пластовой продукции через добывающие скважины. Между тем длительное отклонение от оптимальной компенсации отбора приводит к изменению пластового давления, преждевременной обводненности пластовой продукции или недоборам нефти. И в том, и в другом случае снижается нефтеотдача залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.

При разработке многопластового нефтяного месторождения проводят закачку рабочего агента через нагнетательные скважины общим фильтром, отбор пластовой продукции через добывающие скважины общим фильтром. При текущем давлении закачки рабочего давления, определяемого приемистостью пласта, принимает только один верхний пласт, обладающий большей проницаемостью, чем нижний.

Разрабатывают верхний пласт в режиме компенсации отбора закачкой рабочего агента при давлении нагнетания в соответствии с приемистостью пласта. Вблизи нагнетательной скважины организуют шурф и закачивают рабочий агент через шурф в нагнетательную скважину с повышенным давлением закачки, достаточным для поступления рабочего агента как в верхний, так и в нижний пласт. Добывающие скважины эксплуатируют в режиме постоянного забойного давления. После реагирования добывающих скважин на повышение давления закачки рабочего агента продолжают разработку в режиме компенсации отбора закачкой рабочего агента, но производят перераспределение компенсации отбора по двум пластам одновременно от добывающих скважин с высокой обводненностью пластовой продукции и высоким забойным давлением к добывающим скважинам с низкой обводненностью и низким забойным давлением, для чего на добывающих скважинах с увеличивающейся обводненностью пластовой продукции уменьшают время работы насосного оборудования при постоянном забойном давлении, на добывающих скважинах с низкой обводненностью увеличивают время работы насосного оборудования при постоянном забойном давлении.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают многопластовое нефтяное месторождение со следующими характеристиками.

Верхний пласт Д₀: глубина 2069-2072 м, пластовое давление 14 МПа, пластовая температура 36°С, толщина пласта 3 м, пористость от 13 до 19%, проницаемость от 18 до 205 мДа, нефтенасыщенность от 60 до 75%, вязкость нефти 3,9 мПа*с, плотность нефти 0,86 г/см³. Коллектор - алевролит-глинистый песчаник.

Нижний пласт Д_1б2: глубина 2094-2097,8 м, пластовое давление 14 МПа, температура 36°С, толщина пласта 3,8 м, пористость от 11 до 22%, проницаемость от 3 до 247 мДа, нефтенасыщенность от 54 до 75%, вязкость нефти 3,9 мПа*с, плотность нефти 0,86 г/см³. Коллектор - алевролит - песчаник.

Участок залежи с 2 нагнетательными скважинами и 4 добывающими скважинами разрабатывают заводнением с закачкой пластовой воды в качестве рабочего агента и отбором пластовой продукции через добывающие скважины.

Проводят закачку рабочего агента через нагнетательные скважины общим фильтром при давлении закачки на устье 12 МПа и приемистостью от 50 м³/сут. Отбор пластовой продукции через добывающие скважины общим фильтром. При текущем давлении закачки рабочего давления, определяемого приемистостью пласта, принимает только один нижний пласт Д_1б2, обладающий большей проницаемостью, чем верхний.

Разрабатывают верхний пласт Д₀ в режиме компенсации отбора закачкой рабочего агента порядка 110% при давлении нагнетания в соответствии с приемистостью пласта.

Вблизи нагнетательной скважины организуют шурф и закачивают рабочий агент через шурф в нагнетательную скважину с повышенным давлением закачки порядка 16-20 МПа. При таком давлении закачки рабочий агент поступает как в верхний, так и в нижний пласт при распределении объемов закачки соответственно 40/60%. Добывающие скважины эксплуатируют в режиме постоянного забойного давления, согласно которому в скважине поддерживают постоянным не дебит жидкости, а забойное давление независимо от дебита. После реагирования добывающих скважин на повышение давления закачки рабочего агента продолжают разработку в режиме компенсации отбора закачкой рабочего агента, но производят перераспределение компенсации отбора по двум пластам одновременно от добывающих скважин с высокой обводненностью пластовой продукции порядка 60-90% и высоким забойным давлением порядка 8,5-9,5 МПа к добывающим скважинам с низкой обводненностью порядка 12-45% и низким забойным давлением порядка 6,5-8,5 МПа, для чего на добывающих скважинах с увеличивающейся обводненностью пластовой продукции на 5-10% уменьшают время работы насосного оборудования в пределах от 2 до 20 часов при постоянном забойном давлении, на добывающих скважинах с низкой обводненностью порядка 12-45% увеличивают время работы насосного оборудования в пределах от 1 до 6 часов при постоянном забойном давлении.

В результате нефтеотдача месторождения увеличивается на 2,8% и достигает 32%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу месторождения.