Патент на изобретение №2323330

(54) СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ

(57) Реферат:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи. Обеспечивает повышение нефтеотдачи многопластовой нефтяной залежи. Сущность изобретения: способ включает бурение скважины до подошвы верхнего пласта, проведение исследований скважины, спуск обсадной колонны и цементирование заколонного пространства, продолжение бурения скважины долотом меньшего диаметра до подошвы нижнего пласта, проведение исследований скважины, разработку нижнего пласта, установку в интервале нижнего пласта цементного моста, перфорацию интервала верхнего пласта и разработку верхнего пласта. Согласно изобретению бурение скважины до подошвы верхнего пласта проводят с использованием в качестве бурового раствора минерализованной воды с переходом в конце бурения на глинистый раствор. Продолжают бурение скважины долотом меньшего диаметра до подошвы нижнего пласта. Это выполняют с использованием в качестве бурового раствора минерализованной воды с переходом в конце бурения на глинистый раствор. После разработки нижнего пласта проводят снижение пластового давления в нижнем пласте в околоскважинной зоне. Осуществляют нагнетание под кровлю нижнего пласта глинистого раствора на минерализованной воде и прокачку под кровлю нижнего пласта пресной воды.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи.

Известен способ разработки многопластовой нефтяной залежи, который включает закачку в обводненный пласт глинистой суспензии в зависимости от объема пор с допущением равномерного радиального перемещения ее в пласте вокруг скважины с кольматацией поровых каналов дисперсными глинистыми частицами. Преобразуют введенную в пласт оторочку глинистой суспензии в потокоотклоняющий барьер. Выбирают нагнетательную скважину с двумя и более пространственно выдержанными перфорированными пластами с двух и более кратной разницей проницаемостей, имеющую, как минимум, одну обводненную закачиваемой водой не менее чем на 80% взаимодействующую по одноименным пластам добывающую скважину. Вводят в радиусе 20 м вокруг скважины при давлении закачки, не допускающем образования трещин в пластах, глинистую суспензию. Ее вводят в количестве 0,5 объема пор наиболее высокопроницаемых водопринимающих пластов с разницей проницаемостей не более чем в 1,5 раза. Содержание глины в суспензии принимают от 60 до 120 кг/м³ в зависимости от проницаемости. Уплотняют введенную оторочку глинистой суспензии оттеснением ее на 20 м от скважин в глубь высокопроницаемых пластов закачкой воды. Ее закачивают в количестве 0,5 объема пор под давлением, на 20-30% превышающим принятое на залежи рабочее давление нагнетания воды для поддержания давления в пласте (Патент РФ №2182652, опублик. 2002.05.20).

Известный способ не позволяет создать надежный барьер между пластами и предотвратить переток жидкости из одного пласта в другой.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ строительства скважины многопластового нефтяного месторождения, включающий бурение скважины до проектной глубины, спуск эксплуатационной колонны и ее цементирование. После вскрытия бурением первого нефтяного пласта скважину крепят, установив напротив продуктивного пласта разобщитель, спускаемый в составе обсадной колонны, с последующим цементированием разобщенной части скважины, бурение продолжают долотом меньшего диаметра, вскрывая остальные продуктивные пласты с последующим цементированием пробуренной части скважины. Последние трубы хвостовика эксплуатационной колонны, проходящие напротив продуктивного пласта, выбирают из легкоразбуриваемого материала, например из стеклопластикового. Разработку таких скважин с несколькими продуктивными пластами ведут по традиционной системе, начиная с нижнего пласта. После выработки нижних продуктивных пластов приступают к эксплуатации верхнего продуктивного пласта после предварительного отключения нижних пластов установкой цементных мостов и разбуривания стеклопластиковых труб (Патент РФ №2161239, опубл. 2000.12.27).

Известный способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с достижением высокой нефтеотдачи при наличии между пластами малой глинистой перемычки и повышенного пластового давления в нижнем пласте.

Задачей изобретения является повышение нефтеотдачи многопластовой нефтяной залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки многопластовой нефтяной залежи, включающем бурение скважины до подошвы верхнего пласта, проведение исследований скважины, спуск обсадной колонны и цементирование заколонного пространства, продолжение бурения скважины долотом меньшего диаметра до подошвы нижнего пласта, проведение исследований скважины в зоне нижнего пласта, разработку нижнего пласта до предела рентабельности, установку в интервале нижнего пласта цементного моста, перфорацию интервала верхнего пласта и разработку верхнего пласта, согласно изобретению бурение скважины до подошвы верхнего пласта проводят с использованием в качестве бурового раствора минерализованной воды с переходом в конце бурения на глинистый раствор, продолжение бурения скважины долотом меньшего диаметра до подошвы нижнего пласта выполняют с использованием в качестве бурового раствора минерализованной воды с переходом в конце бурения на глинистый раствор, после разработки нижнего пласта до предела рентабельности проводят снижение пластового давления в нижнем пласте в околоскважинной зоне, нагнетание под кровлю нижнего пласта глинистого раствора на минерализованной воде и прокачку под кровлю нижнего пласта пресной воды.

Признаками изобретения являются:

1. бурение скважины до подошвы верхнего пласта;

2. проведение исследований скважины;

3. спуск обсадной колонны;

4. цементирование заколонного пространства;

5. продолжение бурения скважины долотом меньшего диаметра до подошвы нижнего пласта;

6. проведение исследований скважины в зоне нижнего пласта;

7. разработка нижнего пласта до предела рентабельности;

8. установка в интервале нижнего пласта цементного моста;

9. перфорация интервала верхнего пласта;

10. разработка верхнего пласта;

11. бурение скважины до подошвы верхнего пласта с использованием в качестве бурового раствора минерализованной воды с переходом в конце бурения на глинистый раствор;

12. продолжение бурения скважины долотом меньшего диаметра до подошвы нижнего пласта с использованием в качестве бурового раствора минерализованной воды с переходом в конце бурения на глинистый раствор;

13. после разработки нижнего пласта до предела рентабельности снижение пластового давления в нижнем пласте в околоскважинной зоне;

14. нагнетание под кровлю нижнего пласта глинистого раствора на минерализованной воде;

15. прокачку под кровлю нижнего пласта пресной воды.

Признаки 1-10 являются общими с прототипом, признаки 11-15 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

Известные способы разработки не позволяют разрабатывать многопластовую нефтяную залежь с достижением высокой нефтеотдачи при наличии между пластами малой глинистой перемычки и повышенного пластового давления в нижнем пласте. При разработке пластовые жидкости из нижнего пласта с высоким пластовым давлением проникают в верхний пласт вдоль скважины и через тонкую глинистую перемычку в околоскважинном пространстве. Это отрицательно сказывается на обводненности жидкости верхнего пласта особенно после выработки запасов нижнего пласта и практически полном его обводнении. В этом случае значительная часть запасов нефти остается захороненной в залежи. Нефтеотдача залежи снижается. Задачей изобретения является повышение нефтеотдачи многопластовой нефтяной залежи. Задача решается следующим образом.

При разработке многопластовой нефтяной залежи с малой глинистой перемычкой между пластами и с повышенным пластовым давлением в нижнем пласте ведут бурение скважины до подошвы верхнего пласта с использованием в качестве бурового раствора минерализованной воды с переходом в конце бурения на глинистый раствор. Минерализованную воду используют плотностью, позволяющей создать гарантированное противодавление на пласт. В этом случае не уменьшается проницаемость призабойной зоны скважины в процессе бурения. Переход в конце бурения на глинистый раствор позволяет завершить проходку скважины на тяжелом растворе, провести дальнейшие исследования скважины, в частности геофизические. Глинистый раствор в этом случае практически не проникает в призабойную зону, т.к. находится в скважине практически в статическом состоянии без значительных гидродинамических воздействий на раствор и породу, присущих процессу бурения. В среде глинистого раствора проводят геофизические и прочие исследования скважины. Спускают обсадную колонну и цементируют заколонное пространство. Продолжают бурение скважины долотом меньшего диаметра до подошвы нижнего пласта с использованием в качестве бурового раствора минерализованной воды с переходом в конце бурения на глинистый раствор. Проводят исследования скважины в интервале нижнего пласта. Вымывают из скважины глинистый раствор. Скважину в интервале нижнего пласта эксплуатируют с открытым забоем, т.е. без обсадной колонны. Разрабатывают нижний пласт до предела рентабельности. Снижают пластовое давление в нижнем пласте в околоскважинной зоне, например, интенсивным отбором пластовой жидкости, свабированием и т.п. и нагнетают под кровлю нижнего пласта глинистый раствор на минерализованной воде. В этом случае глинистый раствор не испытывает значительного противодавления при закачке и достаточно далеко проникает в пласт, а минерализация воды препятствует набуханию глины. Прокачивают под кровлю нижнего пласта пресную воду до набухания глины и увеличения толщины глинистой перемычки между пластами в околоскважинной зоне. Устанавливают в интервале нижнего пласта цементный мост высотой несколько выше глинистой перемычки с небольшим захватыванием части обсадной колонны в интервале верхнего пласта. Проводят перфорацию интервала верхнего пласта. Разрабатывают верхний пласт до предела рентабельности.

Наличие глинистой перемычки повышенной толщины и цементного моста, изолирующего нижний пласт и нижнюю часть верхнего пласта, препятствует поступлению жидкости из нижнего пласта с повышенным пластовым давлением в верхний разрабатываемый пласт, что позволяет более полно вырабатывать запасы верхнего пласта и тем самым повысить нефтеотдачу залежи.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают многопластовую нефтяную залежь с нижними Упинскими и верхними Кизеловскими пластами.

Нижние Упинские пласты имеют следующие характеристики: глубина 1170 м, толщина пласта 7 м, пластовое давление 9.3-10.8 МПа, пористость 12,5%, проницаемость 0,08 мкм², нефтенасыщенность 75%, вязкость нефти 31 спз, плотность нефти 0,862 г/см³.

Верхние Кизеловские пласты имеют следующие характеристики: глубина 1140 м, толщина пласта 15 м, пластовое давление 8,3-8,8 МПа, пористость 11,0%, проницаемость 0,08 мкм², нефтенасыщенность 78,3%, вязкость нефти 31 сП, плотность нефти 0,882 г/см³.

Глинистая перемычка между пластами имеет толщину 3-5 м.

Ведут бурение скважины до подошвы верхнего пласта с использованием в качестве бурового раствора минерализованной воды плотностью 1,1 г/см³ с переходом в конце бурения на глинистый раствор плотностью 1,12-1,18 г/см³. В среде глинистого раствора проводят геофизические исследования скважины. Спускают обсадную колонну и цементируют заколонное пространство. Продолжают бурение скважины долотом меньшего диаметра до подошвы нижнего пласта с использованием в качестве бурового раствора минерализованной воды плотностью 1,0 г/см³ с переходом в конце бурения на глинистый раствор плотностью 1,12-1,18 г/см³. Проводят исследования скважины в интервале нижнего пласта. Вымывают из скважины глинистый раствор. Скважину в интервале нижнего пласта эксплуатируют с открытым забоем. Аналогично бурят нагнетательные и добывающие скважины на залежи. Разрабатывают нижний пласт до предела рентабельности. Снижают пластовое давление в нижнем пласте в околоскважинной зоне форсированным отбором пластовой жидкости и нагнетают под кровлю нижнего пласта глинистый раствор на минерализованной воде плотностью 1,1 г/см³. Количество глины в минерализованной воде составляет 60-120 кг/м³. Объем закачанного глинистого раствора составляет 80-100 м³. Прокачивают под кровлю нижнего пласта пресную воду до набухания глины и увеличения толщины глинистой перемычки между пластами в околоскважинной зоне. Устанавливают в интервале нижнего пласта цементный мост высотой несколько выше глинистой перемычки с захватыванием 1 м обсадной колонны в интервале верхнего пласта. Проводят перфорацию интервала верхнего пласта. Разрабатывают верхний пласт до предела рентабельности.

В результате нефтеотдача залежи повысилась по сравнению с прототипом на 3% и составила 38%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу многопластовой нефтяной залежи.

Формула изобретения

Способ разработки многопластовой нефтяной залежи, включающий бурение скважины до подошвы верхнего пласта, проведение исследований скважины, спуск обсадной колонны и цементирование заколонного пространства, продолжение бурения скважины долотом меньшего диаметра до подошвы нижнего пласта, проведение исследований скважины, разработку нижнего пласта, установку в интервале нижнего пласта цементного моста, перфорацию интервала верхнего пласта и разработку верхнего пласта, отличающийся тем, что бурение скважины до подошвы верхнего пласта проводят с использованием в качестве бурового раствора минерализованной воды с переходом в конце бурения на глинистый раствор, продолжение бурения скважины долотом меньшего диаметра до подошвы нижнего пласта выполняют с использованием в качестве бурового раствора минерализованной воды с переходом в конце бурения на глинистый раствор, после разработки нижнего пласта проводят снижение пластового давления в нижнем пласте в околоскважинной зоне, нагнетание под кровлю нижнего пласта глинистого раствора на минерализованной воде и прокачку под кровлю нижнего пласта пресной воды.