Способ разработки залежи нефти в поздней стадии с неустойчивыми породами покрышки и неоднородным коллектором

Технической задачей изобретения является повышение нефтеотдачи залежи за счет ввода в разработку остаточных недренируемых запасов нефти и увеличения коэффициента охвата их выработкой.

Задача решается способом разработки многопластовой залежи нефти в поздней стадии с неустойчивой покрышкой и неоднородным коллектором, включающим проводку, по крайней мере, одной скважины по разрезу продуктивной пачки до подошвы с последующим выходом в пласт, спуск колонны насосно-компрессорных труб в самую нижнюю точку ствола, эксплуатацию скважины. Новым является то, что проходят неустойчивые породы покрышки под углом, не превышающим предельный угол проходки без заваливания, ствол скважины обсаживают, перекрывают неустойчивые породы покрышки, до продуктивной пачки, проходят весь интервал неоднородных пород продуктивной пачки меньшим диаметром долота с набором угла до 90⁰ к подошве пачки, проводят исследования на нефтенасыщенность, выбирают пласт с наибольшими остаточными запасами нефти и нефтенасыщенной толщиной, последующим набором угла входят в выбранный пласт, выходят на 90⁰, проходят по пласту субгоризонтально и/или горизонтально, по наиболее проницаемому прослою, не выходят из пласта, причем при наличии глинистых перемычек и/или водоносных прослоев расстояние от кровли продуктивной пачки выделенного пласта с остаточными запасами после проведения исследований на нефтенасыщенность обсаживают хвостовиком и вскрывают только нефтенасыщенные пласты, каждый в двух пласто-пересечениях, а эксплуатацию субгоризонтальной и/или горизонтальной части ствола в выделенном пласте ведут через открытый ствол или фильтр со спуском хвостовика насосно-компрессорных труб до нижней точки ствола скважины.

На рисунке 5.14 представлен способ разработки залежи нефти в поздней стадии с неустоичивыми породами покрышки и неоднородным коллектором.

Рисунок 5.14 - Способ разработки залежи нефти в поздней стадии

с неустоичивыми породами покрышки и неоднородным коллектором.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Анализируют участок залежи (рисунок 5.14) в отложениях пашийского горизонта, где 1 – вертикаль, 2 – насосно-компрессорные трубы, 3- эксплуатирующая колонна, 4 - башмак, 5 - хвостовик, 6 - вскрытый интервал.

Многопластовую залежь, представленную неоднородным коллектором, разбуривают редкой сеткой скважин, осуществляют обустройство. Производят закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в продуктивные рентабельные пласты и отбирают пластовую жидкость через добывающие скважины. В процессе эксплуатации производят замеры добычи нефти, воды, закачки и пластового давления. Используя полученную информацию по вновь пробуренным скважинам или по пробуренному фонду на объекты эксплуатации, уточняют геологическое строение залежи, распространение коллектора по площади и разрезу залежи, изменение его фильтрационно-емкостных свойств. Строят карты эффективно-нефтенасыщенных толщин, определяют запасы нефти, дополнительно проводят моделирование процесса разработки залежи. С учетом текущих условий разработки оконтуривают в нефтяной зоне участки недренируемых остаточных запасов нефти в пластах с различной нефтенасыщенной толщиной. Бурят горизонтальные и/или субгоризонтальные, возможно, разветвленные скважины так, чтобы их забои заменяли два или более проектных забоев, и максимально были приближены к утвержденной плотности сетки. При бурении скважины проходят неустойчивые породы покрышки под углом не превышающим предельный угол проходки без заваливания, обсаживают ствол скважины, перекрывая неустойчивые породы покрышки, до продуктивной пачки, проходят весь интервал неоднородных пород продуктивной пачки меньшим диаметром долота с набором угла до 90⁰ к подошве, проводят исследования на нефтенасыщенность, выбирают пласт с наибольшими остаточными запасами и толщиной, последующим набором угла входят в выбранный пласт, выходят на 90⁰, проходят по пласту субгоризонтально и/или горизонтально, по наиболее проницаемому прослою в нём, не выходят из пласта, ведя контроль за скоростью бурения и газопоказаниями по геолого-технологическим исследованиям (ГТИ), причем при наличии глинистых перемычек и/или водоносных прослоев расстояние от кровли продуктивной пачки выделенного пласта с остаточными запасами после проведения исследований на нефтенасыщенность обсаживают хвостовиком, и вскрывают только нефтенасыщенные пласты, каждый в двух пласто-пересечениях, а эксплуатацию субгоризонтальной и/или горизонтальной части ствола в выбранном пласте ведут через открытый ствол или фильтр со спуском хвостовика насосно-компрессорных труб до нижней точки ствола скважины.

При этом фильтрационная поверхность скважины в пачке и пласте увеличивается кратно, позволяя ввести в разработку недренируемые запасы, увеличить коэффициент охвата их выработкой и повысить нефтеизвлечение. В зависимости от сцементированности или крепости породы, слагающей выбранный пласт, в ствол спускают извлекаемый хвостовик с фильтром или оставляют его открытым, обеспечивая воздействие по всему профилю пласта. В случае падения пластового давления более 0,2-0,3 МПа в год осваивают под закачку нагнетательные скважины из ранее пробуренного фонда. В случае обводнения скважины до 98% переводят ее под нагнетание.

Таким образом, способ разработки многопластовой залежи нефти в поздней стадии с неустойчивыми породами покрышки и неоднородным коллектором, включающий проводку, по крайней мере, одной скважины по разрезу продуктивной пачки до подошвы с последующим выходом в пласт, спуск колонны насосно-компрессорных труб в самую нижнюю точку ствола, эксплуатацию скважины, отличающийся тем, что проходят неустойчивые породы покрышки под углом, не превышающим предельный угол проходки без заваливания, ствол скважины обсаживают, перекрывают неустойчивые породы покрышки, до продуктивной пачки, проходят весь интервал неоднородных пород продуктивной пачки меньшим диаметром долота с набором угла до 90⁰ к подошве пачки, проводят исследования на нефтенасыщенность, выбирают пласт с наибольшими остаточными запасами нефти и нефтенасыщенной толщиной, последующим набором угла входят в выбранный пласт, выходят на 90⁰, проходят по пласту субгоризонтально и/или горизонтально, по наиболее проницаемому прослою, не выходят из пласта, причем при наличии глинистых перемычек и/или водоносных прослоев расстояние от кровли продуктивной пачки выделенного пласта с остаточными запасами после проведения исследований на нефтенасыщенность обсаживают хвостовиком и вскрывают только нефтенасыщенные пласты, каждый в двух пласто-пересечениях (пересечениях), а эксплуатацию субгоризонтальной и/или горизонтальной части ствола в выделенном пласте ведут через открытый ствол или фильтр со спуском хвостовика насосно-компрессорных труб до нижней точки ствола скважины.

Заключение

Важнейшей задачей нефтяных компаний, также как и ОАО «Татнефть», является стабилизация и при создании благоприятных условий, в первую очередь – экономических, увеличение добычи нефти за счет ввода в разработку новых залежей и месторождений, повышения эффективности эксплуатации уже введенных в эксплуатацию объектов.

Продуктивность новых скважин определяется, прежде всего, как размещением скважин относительно основных элементов залежи – распределения ее параметров – проницаемости, пористости, толщины, ее контуров, границ участков с различной характеристикой, в том числе и зон замещения и т.д. Эффективность бурения новых скважин существенным образом зависит, кроме природных факторов, от взаимного размещения добывающих и нагнетательных скважин, что уже определяется знаниями и опытом специалистов - геологов, разработчиков и экономистов, авторов проектных документов на разработку нефтяных и нефтегазовых месторождений. В этих условиях чрезвычайно важно спользование результатов современных научных исследований, в частности, нашедших отражение в изобретениях и заявках на изобретение. В настоящей работе изложены основные положения более чем десяти изобретений и заявок, которые могут найти достаточно широкое применение как на стадии составления технологических документов на разработку нефтяных месторождений, так и на этапе их практической реализации.

Дебит как новых, так и эксплуатируемых уже скважин во многом зависит от степени сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта на всех стадиях строительства скважин и ввода их в эксплуатацию и в последующий период функционирования.