RU2780980C1

RU2780980C1 - Способ разработки нефтяной залежи зрелого месторождения

Info

Publication number: RU2780980C1
Application number: RU2022107710A
Authority: RU
Inventors: Виталий Владимирович Емельянов
Original assignee: Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Filing date: 2022-03-23
Publication date: 2022-10-04

Abstract

Изобретение относится к способам разработки нефтяных месторождений с терригенными и карбонатными коллекторами, а именно к способам снижения обводненности продукции нефтяных добывающих скважин преимущественно в зрелых месторождениях. Для осуществления способа разработки нефтяной залежи зрелого месторождения, включающего верхний продуктивный и нижний водоносный пласты, граничащие уровнем водонефтяного контакта, производят забор пластовой среды из продуктивного пласта эксплуатационными скважинами, расположенными в плане в контуре нефтеносности, через перфорированные участки эксплуатационной колонны. Нагнетают жидкость в водоносный пласт через нагнетательные скважины с их расположением за контуром нефтеносности. В контуре нефтеносности между эксплуатационными скважинами размещают наблюдательные скважины с выходом нижнего конца обсадной колонны на водоносный пласт. Посредством наблюдательных скважин периодически контролируют уровень водонефтяного контакта. Перфорированные участки вновь вводимых эксплуатационных скважин располагают выше уровня водонефтяного контакта. Достигается технический результат – снижение притока воды из пласта и обводненности поднимаемой из скважины нефти. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

Description

Изобретение относится к способам разработки нефтяных месторождений с терригенными и карбонатными коллекторами, а именно к способам снижения обводненности продукции нефтяных добывающих скважин преимущественно в зрелых месторождениях.

Из уровня техники известен способ снижения обводненности продукции нефтяных добывающих скважин, включающий создание условий в стволе скважины, способствующих притоку нефти из нефтеносных пропластков и препятствующих притоку воды из водоносных пропластков путем закачки в затрубное пространство нефти до полной замены в стволе скважины и насосном оборудовании воды на нефть, выдержку под давлением для создания перепада давления 0,3 - 1,2 кгс/см²на границе раздела фаз нефть - вода и пуск скважины в работу (см. Патент РФ № 2161246, МПК Е21В 43/00, опуб. 27.12.2000, бюл. №36).

Недостатками известного технического решения являются его сложность и трудоемкость реализации, связанная с необходимостью применения специального оборудования и закачки в скважину нефти.

Известен способ снижения обводненности, включающий создание условий в стволе скважины, способствующих притоку нефти из нефтеносных пропластков путем ограничения глубины скважины выше уровня водонефтяного контакта (см. Патент РФ № 2379500, МПК Е21В 43/12; Е21В 43/08, опуб. 10.01.2010, бюл. №1).

Недостатком указанного способа является возможность прорыва на забой скважины воды при изменении глубины залегания водонефтяного контакта в процессе отбора пластовой среды и закачки воды в водоносный пласт из нагнетательных скважин. Кроме того, разработка нефтяных залежей терригенных, так и карбонатных залежей нефти осложнена близостью подошвенных вод.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий подъем нефти из продуктивного пласта эксплуатационными скважинами с их размещением в плане внутри контура нефтеносности, нагнетанием жидкости в водоносный пласт, размещенный ниже продуктивного пласта, нагнетательными скважинами, расположенными за контуром нефтеносности (см. книгу: Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. Учебное пособие для вузов. - М.: ФГУП изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003, с. 178-180), который принят за прототип.

Недостатком указанного способа является возможность прорыва на забой эксплуатационной скважины воды при изменении глубины залегания водонефтяного контакта в процессе отбора пластовой среды и закачки воды в водоносный пласт из нагнетательных скважин.

Технической задачей заявленного изобретения является снижение притока воды из пласта и обводненности поднимаемой из скважины нефти.

Решение поставленной задачи достигается тем, что в способе разработки нефтяной залежи зрелого месторождения, включающего верхний продуктивный и нижний водоносный пласты, граничащие уровнем водонефтяного контакта, забор пластовой среды из продуктивного пласта эксплуатационными скважинами, расположенными в плане в контуре нефтеносности, через перфорированные участки эксплуатационной колонны, нагнетанием жидкости в водоносный пласт через нагнетательные скважины с их расположением за контуром нефтеносности, согласно техническому решению, в контуре нефтеносности между эксплуатационными скважинами размещают наблюдательные скважины с выходом нижнего конца обсадной колонны на водоносный пласт, посредством которых периодически контролируют уровень водонефтяного контакта, перфорированные участки вновь вводимых эксплуатационных скважин располагают выше уровня водонефтяного контакта.

При подъеме уровня водонефтяного контакта в процессе откачки пластовой среды из продуктивного пласта и закачки жидкости в водоносный пласт в эксплуатационной колонне выше перфорированного участка выполняют дополнительную перфорацию колонны.

Предлагаемый способ разработки залежи поясняется чертежом.

На фиг. 1 показана схема расположения эксплуатационной, нагнетательной и наблюдательной скважин по вертикали;

На фиг. 2 - схема расположения в плане эксплуатационных, нагнетательных и наблюдательных скважин.

Согласно заявленному способу, зрелое месторождение включает эксплуатационные 1 (Фиг. 1 и 2), нагнетательные 2 скважины, включающие соответственно эксплуатационную 3 и обсадную 4 колонну. При этом забой эксплуатационных скважин 1 и нижний перфорированный участок 5 эксплуатационной колонны 3 выполнен в зоне продуктивного пласта 6. Ниже продуктивного пласта 6 находится водоносный пласт 7. Границей пластов 6 и 7 является поверхность водонефтяного контакта 8 (ВНК), являющаяся уровнем ВНК.

При этом нижний перфорированный участок 9 нагнетательной скважины 2 находится ниже уровня ВНК 8, в зоне водоносного пласта 7.

Эксплуатационные скважины 1 (Фиг. 2) в плане размещены внутри контура нефтеносности 10, а нагнетательные скважины 2 - за контуром нефтеносности 10.

Между эксплуатационными скважинами 1, внутри контура нефтеносности 10, может быть пробурена, как минимум, одна наблюдательная скважина 11, забой 12 которой находится в водоносном пласте 7. Наблюдательная скважина 11 не имеет перфорированного участка на обсадной колонне 13.

Способ разработки нефтяной залежи зрелого месторождения осуществляется следующим образом.

По результатам периодических исследований с наблюдательных скважин 11, например, путем проведения различных видов каротажа, осуществляется контроль текущего уровня 8 водонефтяного контакта.

Новые эксплуатационные скважины 1 строятся с обеспечением расположения перфорированного участка 5 выше уровня водонефтяного контакта 8, в зоне продуктивного пласта 6. Забой и перфорированный участок 9 вновь вводимых в работу нагнетательных скважин 2 располагают ниже уровня ВНК 8, в зоне водоносного пласта 7. При подъеме уровня ВНК 8 в эксплуатационной колонне 3 скважин 1 выполняется дополнительная перфорация колонны 3 выше существующего перфорированного участка 5.

Таким образом, предлагаемый способ не требует дополнительных затрат на снижение фильтрации воды через продуктивный пласт, а также на подъем и переработку пластовой воды.

Claims

1. Способ разработки нефтяной залежи зрелого месторождения, включающий верхний продуктивный и нижний водоносный пласты, граничащие уровнем водонефтяного контакта, забор пластовой среды из продуктивного пласта эксплуатационными скважинами, расположенными в плане в контуре нефтеносности, через перфорированные участки эксплуатационной колонны, нагнетанием жидкости в водоносный пласт через нагнетательные скважины с их расположением за контуром нефтеносности, отличающийся тем, что в контуре нефтеносности между эксплуатационными скважинами размещают наблюдательные скважины с выходом нижнего конца обсадной колонны на водоносный пласт, посредством которых периодически контролируют уровень водонефтяного контакта, перфорированные участки вновь вводимых эксплуатационных скважин располагают выше уровня водонефтяного контакта.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при подъеме уровня водонефтяного контакта в процессе откачки пластовой среды из продуктивного пласта и закачки жидкости в водоносный пласт в эксплуатационной колонне выше перфорированного участка выполняют дополнительную перфорацию колонны.