СПОСОБ РАЗРАБОТКИ УЗКИХ НЕФТЯНЫХ ОТОРОЧЕК Российский патент 2000 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке низкопродуктивных нефтегазовых залежей с узкими нефтяными оторочками.

Известно, что традиционная эксплуатация нефтяных оторочек системой вертикальных скважин характеризуется крайне неустойчивыми дебитами нефти из-за быстрого загазовывания скважин конусом вышележащего газа и обводнения подошвенной водой, что приводит к снижению нефтеотдачи. Для предотвращения быстрого прорыва газа применяют барьерное заводнение, заключающееся в нагнетании воды в газовую шапку над газонефтяным контактом через систему вертикальных нагнетательных скважин [1].

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки нефтяных оторочек горизонтальными скважинами [2]. Такой способ позволяет повысить эффективность разработки подобных объектов по сравнению с использованием вертикальных скважин за счет увеличения начальных дебитов нефти и периода безводной и безгазовой эксплуатации скважин. Однако его недостаток в том, что после прорыва газа или воды в горизонтальный ствол происходит быстрое падение продуктивности скважины, предотвратить которое путем применения обычных геолого-технических мероприятий практически невозможно.

Целью предлагаемого изобретения является увеличение эффективности разработки узких низкопродуктивных нефтяных оторочек за счет повышения продуктивности добывающих скважин и возможности осуществления мероприятий по продлению периода безводной и безгазовой добычи нефти.

Цель достигается за счет отбора нефти через систему горизонтальных добывающих скважин, которые определенным образом размещают в пределах оторочки, что позволяет максимально задействовать естественный режим пласта, связанный с газовой шапкой и водонапорной системой, а также обеспечивают возможность изоляции обводненных и загазованных участков горизонтальных стволов скважин. Горизонтальные скважины бурят перпендикулярно контурам газоносности и нефтеносности и располагают вблизи средней части оторочки. При этом соседние скважины забуривают в нефтяную оторочку в противоположных направлениях, причем, если одну из них направляют от водонефтяного контура по восходящей траектории к газонефтяному контакту, то соседнюю направляют от газонефтяного контура по нисходящей траектории к водонефтяному контакту. Точки входа горизонтального ствола в продуктивный пласт располагают на кривой, близкой к синусоиде (см. чертеж), описываемой общим уравнением
Y = A•sin(ω•X),
где A - расстояние от середины оторочки до точки входа горизонтальной скважины в продуктивный пласт;
коэффициент растяжения, учитывающий степень растяжения или сжатия синусоиды.

- расстояние между горизонтальными скважинами;
L_g - длина контура газоносности;
L₀ - длина контура нефтеносности;
n - количество скважин.

При этом величина A определяет степень перекрытия соседних горизонтальных стволов скважин в плане относительно друг друга и зависит от ширины оторочки. Чем шире оторочка, тем меньше может быть A, сокращаясь в пределе до нуля.

Длина горизонтальных стволов скважин (L) и расстояние между ними (T) устанавливают в зависимости от геологического строения объекта разработки, количества и проектной продуктивности скважин, обеспечивающей рентабельность разработки узкой нефтяной оторочки. Оптимальную длину горизонтальных стволов скважин рассчитывают с учетом необходимых начальных дебитов, обеспечивающих эффективный процесс разработки с равномерным стягиванием контуров нефтеносности и газоносности, исключающим преждевременное обводнение и прорыв газа. Такой подход дает возможность на первом этапе получить максимальные дебиты нефти, которые будут постепенно уменьшаться за счет сокращения длины горизонтального ствола скважины по мере отключения его загазованных и обводнившихся участков, обеспечив с самого начала рентабельную разработку нефтяных оторочек.

На чертеже приведена схема расположения горизонтальных скважин в узкой нефтяной оторочке.

Предлагаемое расположение горизонтальных скважин на площади и в разрезе позволяет более эффективно разрабатывать узкие нефтяные оторочки, обеспечивать равномерное стягивание контуров газоносности и нефтеносности и продлять безгазовую и безводную добычу нефти за счет постепенного уменьшения длины горизонтального ствола скважины по мере отключения его загазованных и обводнившихся участков путем установки цементных мостов, пакеров, закачки химических реагентов и др.

При необходимости поддержания пластового давления на первоначальном уровне и предотвращения перемещения газонефтяного контакта наряду с предлагаемой системой размещения добывающих скважин может быть организовано барьерное заводнение путем нагнетания воды в газонефтяную переходную зону через систему нагнетательных скважин, которые могут быть как вертикальными, так и горизонтальными.

Признаками изобретения являются:
- способ размещения горизонтальных стволов скважин по площади нефтяной оторочки;
- способ размещения горизонтальных стволов скважин в продуктивном разрезе.

Пример конкретного использования
Нефтяная оторочка верейской нефтегазовой залежи Лудошурского месторождения имеет ширину 700-900 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 3,6 до 8,8 м, составляя в среднем 4,5 м. Средний коэффициент удельной продуктивности вертикальных скважин по нефти при испытании составлял 0,27 м³/(сут•МПа•м). Расчетный средний дебит вертикальных скважин равен 4,4 м³/сут. Динамическая вязкость нефти в пластовых условиях 26,4 мПа•с, проницаемость пород 0,055 мкм², пористость 0,158. Коэффициент расчлененности 2,82; коэффициент эффективности толщины ("песчанистости") 0,465. Разработка этого объекта самостоятельной сеткой скважин экономически нерентабельна. Проектными документами предусмотрена его эксплуатация возвратным фондом скважин с нижележащих объектов разработки, что в современных условиях также экономически невыгодно. Реализация предлагаемого способа разработки узких нефтяных оторочек, предусматривающего бурение в пределах данного объекта 16 боковых горизонтальных стволов длиной 100-120 м (эффективная длина составит 56 м) на расстоянии 250-350 м от контуров газоносности и нефтеносности и 500 м друг от друга, позволяет перевести его в разряд экономически рентабельных. Это происходит за счет увеличения начальных дебитов горизонтальных скважин по сравнению с вертикальными в 2,32 раза (в среднем до 10,1 м³/сут) и роста темпов разработки оторочки.

Источники информации, принятые во внимание при составлении заявки
1. Сургучев М. Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. -М.: Недра. - 1985. - 308 с.

2. Алиев З. С. , Шеремет В.В. Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших газовые и газонефтяные пласты.- М.: Недра. - 1995. - 131 с. -прототип.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке низкопродуктивных нефтегазовых залежей с узкими нефтяными оторочками. Обеспечивает повышение эффективности разработки за счет продления безводной и безгазовой добычи нефти. Сущность изобретения: способ включает отбор нефти через систему горизонтальных добывающих скважин. Стволы этих скважин бурят перпендикулярно контурам газоносности и нефтеносности и располагают вблизи средней части оторочки. Соседние скважины забуривают в нефтяную оторочку в противоположных направлениях. Если одну из них направляют от водонефтяного контура по восходящей траектории к газонефтяному контуру, то соседнюю направляют от газонефтяного контура по нисходящей траектории к водонефтяному контуру. Точки входа горизонтального ствола в продуктивный пласт располагают на кривой, близкой к синусоиде, описываемой уравнением. 1 з.п.ф-лы, 1 ил.

1. Способ разработки узких нефтяных оторочек, включающий отбор нефти через систему горизонтальных добывающих скважин, отличающийся тем, что стволы горизонтальных добывающих скважин бурят перпендикулярно контурам газоносности и нефтеносности и располагают вблизи средней части оторочки, причем соседние скважины забуривают в нефтяную оторочку в противоположных направлениях и, если одну из них направляют от водонефтяного контура по восходящей траектории к газонефтяному контакту, то соседнюю направляют от газонефтяного контура по нисходящей траектории к водонефтяному контакту, а точки входа горизонтального ствола в продуктивный пласт располагают на кривой, близкой к синусоиде, описываемой общим уравнением
Y = A•sin(ω•x),
где А - расстояние от середины оторочки до точки входа горизонтальной скважины в продуктивный пласт;
коэффициент растяжения, учитывающий степень растяжения или сжатия синусоиды;
расстояние между горизонтальными скважинами;
L_д - длина контура газоносности;
L₀ - длина контура нефтеносности;
n - количество скважин. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что по мере продвижения газонефтяного и водонефтяного контактов к горизонтальному стволу скважины, обводнившиеся и загазованные участки горизонтальных стволов скважин отсекают, например, путем установки цементных мостов.