СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 2000 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи на поздней стадии.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины из пластов [1].

Известный способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с высокой нефтеотдачей.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки неоднородной многопластовой нефтяной залежи, включающий остановку, по крайней мере, одной скважины, цементировку под давлением ранее перфорированных интервалов и установку в скважине цементного моста с образованием нового искусственного забоя выше интервалов перфорации, с глубины выше верхнего интервала перфорации бурение нового наклонного ствола скважины с переходом на горизонтальный или наклонный ствол, проходящий через несколько невыработанных пластов, расположение новых забоев на расстоянии не менее 50 м от забоев ранее пробуренных скважин, назначение плотности перфорации в невыработанных пластах согласно коллекторским свойствам пластов, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины из пластов [2].

Известный способ не позволяет достигать высокой нефтеотдачи при разработке неоднородной многопластовой залежи с высокой обводненностью добывающей нефти.

В предложенном изобретении решается задача увеличения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины, остановку, по крайней мере, одной добывающей скважины, изоляцию ранее перфорированных интервалов, с глубины выше верхнего интервала перфорации бурение нового наклонного ствола скважины с переходом в продуктивном пласте на горизонтальный или наклонный ствол, согласно изобретению горизонтальный или наклонный ствол проводят по кровле продуктивного пласта и выполняют длиной до половины расстояния между работающими скважинами, новый забой располагают на расстоянии не менее 100 м от ранее существовавшего забоя скважины, при отборе нефти через скважину депрессию на пласт поддерживают не более 1 МПа.

Существенными признаками изобретения являются:
1. закачка рабочего агента через нагнетательные скважины,
2. отбор нефти через добывающие скважины,
3. остановка, по крайней мере, оной добывающей скважины,
4. изоляция ранее перфорированных интервалов,
5. с глубины выше верхнего интервала перфорации бурение нового наклонного ствола скважины с переходом в продуктивном пласте на горизонтальный или наклонный ствол;
6. проводка горизонтального или наклонного ствола по кровле продуктивного пласта;
7. выполнение горизонтального или наклонного ствола длиной до половины расстояния между работающими скважинами;
8. расположение нового забоя на расстоянии не менее 100 м от ранее существовавшего забоя скважины,
9. при отборе нефти через скважину поддержание депрессии на пласт не более 1 МПа.

Признаки 1-5 являются общими с прототипом, признаки 6-9 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения
При разработке нефтяной залежи часть запасов остается в залежи. В результате образования конусов воды у перфорационных отверстий скважин часть запасов нефти остается невыработанной даже при полном обводнении продукции скважин. Ранее применявшиеся способы повышения выработки запасов залежи, заключающиеся в изоляции ранее перфорированных интервалов и с глубины выше верхнего интервала перфорации бурение нового наклонного ствола скважины с переходом в продуктивном пласте на горизонтальный или наклонный ствол, не всегда приводили к достаточно качественному повышению нефтеотдачи. Продукция скважин достаточно быстро обводнялась или была сразу обводненной.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи за счет более полного охвата пласта воздействием, вовлечения в разработку ранее невырабатывавшихся запасов и за счет продления малообводненного периода работы скважины. Задача решается следующей совокупностью операций.

При разработке нефтяной залежи производят закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины.

Останавливают, по крайней мере, одну добывающую скважину, обводненность которой достигла величины 98-100%. Изолируют в этой скважине ранее перфорированные интервалы. Как правило, при этом в скважине устанавливают цементный мост, препятствующий поступлению пластовых флюидов в скважину. С глубины выше верхнего интервала перфорации проводят бурение нового наклонного ствола скважины с переходом в продуктивном пласте на горизонтальный или наклонный ствол. При выборе направления горизонтального ствола учитывают степень выработки запасов, положение текущего водонефтяного контакта и текущей нефтенасыщенной толщины. Горизонтальный ствол скважины направляют в зону с высокой степенью невыработанных запасов, от меньшей нефтенасыщенной толщины к большей и с наибольшим расстоянием от текущего водонефтяного контакта до кровли пласта.

Горизонтальный или наклонный ствол проводят по кровле продуктивного пласта. Этим максимально уходят от водонефтяного контакта и добиваются продления периода добычи малообводненной нефти. Горизонтальный или наклонный ствол выполняют длиной до половины расстояния между работающими скважинами. Если на пути встречается остановленная скважина (не работающая), то ее в расчет не принимают. Выполнение этого положения способствует увеличению охвата пласта воздействием. Новый забой, т. е. новые перфорационные отверстия в горизонтальном или наклонном стволе, располагают на расстоянии не менее 100 м от ранее существовавшего забоя скважины. За счет этого удается отойти от конусов воды, образовавшихся на значительном отдалении от ранее существовавших перфорационных отверстий старого забоя. При отборе нефти через скважину депрессию на пласт поддерживают не более 1 МПа. Столь мягкая форма воздействия на пласт исключает длительное время прорывы воды к горизонтальному или наклонному стволу скважины.

Пример конкретного выполнения
Разрабатывают нефтяную залежь Ромашкинского месторождения со следующими характеристиками: пористость - 11,9%, средняя проницаемость - 0,029 мкм², нефтенасыщенность - 61,1%, абсолютная отметка водонефтяного контакта - 870 м, средняя нефтенасыщенная толщина - 7 м, начальное пластовое давление - 11 МПа, пластовая температура - 25^oC, параметры пластовой нефти: плотность - 930 кг/м³, вязкость - 46 мПа•с, давление насыщения - 1,8 МПа, газосодержание - 15,2 м³/т, содержание серы - 3,64%.

На залежи размещают скважины и ведут отбор продукции через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Разрабатывают залежь в течение 20 лет до достижения поздней стадии. В качестве рабочего агента используют пластовую воду.

Останавливают одну добывающую скважину с обводненностью 99,5%. Изолируют ранее перфорированные интервалы с постановкой цементного моста в скважине на 10 м выше верхних перфорационных отверстий. С глубины выше верхнего интервала перфорации на 80 м зарезают окно и бурят новый наклонный ствол скважины с переходом в продуктивном пласте на горизонтальный (местами наклонный) ствол. При выборе направления горизонтального ствола учитывают окружающие скважины по степени выработки запасов, положению текущего водонефтяного контакта и текущей нефтенасыщенной толщины. Горизонтальный ствол скважины направляют в зону с высокой степенью невыработанных запасов, от меньшей нефтенасыщенной толщины к большей и с расстоянием от текущего водонефтяного контакта не ниже 4-5 м.

Горизонтальный ствол проводят по продуктивному пласту, выдерживая расстояние от кровли в пределах от 0 до 2 м. Горизонтальный ствол выполняют длиной 200 м, т.е. до половины расстояния между работающими соседними скважинами. Горизонтальный ствол перфорируют на расстоянии 100 и более м от ранее существовавшего забоя скважины. При отборе нефти через скважину депрессию на пласт поддерживают не более 1 МПа. В результате обводненность нефти в скважине снизилась до 10%.

Применение предложенного способа позволит увеличить нефтеотдачу залежи за счет более полного охвата пласта воздействием, вовлечения в разработку ранее невырабатывавшихся запасов и за счет продления малообводненного периода работы скважины.

Источники информации, принятые во внимание при составлении заявки.

1. М.А. Жданов. Нефтепромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа. М., Недра, 1986, с. 95.

2. Патент РФ N 2097536, кл. E 21 B 43/20, опублик. 1997 г. - прототип.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи на поздней стадии. Обеспечивает увеличение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: при разработке нефтяной залежи производят закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Производят остановку, по крайней мере, одной добывающей скважины. Изолируют ранее перфорированные интервалы. С глубины выше верхнего интервала перфорации бурят новый наклонный ствол скважины с переходом в продуктивном пласте на горизонтальный или наклонный ствол. Горизонтальный или наклонный ствол проводят по кровле продуктивного пласта и выполняют длиной до половины расстояния между работающими скважинами. Новый забой располагают на расстоянии не менее 100 м от ранее существовавшего забоя скважины. При отборе нефти через скважину депрессию на пласт поддерживают не более 1 МПа.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины, остановку по крайней мере одной добывающей скважины, изоляцию ранее перфорированных интервалов, с глубины выше верхнего интервала перфорации бурение нового наклонного ствола скважины с переходом в продуктивном пласте на горизонтальный или наклонный ствол, отличающийся тем, что горизонтальный или наклонный ствол проводят по кровле продуктивного пласта и выполняют длиной до половины расстояния между работающими скважинами, новый забой располагают на расстоянии не менее 100 м от ранее существовавшего забоя скважины, при отборе нефти через скважину депрессию на пласт поддерживают не более 1 МПа.