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

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

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий циклическую закачку в пласт рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие скважины [1].

Известный способ недостаточно эффективен, а нефтеотдача залежи невысока.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий вскрытие залежи равномерной треугольной сеткой добывающих скважин с формированием площадных 13-точечных обращенных элементов разработки по 6 скважин в каждом концентрическом ряду, отбор продукции и закачку теплоносителя циклически с равным количеством закачиваемого теплоносителя в каждом цикле [2].

Известный способ позволяет отобрать из залежи основные запасы нефти, однако значительная их часть остается в залежи, что приводит к снижению нефтеотдачи.

В изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента через центральную нагнетательную скважину и отбор нефти через окружающие по окружности добывающие скважины, согласно изобретению в качестве рабочего агента используют ненагретый или нагретый раствор полимера, в скважинах определяют обводнившиеся и нефтенасыщенные пласты, из наиболее обводненных добывающих скважин бурят боковые горизонтальные стволы в нефтенасыщенные пласты перпендикулярно вытесняющему потоку от центральной нагнетательной скважины в направлении невыработанных нефтяных зон, между центральной нагнетательной скважиной и окружностью добывающих скважин в местах, где не пробурены боковые горизонтальные стволы, бурят горизонтальные скважины в нефтенасыщенных пластах, располагая горизонтальный ствол перпендикулярно вытесняющему потоку от центральной нагнетательной скважины в направлении зоны повышенной нефтенасыщенности. На начальной стадии разработки центральную нагнетательную скважину используют как добывающую.

Признаками изобретения являются:
1. закачка рабочего агента через центральную нагнетательную скважину;
2. отбор нефти через окружающие по окружности добывающие скважины;
3. использование в качестве рабочего агента ненагретого или нагретого раствора полимера;
4. определение в скважинах обводнившихся и нефтенасыщенных пластов;
5. из наиболее обводненных добывающих скважин бурение боковых горизонтальных стволов в нефтенасыщенные пласты перпендикулярно вытесняющему потоку от центральной нагнетательной скважины в направлении невыработанных нефтяных зон;
6. между центральной нагнетательной скважиной и окружностью добывающих скважин в местах, где не пробурены боковые горизонтальные стволы, бурение горизонтальных скважин в нефтенасыщенных пластах с расположением горизонтальных стволов перпендикулярно вытесняющему потоку от центральной нагнетательной скважины в направлении зоны повышенной нефтенасыщенности;
7. на начальной стадии разработки использование центральной нагнетательной скважины как добывающей.

Признаки 1, 2 являются общими с прототипом, признаки 3 - 6 являются существенными отличительными признаками изобретения, признак 7 является частным признаком изобретения.

Сущность изобретения
При разработке нефтяной залежи часть основных запасов остается в залежи, что обуславливает недостаточно высокую нефтеотдачу. В изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующей совокупностью действий.

При разработке нефтяной залежи ведут закачку рабочего агента через центральную нагнетательную скважину и отбор нефти через окружающие по окружности добывающие скважины. В качестве рабочего агента используют раствор ненагретый или нагретый раствор полимера, например полиакриламида. В скважинах определяют обводнившиеся и нефтенасыщенные пласты. Из наиболее обводненных добывающих скважин бурят боковые горизонтальные стволы в нефтенасыщенные пласты перпендикулярно вытесняющему потоку от центральной нагнетательной скважины в направлении невыработанных нефтяных зон. Между центральной нагнетательной скважиной и окружностью добывающих скважин в местах, где не пробурены боковые горизонтальные стволы, бурят горизонтальные скважины в нефтенасыщенных пластах, располагая горизонтальный ствол перпендикулярно вытесняющему потоку от центральной нагнетательной скважины в направлении зоны повышенной нефтенасыщенности.

Использование раствора полимера позволяет повысить вязкость рабочего агента, а следовательно, нефтевытесняющие свойства. Раствор полимера закачивают в нагретом или ненагретом виде.

Боковые горизонтальные стволы бурят длиной до 100 м. Вытесняющий поток от центральной нагнетательной скважины распространяется, в основном, в радиальном направлении. Перпендикулярное направление радиальному направлению обеспечивается, если боковые горизонтальные стволы направлены от одной добывающей скважины к другой. При этом следует учитывать, что добывающие скважины расположены по окружности вокруг центральной нагнетательной скважины. Если между двумя соседними добывающими скважинами не бурят боковые горизонтальные стволы, то между этими скважинами и центральной нагнетательной скважиной бурят отдельную горизонтальную скважину с расположением горизонтального ствола перпендикулярно вытесняющему потоку от центральной нагнетательной скважины.

Примеры конкретного выполнения
Пример 1. Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина залежи 1470 м, пластовое давление 15,7 МПа, пластовая температура 34^oC, суммарная толщина пластов 16 м, коллектор карбонатный, проницаемость 0,213 мкм², пористость 16,4%, плотность нефти в поверхностных условиях 0,9223 г/см³, вязкость нефти в поверхностных условиях 78 мПа•с. Залежь многопластовая, основные запасы сосредоточены в трех пластах. Залежь разрабатывают 20 лет.

Скважины размещают на залежи в соответствии с чертежом.

На залежи сформированы семиточечные элементы разработки, представляющие собой центральную нагнетательную скважину 1 и 6 добывающих скважин 2 - 7, расположенные вокруг нее по окружности на расстоянии 300 м.

Через центральную нагнетательную скважину закачивают рабочий агент - водный раствор полиакриламида 0,05%-ной концентрации.

В скважинах определяют, что нижний пласт обводнился, а два верхних низкопроницаемых содержат основные остаточные запасы нефти. Из наиболее обводненных добывающих скважин 2 и 4 с обводненностью 90 - 95%, бурят боковые горизонтальные стволы 2¹ и 4¹ в нефтенасыщенные пласты перпендикулярно вытесняющему потоку от центральной нагнетательной скважины в направлении невыработанных нефтяных зон, находящихся в направлении скважин 3 и 5. Между центральной нагнетательной скважиной и окружностью добывающих скважин в местах, где не пробурены боковые горизонтальные стволы, т.е. между скважинами 1, 6 и 7 бурят горизонтальную скважину 8 в верхних нефтенасыщенных пластах, располагая горизонтальный ствол перпендикулярно вытесняющему потоку от центральной нагнетательной скважины в направлении зоны повышенной нефтенасыщенности, т. е. параллельно линии от скважины 6 к скважине 7.

Из добывающих скважин отбирают пластовые флюиды. В результате обводненность скважин 2 и 4 снизилась до 35-40% при увеличении дебита скважин.

Пример 2. Выполняют как пример 1. На начальной стадии разработки центральную нагнетательную скважину используют как добывающую, через которую отбирают нефть. В последующем при обводнении добываемой продукции переводят центральную скважину в нагнетательную. Через центральную нагнетательную скважину закачивают рабочий агент - водный раствор полиакриламида 0,05%-ной концентрации, нагретый до 65 - 70^oC.

Применение предложенного способа позволило повысить нефтеотдачу нефтяной залежи на 5-7%.

Источники информации
1. Патент РФ N 2083810, кл. E 21 B 43/24, опублик. 1997 г.

2. Патент РФ N 2132942, кл. E 21 B 43/24, опублик. 1999 г. - прототип.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи на поздней стадии. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: при разработке нефтяной залежи ведут закачку рабочего агента через центральную нагнетательную скважину и отбор нефти через окружающие по окружности добывающие скважины. В качестве рабочего агента используют ненагретый или нагретый раствор полимера. В скважинах определяют обводнившиеся и нефтенасыщенные пласты. Из наиболее обводненных добывающих скважин бурят боковые горизонтальные стволы в нефтенасыщенные пласты перпендикулярно вытесняющему потоку от центральной нагнетательной скважины в направлении невыработанных нефтяных зон. Между центральной нагнетательной скважиной и окружностью добывающих скважин в местах, где не пробурены боковые горизонтальные стволы, бурят горизонтальные скважины в нефтенасыщенных пластах, располагая горизонтальный ствол перпендикулярно вытесняющему потоку от центральной нагнетательной скважины в направлении зоны повышенной нефтенасыщенности. На начальной стадии разработки центральную нагнетательную скважину используют как добывающую. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через центральную нагнетательную скважину и отбор нефти через окружающие по окружности добывающие скважины, отличающийся тем, что в качестве рабочего агента используют ненагретый или нагретый раствор полимера, в скважинах определяют обводнившиеся и нефтенасыщенные пласты, из наиболее обводненных добывающих скважин бурят боковые горизонтальные стволы в нефтенасыщенные пласты перпендикулярно вытесняющему потоку от центральной нагнетательной скважины в направлении невыработанных нефтяных зон, между центральной нагнетательной скважиной и окружностью добывающих скважин в местах, где не пробурены боковые горизонтальные стволы, бурят горизонтальные скважины в нефтенасыщенных пластах, располагая горизонтальный ствол перпендикулярно вытесняющему потоку от центральной нагнетательной скважины в направлении зоны повышенной нефтенасыщенности. 2. Способ разработки нефтяной залежи по п.1, отличающийся тем, что на начальной стадии разработки центральную нагнетательную скважину используют как добывающую.