СПОСОБ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНОГО НАКЛОННО ЗАЛЕГАЮЩЕГО ПЛАСТА С НАПОРНЫМ РЕЖИМОМ ДОБЫЧИ УГЛЕВОДОРОДОВ Российский патент 2001 года по МПК E21B7/06 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к бурению скважин, и может быть использовано при вскрытии пластов.

Анализ существующего уровня техники показал следующее:
в практике бурения скважин известны способы вскрытия продуктивного пласта горизонтальными скважинами, отличающимися друг от друга формой и размером профиля горизонтального участка, зависящего от структуры, угла наклона продуктивного пласта и условий залегания углеводородов. Причем протяженность и форму горизонтального участка окончательно выбирают только после бурения и пробной эксплуатации на конкретном месторождении нескольких промышленно-оценочных горизонтальных скважин.

Известен способ вскрытия продуктивного наклонно залегающего пласта разбуриванием горизонтальным стволом скважины, параллельным его кровле (см. А.Г.Калинин, Б.А. Никитин, К.М. Солодкий, Б.З. Султанов. Справочник. Бурение наклонных и горизонтальных скважин. Москва, "Недра", 1997 г., с. 133-137).

Недостаток способа заключается в том, что известная ориентация в пространстве профиля скважины не позволяет достичь высоких технологических показателей разработки залежи и требует бурения и эксплуатации промышленно-оценочных скважин. Скважины гидродинамически несовершенны, т.к. пласт вскрыт по толщине не полностью. Вместе с углеводородами добывают большие объемы вытесняющего агента, что значительно удлиняет срок разработки и ухудшает условия эксплуатации скважин, а в случае вытеснения нефти водой, требует значительных затрат на строительство сооружений по подготовке и закачке добываемой воды в поглощающие или разрабатываемые горизонты. Бурение и пробная эксплуатация нескольких промышленно-оценочных горизонтальных скважин обусловлены неопределенностью в выборе направления бурения, длины, формы и угла наклона проектируемого горизонтального участка ствола скважины в продуктивном пласте.

В качестве прототипа взят способ вскрытия продуктивного наклонно залегающего пласта с напорным режимом добычи углеводородов разбуриванием полого направленным горизонтальным стволом скважины от кровли до подошвы (см. А.Г. Калинин, Б. А.Никитин, К.М.Солодкий, Б.З.Султанов. Справочник. Бурение наклонных и горизонтальных скважин. Москва, "Недра", 1997 г., с. 133, 139). Полого направленные горизонтальные участки проектируются преимущественно тангенциальными.

Недостаток способа заключается в том, что известная ориентация в пространстве профиля скважины не позволяет достичь высоких технологических показателей разработки залежи и требует бурения и эксплуатации промышленно-оценочных скважин. Вместе с углеводородами добывают большие объемы вытесняющего агента, что значительно удлиняет срок разработки и ухудшает условия эксплуатации скважин, а в случае вытеснения нефти водой требует значительных затрат на строительство сооружений по подготовке и закачке добываемой воды в поглощающие или разрабатываемые горизонты. Бурение и пробная эксплуатация нескольких промышленно-оценочных горизонтальных скважин обусловлены неопределенностью в выборе направления бурения, длины, формы и угла наклона проектируемого горизонтального участка ствола скважины в продуктивном пласте.

Технический результат, который может быть получен при осуществлении заявляемого изобретения, сводится к следующему:
предлагаемая ориентация в пространстве профиля ствола скважины обеспечивает улучшение технологических показателей разработки залежи и исключает затраты на бурение и эксплуатацию промышленно-оценочных скважин.

Причем полностью устраняется период работы добывающих скважин с постепенно возрастающей долей вытесняющего агента в продукции, что исключает затраты на его утилизацию и улучшает условия эксплуатации скважин. Исключается необходимость бурения промышленно-оценочных горизонтальных скважин, т.к. на стадии проектирования можно определить ориентацию в пространстве направляющей и горизонтальных частей скважины.

Технический результат достигается с помощью известного способа вскрытия продуктивного наклонно залегающего пласта с напорным режимом добычи углеводородов, включающего разбуривание продуктивного пласта от кровли до подошвы одно- или многозабойными горизонтальными скважинами, в котором горизонтальные участки стволов однозабойной и многозабойной скважин бурят с углом наклона 0^o, а при визуальном анализе структурной карты залежи в случае однозабойной скважины горизонтальный участок бурят в направлении, перпендикулярном внешнему или внутреннему контурам газонефтяного или водонефтяного контактов (ГНК или ВНК), причем его длину определяют по формуле

где S₁ - длина горизонтального участка однозабойной скважины в продуктивном пласте, м;
h - истинная толщина продуктивного пласта, м;
α_пл - угол наклона продуктивного пласта, град.,
а в случае многозабойной скважины горизонтальные участки ствола бурят под углом, образованным в плане пласта осью каждого горизонтального участка с внешним или внутренним контурами ГНК или ВНК, и определяемым из выражения

где β_м - угол, образованный в плане пласта осью каждого горизонтального участка ствола скважины с внешним или внутренним контурами ГНК или ВНК, град.;
C - расстояние между внешним и внутренним контурами ГНК или ВНК, м;
σ - половина расстояния между добывающими скважинами в ряду, м,
а их длину определяют по формуле

где S₂ - длина каждого горизонтального участка ствола многозабойной скважины, м.

На фиг. 1 представлен продуктивный пласт, вскрытый горизонтальными участками ствола скважины, расположенными: 1 - параллельно кровле пласта; 2 - пологонаправленно, причем 3 - линия ВНК, 4 - линия ГНК.

При фильтрации в пористой среде агентов разной плотности происходит их гравитационное разделение, и линия контакта разделившихся агентов занимает по разрезу пласта горизонтальное положение независимо от угла его наклона.

B процессе искусственного или естественного заводнения залежи вытеснение нефти водой с целью повышения эффективности разработки осуществляют в направлении снизу вверх. Когда линия ВНК достигает нижних отверстий фильтра скважины, то безводный период работы переходит в водный. Дальнейшее продвижение линии ВНК сопровождается постепенным увеличением количества воды в добываемой продукции до полного ее обводнения. Увеличение длины горизонтального участка ствола в продуктивном пласте при известных способах вскрытия скважины приведет к сокращению периода безводной эксплуатации и увеличению водного периода.

В водный период эксплуатации скважины на одну тонну нефти добывают несколько десятков тонн воды, что увеличивает эксплуатационные затраты и удлиняет срок разработки залежи. Кроме того, для предотвращения нанесения ущерба окружающей среде необходимы материальные затраты на строительство сооружений по подготовке добываемой воды и ее закачке в поглощающие или разрабатываемые пласты.

Наличие воды в добываемой продукции ухудшает условия эксплуатации скважин и приводит к ряду отрицательных последствий.

В условиях, например, Воробьевского месторождения (Ставропольский край) совместная фильтрация в пористой среде воды и нефти приводит к образованию в призабойных зонах стойкой водонефтяной эмульсии с аномально высокой вязкостью, которая перекрывает приток нефти из пласта в скважины и вызывает их остановку. Возобновление добычи нефти возможно только после разрушения эмульсии в призабойной зоне при капитальном ремонте скважин.

Рост содержания воды в добываемой продукции сопровождается увеличением ее плотности в стволе скважины и сближением по величине пластового и забойного давлений. Уменьшение перепада между пластовым и забойным давлениями ведет к снижению дебита нефти, скорости подъема и температуры продукции в стволе скважины, что создает условия для выпадения солей, парафина, смол на стенки внутрискважинного, наземного оборудования. В этих условиях, учитывая наличие воды в добываемой продукции, интенсивность коррозии оборудования возрастает и возможны осложнения при эксплуатации скважин.

Вследствие роста плотности продукции, в связи с увеличением содержания в ней воды, пластовой энергии становится недостаточно для обеспечения фонтанного способа добычи. Поэтому скважины переводят на более дорогой механизированный способ.

В процессе разработки залежи путем закачки газа вытеснение им нефти с целью повышения нефтеотдачи осуществляют в направлении сверху вниз. Когда линия ГНК достигает верхних отверстий фильтра горизонтальной скважины, то происходит увеличение газового фактора. Дальнейшее продвижение линии ГНК при известных способах вскрытия сопровождается резким ростом газового фактора добываемой продукции до полного загазовывания скважин. Эффективность и длительность работы скважины не будет зависеть от длины горизонтального участка ее ствола в продуктивном пласте, т.к. газ, достигнув верхних отверстий фильтра горизонтальной скважины, через некоторое время перекроет поступление нефти из пористой среды через нижнюю часть отверстий фильтра.

Для утилизации газа, получаемого из скважины с жидкими углеводородами, необходимы материальные затраты. Сжигание газа или выпуск его в атмосферу наносит вред окружающей среде.

Кроме того, отбор газа из залежи приводит к непроизводительной потере пластовой энергии. Поэтому скважины с высокими газовыми факторами останавливают и в связи с этим уменьшается добыча нефти, приходящаяся на каждую скважину.

Нефть от фильтра остановленной скважины оттесняется газом к следующей по пласту скважине, что часто приводит к потерям нефти вследствие неоднородности пористой среды.

На фиг. 2 представлен профиль проектируемой скважины с горизонтальным участком ствола в продуктивном пласте, где H_в - длина вертикального участка ствола скважины; H_г- вертикальная проекция глубины скважины в конце горизонтального участка; α - зенитный угол; R - радиус кривизны участка увеличения зенитного угла скважины; α_пл - угол наклона продуктивного пласта; h - истинная толщина продуктивного пласта; A_г - горизонтальная проекция смещения скважины в конце горизонтального участка; A - проекция смещения профиля на проектной глубине; S₁ или S₂ - горизонтальная проекция участка ствола однозабойной или многозабойной скважины в продуктивном пласте; 1 - вертикальный участок ствола скважины; 2 - участок увеличения зенитного угла; 3 - горизонтальный прямолинейный участок ствола скважины; 4 - линия ВНК; 5 - линия ГНК; 6 - точка пересечения линии ГНК или ВНК с кровлей пласта (условное обозначение внешнего контура ГНК или ВНК соответственно); 7 - точка пересечения линии ГНК или ВНК с подошвой пласта (условное обозначение внутреннего контура ГНК или ВНК соответственно).

По заявляемому нами техническому решению зенитный угол на кровле пласта должен строго составлять 90^o. Это обусловлено необходимостью продолжения бурения горизонтального участка ствола скважины в пределах продуктивного пласта с углом наклона 0^o. Причем, набор зенитного угла до 90^o не означает, что дальнейшее бурение будет проведено так, как описано в заявляемом техническом решении, т. к. возможны последующие варианты бурения с любым отклонением участка ствола скважины в продуктивном пласте от горизонтали. Далее же нами выбрана операция бурения с углом наклона горизонтального участка ствола скважины 0^o. Поскольку угол наклона при бурении - это отклонение оси ствола скважины от горизонтали, то пробуренный горизонтальный участок ствола скважины с углом наклона 0^o расположен в разрезе пласта параллельно линиям ВНК или ГНК. Продвижение линий ВНК снизу вверх или ГНК сверху вниз будет сопровождаться полным охватом толщины пласта. Прорыв газа или воды произойдет одновременно по всей длине фильтра скважины в пределах толщины продуктивного пласта. В момент прорыва газа или воды в скважину вся нефть, содержащаяся в пласте над или под горизонтальным участком ствола, будет извлечена. Следовательно, при разработке залежи исключается период водной добычи или совместной добычи газа и нефти, а значит улучшаются условия эксплуатации скважин.

На фиг. 3 представлена структурная карта залежи с однозабойными горизонтальными скважинами, где 1, 2 - устье и забой скважины соответственно, 3, 4 - внешний и внутренний контуры ВНК соответственно; β₀ - угол, образованный в плане пласта осью горизонтального участка ствола скважины и внешним или внутренним контурами ВНК.

Продуктивный пласт может быть вскрыт одно- или многозабойными скважинами.

Мелкие по запасам месторождения для обеспечения положительного экономического эффекта целесообразно вскрывать однозабойными скважинами с минимально возможной длиной горизонтального участка ствола в продуктивном пласте. Уменьшение длины горизонтального участка ствола в продуктивном пласте позволяет существенно сократить затраты на бурение скважины. Например, в условиях Прибрежного месторождения (Краснодарский край) на 1 м проходки затрачивают 4 тыс. руб. в ценах 1998 г.

Наклонно залегающий продуктивный пласт с напорным режимом фильтрации характеризуется наличием внешнего (по кровле) и внутреннего (по подошве) контуров ГНК или ВНК. Расстояние от внешнего до внутреннего контура ГНК или ВНК является наименьшим от кровли до подошвы при заданной ориентации горизонтального участка ствола скважины в продуктивном пласте. Следовательно, для обеспечения минимальных затрат на бурение необходимо, чтобы ось горизонтального участка ствола скважины в плане продуктивного пласта была перпендикулярна внешнему или внутреннему контурам ГНК или ВНК.

Длина горизонтального участка ствола скважины в продуктивном пласте должна быть не меньше и не больше расчетной.

Если его длина будет больше расчетной, то горизонтальный участок ствола скважины выйдет за пределы продуктивного пласта. Это нецелесообразно в технологическом отношении и приведет к неоправданному увеличению затрат на бурение.

В случае, если его длина будет меньше расчетной, то вскрытие продуктивного пласта горизонтальным участком ствола будет неполным, т.е. скважина будет гидродинамически несовершенной по степени вскрытия. Это приведет к неполному дренированию толщины пласта и снижению коэффициента извлечения нефти.

Кроме того, с целью повышения охвата продуктивного пласта вытеснением по площади, забои каждого последующего ряда горизонтальных скважин смещают на половину расстояния между ними, т.е. располагают скважины на площади залежи по шахматной системе. Известно, что эффективность вытеснения нефти из залежей с шахматным расположением скважин на 5 - 25% выше по сравнению с фронтальным их расположением (см. Ч.Р. Смит Технология вторичных методов добычи нефти. Москва. "Недра", 1971 - с. 49-50).

На фиг. 4 представлена структурная карта залежи с многозабойными горизонтальными скважинами, где 1, 2 - устье и забой скважины соответственно; 3, 4 - внешний и внутренний контуры ВНК соответственно; β_м - угол, образованный в плане пласта осью каждого горизонтального участка ствола скважины с внешним или внутренним контурами ВНК; C - расстояние между внешним и внутренним контурами ВНК; 2 σ - расстояние между добывающими скважинами в ряду.

На крупных месторождениях с запасами в несколько сотен миллионов тонн нефти увеличение, коэффициента охвата продуктивного пласта вытеснением даже на несколько процентов способствует дополнительной добыче нефти в несколько десятков миллионов тонн.

Для обеспечения максимальной величины охвата углеводородонасыщенного объема залежи вытеснением необходимо возможно полное дренирование продуктивного пласта по толщине и площади.

Наиболее полное дренирование по толщине пласта осуществляют гидродинамически совершенными по степени вскрытия многозабойными добывающими скважинами с углом наклона горизонтальных участков 0^o, а наиболее полное дренирование по площади осуществляют созданием сплошной линии отбора по ширине залежи. Для этого скважины бурят так, чтобы оси горизонтальных участков ствола составляли с внешним и внутренним контурами ГНК или ВНК расчетный угол.

В случае, если угол β_м будет больше расчетного, то произойдет разрыв сплошной линии отбора, что приведет к неполному охвату площади пласта вытеснением и в целом - к снижению величины коэффициента извлечения нефти из залежи.

В случае, если угол β_м будет меньше расчетного, то для вскрытия продуктивного пласта от кровли до подошвы потребуется бурение более длинных горизонтальных участков ствола скважины. Следовательно, неоправданно возрастут затраты на бурение.

При этом длина каждого горизонтального участка многозабойной скважины должна быть не больше и не меньше расчетной.

В случае, если длина будет больше расчетной, то ствол скважины выйдет за пределы продуктивного пласта, что нецелесообразно в технологическом и экономическом отношениях.

В случае, если длина будет меньше расчетной, то толщина пласта не будет вскрыта полностью. Это приведет к гидродинамическому несовершенству скважины, т.е. дренированием будет охвачена лишь часть толщины пласта. Следовательно, уменьшится коэффициент охвата толщины пласта и в целом снизится коэффициент извлечения нефти из залежи.

Авторами предлагается оптимальный профиль ствола скважины на стадии проектирования для вскрытия продуктивного наклонно залегающего пласта с напорным режимом добычи углеводородов, что ранее по известным источникам патентной и научно-технической литературы не было известно. В любых других источниках предлагается выявлять оптимальный профиль ствола скважины, в частности его горизонтального участка, по результатам анализа данных эксплуатации промышленно-оценочных скважин, что связано с затратами на их строительство и эксплуатацию. Но и в этом случае лучший выбранный профиль ствола скважины из числа пробуренных не будет обеспечивать максимальных технико-экономических показателей разработки залежи. Таким образом, по имеющимся источникам известности не выявлены способы вскрытия продуктивного наклонно залегающего пласта с напорным режимом добычи углеводородов, совпадающие с отличительными признаками предлагаемого изобретения. Заявляемое техническое решение обладает изобретательским уровнем.

Более подробно сущность заявляемого изобретения описывается следующими примерами:
Пример N 1
Характеристика гипотетической залежи, вскрытой однозабойными скважинами
Глубина залегания пласта H_пл, м - 2000
Истинная толщина пласта h, м - 10
Угол наклона пласта α_пл, градусы - 10
Расстояние между внешним и внутренним контурами ВНК C, м - 57,6
Пористость пласта с учетом коэффициента использования порового пространства m, доли ед. - 0,1
Дебит одной добывающей скважины q₁, м³/сут - 100
Конечная обводненность продукции добывающей скважины В,% - 99
Расстояние между добывающими скважинами в ряду 2 δ, м - 500
Плотность нефти ρ, кг/м³ - 850
Верхняя часть горизонтальной скважины должна быть пробурена с минимальным отклонением ствола от вертикали. Технологию проводки вертикального участка скважины осуществляют с помощью современных буровых установок (см. А. Г. Калинин, Б.А.Никитин, К.М.Солодкий, Б.З.Султанов. Справочник. Бурение наклонных и горизонтальных скважин. Москва. "Недра", 1997 г., с. 438).

При искусственном отклонении скважин от вертикали используют забойные гидравлические двигатели, которые в качестве привода содержат турбинные секции. В качестве специального инструмента для регулирования направления бурения отечественной промышленностью серийно выпускаются турбинные отклонители и шпиндели-отклонители.

Для обеспечения надежной стабилизации зенитного угла или заданной интенсивности искривления ствола скважины используют КНБК с опорно-центрирующими элементами. Виды и типы опорно-центрирующих элементов (калибраторов, центраторов, стабилизаторов) должны соответствовать ОСТ 39-078-79, технико-технологическим и геологическим условиям проводки скважин (см. там же с. 59, 239, 438). При наборе зенитного угла применяют серийные турбинные отклонители ТО - 240 и ТО - 195.

Для набора зенитного угла по среднему радиусу используют отклонители на базе винтовых забойных двигателей Д-172, а также отклонители ОШ-172. Для непрерывного контроля процесса забуривания и бурения горизонтальных ответвлений используют телесистемы с проводным каналом связи типа СТЭ, СТТ, ЭТО-2, "Курс".

Рассчитывают длину вертикального участка H_в по формуле

где H - проектная глубина направляющей части профиля скважины, м.

Радиус кривизны R участка увеличения зенитного угла скважины рассчитывают по формуле

Вертикальную проекцию глубины однозабойной скважины в конце горизонтального участка H_Г1 рассчитывают по формуле
H_Г1=S₁cos α + H.

Радиус кривизны в 190 м и средняя интенсивность искривления на этом участке, равная 4,5^o на 10 м проходки, обеспечивают увеличение зенитного угла ствола скважины на кровле продуктивного пласта до 90^o. В продуктивной части пласта горизонтальные участки ствола однозабойных скважин бурят с углом наклона 0^o.

Направление бурения горизонтальных участков стволов однозабойных скважин в продуктивном пласте устанавливают в результате визуального анализа структурной карты: определяют направление падения пласта и угол его наклона в точке бурения, положение внутреннего и внешнего контуров ВНК.

Однозабойную скважину в продуктивном пласте бурят так, чтобы ось горизонтального участка ствола образовала с внешним и внутренним контурами ВНК угол β₀= 90^°. Длину горизонтального участка ствола скважины в продуктивном пласте определяют по формуле

Вертикальная проекция глубины в конце горизонтального участка однозабойной скважины будет равна
H_Г1=S₁cos α + H = 57,6·cos90+2000=2000 м.

Горизонтальную проекцию смещения скважины в конце горизонтального участка A_Г1 рассчитывают по формуле
A_г1= S₁·sinβ₀+A = 57,6·sin90+190 = 247,6 м.
Пробуренные горизонтальные участки стволов однозабойных скважин ориентированы в разрезе продуктивного пласта параллельно линии контакта ВНК. А в плане пласта оси горизонтальных участков однозабойных скважин образуют с внешним и внутренним контурами ВНК угол, равный 90^o.

Характеристика технического результата:
принимаем расстояние от скважины до начального положения ВНК по подошве пласта, L, равным 209,0 м. Поскольку L равно расстоянию от скважины до начального положения ВНК по кровле, L¹ то время прорыва воды в скважину по кровле и подошве пласта будет одинаково, т.е. t¹ = t. Тогда время разработки залежи

За рассчитанное количество суток осуществляется безводная добыча нефти.

Количество нефти, добытой за весь период разработки залежи, вскрытой по предлагаемому способу, определяют по формуле
Q_безв.t¹·q=1371,58·100=137158 т ≈137,2 тыс.т.

Сравнение с прототипом:
поскольку длина горизонтального участка ствола однозабойной скважины S₁ в предлагаемом способе вскрытия пласта составляет 57,6 м, то и длину горизонтального участка ствола в прототипе S_1п также принимаем равной 57,6 м. Угол, образуемый горизонтальным участком ствола скважины и кровлей пласта, по расчету равен 10^o. Тогда длину проекции горизонтального участка ствола скважины на кровлю пласта определяют по формуле
l₁=S_1п·cos10=57,6·0,9848=56,7 м.

Для сохранения количества нефти, содержащейся между скважиной и начальным положением ВНК (по заявляемому способу - 137,2 тыс.т), расстояние от скважины до начального положения ВНК по подошве пласта L_п, должно быть равным 206,6 м.

Расстояние от скважины до начального положения ВНК по кровле пласта L_п¹ определяют по формуле
L1п

Время работы скважины с прогрессирующим обводнением определяют по формуле
t_пр=t_п¹-t_п=3233,472-1340,264= 1893,208 суток.

Количество нефти, добытой в безводный период работы скважины за 1340,264 суток, определяют по формуле
Q_безв.=t_п·q=1340,264·100=134026,4 т.

Количество жидкости, добытой в период прогрессирующего обводнения скважины за 1893,208 суток, определяют по формуле
Q_ж=t_пр·q=1893,208·100=189320,8 т.

Средний расход воды в период прогрессирующего обводнения скважины W определяют по формуле

С учетом плотности нефти, на 1 тонну нефти будет добываться 59,4 т воды или 60,4 т жидкости.

Количество нефти, добытой в период прогрессирующего обводнения скважины, определяют по формуле

Количество нефти, добытой за все время разработки (3233,472 суток) месторождения, определяют по формуле
Σ Q_н=Q_безв.+Q_н=134026,4+3134,45= 137160,85 т ≈137,2 тыс.т.

Количество воды, добытой в период прогрессирующего обводнения, определяют по формуле
Q_в=Q_ж-Q_н=189320,8-3134,45= 186186,35 т≈186,2 тыс.т.

Так как по заявляемому способу прорыв воды в скважину по кровле и подошве пласта произойдет одновременно, то из времени разработки залежи исключается время эксплуатации скважины с прогрессирующим обводнением, а следовательно, и добытая в этот период вода в количестве 186,2 тыс.т.

Уменьшение времени разработки залежи Δt по сравнению с прототипом определяют по формуле
Δ=t_п¹-t¹=3233,472-1371,580=1861,892 суток≈5 лет.

Таким образом, вскрытие пласта предлагаемым способом позволит уменьшить время разработки залежи при вытеснении нефти водой на 5 лет и исключить добычу воды в количестве 186,2 тыс.т.

Пример N 2
Характеристика гипотетической залежи, вскрытой многозабойными скважинами
Глубина залегания пласта H_пл, м - 2000
Истинная толщина пласта h, м - 10
Угол наклона пласта α_пл, градусы - 10
Расстояние между внешним и внутренним контурами ВНК C, м - 57,6
Пористость пласта с учетом коэффициента использования порового пространства m, доли ед. - 0,1
Дебит одной добывающей скважины q₂, м³/сут. - 350
Конечная обводненность продукции добывающей скважины B, % - 99
Расстояние между добывающими скважинами в ряду 2 σ, м - 500
Плотность нефти ρ, кг/м³ - 850
При формировании профиля ствола скважины проводят все технические операции так, как указано в примере N 1.

Вертикальную проекцию глубины многозабойной скважины в конце горизонтального участка H_Г2 рассчитывают по формуле
H_Г2=S₂cos α + H
Радиус кривизны в 190 м и средняя интенсивность искривления на этом участке, равная 4,5^o на 10 м проходки, обеспечивают увеличение зенитного угла ствола скважины на кровле продуктивного пласта до 90^o. В продуктивной части пласта каждый горизонтальный участок ствола многозабойной скважины бурят с углом наклона 0^o.

Направление бурения каждого горизонтального участка ствола многозабойной скважины в продуктивном пласте устанавливают в результате визуального анализа структурной карты: определяют направление падения пласта и угол его наклона в точке бурения, положение внутреннего и внешнего контуров ВНК.

Многозабойную скважину в продуктивном пласте бурят так, чтобы оси каждого горизонтального участка ствола образовывали с внешним и внутренним контурами ВНК угол β_м, величину которого определяют из выражения

а их длину определяют по формуле

Вертикальная проекция глубины в конце горизонтального участка многозабойной скважины будет равна
H_Г2=S₂cos α + H=256cos90+2000=2000 м.

Горизонтальную проекцию смещения скважины в конце горизонтальных участков A_Г2 рассчитывают по формуле
A_Г2= S₂·sinβ_м+A = 256·sin13+199 = 247,6 м.
Пробуренные горизонтальные участки стволов многозабойных скважин ориентированы в разрезе продуктивного пласта параллельно линии контакта ВНК. А в плане пласта оси каждого горизонтального участка ствола многозабойной скважины образуют с внешним и внутренним контурами ВНК углы, равные 13^o.

Характеристика технического результата:
в предлагаемом способе расстояние от каждого горизонтального участка ствола многозабойной скважины по кровле и подошве пласта до начального положения ВНК одинаково (L₁=L₁¹) и равно 209 м.

Время одновременного прорыва воды в скважину по кровле и подошве пласта, т.е. время разработки залежи, определяют по формуле

Скважина до полного обводнения будет работать 391,9 суток.

Количество нефти, добытой за 391,9 суток, определяют по формуле
Q_безв.1=t₁¹·q₁= 391,9·350=137165 т ≈137,2 тыс.т.

Сравнение с прототипом
Поскольку длина каждого горизонтального участка ствола многозабойной скважины S₂ в предлагаемом способе вскрытия пласта составляет 256 м, то и длину горизонтального участка ствола в прототипе S_2п также принимаем равной 256 м. Угол, образуемый горизонтальным участком ствола скважины и кровлей пласта, по расчету равен 2^o. Тогда длину проекции горизонтального участка ствола скважины на кровлю пласта определяют по формуле
l₂=S_2п·cos2=256·0,9994=255,8 м.

Расстояние от каждого наклонного участка ствола скважины до начального положения ВНК по подошве пласта L_1п примем равным 200 м (для равенства количества нефти, содержащейся между начальным положением ВНК и стволом скважины, 137,2 тыс.т.).

Расстояние от скважины до начального положения ВНК по кровле пласта L_1п¹ определяют по формуле

Время прорыва воды по подошве пласта t_1п определяют по формуле

Время прорыва по кровле пласта t_1п¹, т.е. время разработки залежи, определяют по формуле

Скважина до полного обводнения будет работать 2364,69 суток.

Время работы скважины с прогрессирующим обводнением определяют по формуле
t_пр1=t_1п¹-t_1п=2364,69 -358,86=2005,83 суток.

Количество нефти, добытой в безводный период работы скважины за 358,86 суток, определяют по формуле
Q_безв.1=t_1п·q₁=358,86·350 =125601 т.

Количество жидкости, добытой в период прогрессирующего обводнения скважины за 2005,83 суток, определяют по формуле
Q_ж.1=t_пр1 ·q₁=2005,83· 350=702040,5 т.

Средний расход воды в период прогрессирующего обводнения скважины W определяют по формуле

Учитывая плотность нефти, на 1 тонну нефти будет добываться 59,4 т воды или 60,4 т жидкости.

Количество нефти, добытой в период прогрессирующего обводнения скважины, определяют по формуле

Количество нефти, добытой за все время разработки (2364,69 суток) месторождения, определяют по формуле
Σ Q_н1=Q_безв1+Q_н1=125601+11623,19= 137224,18 т ≈137,2 тыс.т.

Количество воды, добытой в период прогрессирующего обводнения, определяют по формуле
Q_в1=Q_ж.1-Q_н1=702040,5-11623,19= 690417,31 т ≈ 690,4 тыс.т.

Так как согласно заявляемому способу прорыв воды в скважину по кровле и подошве пласта произойдет одновременно, то из времени разработки залежи исключается время эксплуатации скважины с прогрессирующим обводнением, а следовательно, и добытая в этот период вода в количестве 690,4 тыс.т.

Уменьшение времени разработки залежи Δt₁ по сравнению с прототипом определяют по формуле
Δ t₁=t_1п¹-t₁¹=2364,69- 391,90=1972,79 суток ≈5,4 года.

Таким образом, вскрытие пласта предлагаемым способом позволит уменьшить время разработки залежи при вытеснении нефти водой на 5,4 года и исключить добычу воды в количестве 690,4 тыс.т.

Даже при условии разработки 2-ой гипотетической залежи однозабойной горизонтальной скважиной по предполагаемому способу обеспечивается положительный технический результат по сравнению с прототипом: срок разработки залежи Δ t₂ сократится на
Δ t₂=t_1п¹-t¹=2364,69-1371,58 =939, 11 суток ≈2,7 года.

Кроме того, исключается добыча воды в количестве 690,4 тыс.т.

Изобретение относится к области бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин, а именно к вскрытию пластов. Сущность изобретения заключается в том, что в процессе бурения набирают зенитный угол ствола на кровле продуктивного пласта до 90^o, затем бурят горизонтальные участки стволов однозабойной или многозабойной скважин с углом наклона 0^o. При визуальном анализе структурной карты залежи в случае однозабойной скважины горизонтальный участок бурят в направлении, перпендикулярном внешнему или внутреннему контурам газонефтяного или водонефтяного контактов, причем длину участка определяют расчетным путем. В случае многозабойной скважины длину горизонтального участка ствола определяют также расчетным путем и бурят под определенным углом, образованным в плане пласта осью каждого горизонтального участка с внешним или внутренним контурами газонефтяного или водонефтяного контактов. Изобретение обеспечивает улучшение технологических показателей разработки залежи и исключает затраты на бурение и эксплуатацию промышленно-оценочных скважин. 4 ил.

Способ вскрытия продуктивного наклонно залегающего пласта с напорным режимом добычи углеводородов, включающий разбуривание продуктивного пласта от кровли до подошвы одно- или многозабойными горизонтальными скважинами, отличающийся тем, что в процессе бурения набирают зенитный угол ствола скважины на кровле продуктивного пласта до 90^o, горизонтальные участки стволов однозабойной и многозабойной скважин бурят с углом наклона 0^o, а при визуальном анализе структурной карты залежи в случае однозабойной скважины горизонтальный участок бурят в направлении, перпендикулярном внешнему или внутреннему контурам газонефтяного или водонефтяного контактов (ГНК или ВНК), причем его длину определяют по формуле

где S₁ - длина горизонтального участка однозабойной скважины в продуктивном пласте, м;
h - истинная толщина продуктивного пласта, м;
α_пл - угол наклона продуктивного пласта, град.,
в случае многозабойной скважины горизонтальные участки ствола бурят под углом, образованным в плане пласта осью каждого горизонтального участка с внешним или внутренним контурами ГНК или ВНК, и определяемым из выражения

где β_м - угол, образованный в плане пласта осью каждого горизонтального участка ствола скважины с внешним или внутренним контурами ГНК или ВНК, град.;
С - расстояние между внешними и внутренним контурами ГНК или ВНК, м;
σ - половина расстояния между добывающими скважинами в ряду, м,
а их длину определяют по формуле

где S₂ - длина каждого горизонтального участка ствола многозабойной скважины, м.