СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА Российский патент 2008 года по МПК E21B43/16 

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

Известен способ разработки зонально-неоднородного нефтяного месторождения, включающий разбуривание проектной сеткой добывающих и нагнетательных скважин, ввод дополнительных нагнетательных скважин в малопроницаемом коллекторе, изменение направлений фильтрационных потоков в пласте путем изменения режима работы добывающих и нагнетательных скважин, вскрывших малопроницаемые пласты. После разбуривания месторождения сеткой скважин выявляют закольматированные участки в малопроницаемой зоне пласта, добывающие скважины, вскрывшие малопроницаемые пласты, и нагнетательные скважины, вскрывшие пласты с высокой проницаемостью. Затем на участках с малопроницаемыми коллекторами вводят дополнительные нагнетательные скважины с горизонтальным стволом. Стволы направляют в сторону закольматированного участка. Пластовое давление в малопроницаемой зоне пласта поддерживают больше давления в высокопроницаемой зоне. Горизонтальный ствол проводят ниже предполагаемого динамического уровня жидкости при эксплуатации скважины на изливе (Патент РФ №2217582, кл. Е21В 43/20, опубл. 2003.11.27).

Известный способ не позволяет разрабатывать месторождение с высокой нефтеотдачей.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий размещение условно-горизонтальных добывающих скважин в продуктивном пласте и отбор нефти через добывающие скважины. Разбуривают продуктивный пласт от кровли пласта, по крайней мере, одной условно-горизонтальной скважиной с углом наклона ствола 75-85° к вертикали по нисходящему профилю. Обсаживают скважину со спуском эксплуатационной колонны до забоя скважины. Причем часть колонны выполняют из стеклопластиковой трубы длиной 10-15 м, размещенной в прикровельной части пласта. Вскрывают 30-70% продуктивного пласта начиная от кровли. По мере обводнения скважины довыработку запасов нефти осуществляют путем бурения второго наклонного и/или горизонтального стволов выше первого ствола с врезкой в стеклопластиковой части колонны (Патент РФ №2282023, кл. Е21В 43/20, опублик. 2006.08.20 - прототип).

Способ не позволяет отбирать нефть из низкопроницаемого пласта с достижением расчетной нефтеотдачи вследствие малого охвата пласта воздействием.

В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки продуктивного пласта, включающем отбор нефти через, по крайней мере, одну наклонную добывающую скважину с наклоном ствола скважины к вертикали и с нисходящим профилем в пласте, частично вскрывшую пласт, начиная от кровли пласта, согласно изобретению угол наклона ствола скважины к вертикали выполняют в пределах 40-60°, частичное вскрытие продуктивного пласта проводят от кровли до глубины выше подошвы пласта на 0,5-1,0 м, наклон ствола скважины направляют по направлению наклона пласта, а ствол скважины в пределах продуктивного пласта оставляют необсаженным.

В продуктивном пласте размещают, по крайней мере, одну нагнетательную скважину с конструкцией, повторяющей конструкцию добывающей скважины, через нагнетательную скважину закачивают рабочий агент.

Признаками изобретения являются:

1) отбор нефти через, по крайней мере, одну наклонную добывающую скважину;

2) то же с наклоном ствола скважины к вертикали;

3) то же с нисходящим профилем в пласте;

4) то же частично вскрывшую пласт начиная от кровли;

5) угол наклона ствола скважины к вертикали в пределах 40-60°;

6) частичное вскрытие продуктивного пласта от кровли до глубины выше подошвы пласта на 0,5-1,0 м;

7) наклон ствола скважины по направлению наклона пласта;

8) ствол скважины в пределах продуктивного пласта необсажен;

9) размещение в продуктивном пласте, по крайней мере, одной нагнетательной скважины с конструкцией, повторяющей конструкцию добывающей скважины;

10) закачка рабочего агента через нагнетательную скважину.

Признаки 1-4 являются общими с прототипом, признаки 5-8 являются существенными отличительными признаками изобретения, признаки 9 и 10 являются частными признаками изобретения.

Сущность изобретения

При разработке низкопроницаемых пластов малой толщины применение в качестве нагнетательных скважин обычных вертикальных скважин вызывает необходимость применения высоких давлений и повышенных расходов при закачке рабочего агента, что увеличивает объемы агента, прорывающиеся в смежные пласты. Для случая с добывающими скважинами увеличение депрессионной нагрузки также приводит к увеличению притока жидкости из незапланированных, как правило, более продуктивных и обводненных смежных пластов. Это ведет к росту обводненности добываемой продукции и неэффективному использованию подземного насосного оборудования. Нефтеотдача пласта снижается. Применение горизонтальных скважин в пластах малой толщины чаще всего невозможно из-за трудностей проводки таких скважин. Эксплуатация горизонтальных скважин в пластах малой толщины не окупает затрат на их строительство, а любой прорыв воды по пласту малой толщины приводит к обводнению всей продукции горизонтальной скважины. Использование наклонных скважин решает проблему лишь частично. Нефтеотдача продуктивного пласта остается на невысоком уровне. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи продуктивного пласта. Задача решается следующим образом.

При разработке продуктивного пласта ведут отбор нефти через, по крайней мере, одну наклонную добывающую скважину с углом наклона ствола скважины к вертикали в пределах 40-60° и с нисходящим профилем в пласте, частично вскрывшую пласт, начиная от кровли до глубины выше подошвы пласта на 0,5-1,0 м. Наклон ствола скважины направляют по направлению наклона пласта. Ствол скважины в пределах продуктивного пласта оставляют необсаженным.

В продуктивном пласте размещают, по крайней мере, одну нагнетательную скважину с конструкцией, повторяющей конструкцию добывающей скважины. Через нагнетательную скважину закачивают рабочий агент.

Для нагнетательных скважин удается обеспечить поступление рабочего агента в пласт в необходимом объеме и при определенных давлениях нагнетания. Для добывающих скважин удается обеспечить добычу пластовых флюидов из проектного пласта.

Для строительства скважин выбирают участок разрабатываемой залежи со слабыми коллекторскими свойствами - до 0,2 мкм². Скважину бурят таким образом, что профиль ствола в проектном продуктивном пласте проводят под зенитным углом 40-60°, за счет этого обеспечивается увеличение вскрытой толщины пласта, соответственно и области фильтрации. Другой особенностью предложенной конструкции является то, что забой скважины оставляется в пределах проектного пласта без выхода в межпластовое пространство или в смежные пласты (0,5-1,0 м до подошвы пласта). За счет этого обеспечивается отсутствие заколонных циркуляций в ходе дальнейшей эксплуатации скважины. При этом несовершенство по степени вскрытия компенсируется за счет увеличения вскрытой толщины. Для строительства скважины возможно использование двухстадийного бурения. При этом до кровли продуктивного пласта (без входа в пласт) скважину бурят по стандартной технологии, обсаживают эксплуатационной колонной и цементируют. Во второй стадии бурение продолжают малым диаметром из-под эксплуатационной колонны согласно выше описанных критериев. Нижнюю часть ствола, находящуюся в продуктивном пласте, не обсаживают и скважину вводят в эксплуатацию с открытым забоем.

Конструкция наклонной скважины представлена на чертеже.

На чертеже скважина имеет вертикальный ствол 1 и наклонный ствол 2 с наклоном к вертикали под углом α = в пределах 40-60°. Наклонный ствол 2 в продуктивном пласте 3 имеет нисходящий профиль. Скважина вскрывает продуктивный пласт 3 от подошвы 4 до кровли 5 частично. Частичное вскрытие продуктивного пласта проводят от кровли 5 до глубины выше подошвы 4 пласта 3 на величину «А», равную 0,5-1,0 м. Наклон ствола скважины в продуктивном пласте 3 направляют по направлению наклона пласта 6. В пределах продуктивного пласта 3 наклонный ствол скважины оставляют необсаженным.

В качестве рабочего агента для закачки в продуктивный пласт через нагнетательные скважины используют пластовую воду, которая обладает сродством с пластовыми флюидами и наиболее полно вытесняет нефть из пласта. При закачке устанавливают давление закачки на устье скважин в зависимости от коллекторских свойств пласта. Чем хуже принимает пласт, тем больше давление закачки, но не более горного давления.

Все перечисленные условия направлены на то, чтобы в разработке участвовал только проектный пласт и отсутствовали условия для поступления в смежные пласты рабочего агента и поступления пластовых флюидов из смежных пластов.

В результате удается разрабатывать продуктивный пласт с наиболее высокой нефтеотдачей.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают продуктивный нефтенасыщенный пласт со следующими характеристиками: глубина 1670 м, пластовая температура 24 °С, начальное пластовое давление 16,5 МПа, пористость 16,4%, проницаемость 0,12 мкм², нефтенасыщенность 69%, толщина пласта 2,6 м, вязкость нефти 4,1 мПа·сек, плотность нефти 875 кг/м³, плотность пластовой воды 1160 кг/м³, газовый фактор 35 м³/т, связь с законтурной зоной ограничена. Пласт имеет наклон 8° в направлении на север.

Отбирают нефть из пласта через пять добывающих скважин конструкции, представленной на чертеже, закачивают пластовую воду в качестве рабочего агента через одну нагнетательную скважину конструкции, представленной на чертеже. Угол наклона ствола скважины к вертикали выполняют в пределах 40-60°, частичное вскрытие продуктивного пласта проводят от кровли до глубины выше подошвы пласта на 0,5-1,0 м, наклон ствола скважины направляют по направлению наклона пласта на север, а ствол скважины в пределах продуктивного пласта оставляют необсаженным.

В результате нефтеотдача по разрабатываемому пласту составляет 45-55%. Нефтеотдача по прототипу в сходных условиях не превышает 25-35%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу разрабатываемого продуктивного пласта.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи, обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: при разработке продуктивного пласта ведут отбор нефти через, по крайней мере, одну наклонную добывающую скважину с углом наклона ствола скважины к вертикали в пределах 40-60° и с нисходящим профилем в пласте, частично вскрывшую пласт, начиная от кровли до глубины выше подошвы пласта на 0,5-1,0 м. Наклон ствола скважины направляют по направлению наклона пласта. Ствол скважины в пределах продуктивного пласта оставляют необсаженным. В продуктивном пласте размещают, по крайней мере, одну нагнетательную скважину с конструкцией, повторяющей конструкцию добывающей скважины. Через нагнетательную скважину закачивают рабочий агент. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

1. Способ разработки продуктивного пласта, включающий отбор нефти через, по крайней мере, одну наклонную добывающую скважину с наклоном ствола скважины к вертикали и с нисходящим профилем в пласте, частично вскрывшую пласт, начиная от кровли пласта, отличающийся тем, что угол наклона ствола скважины к вертикали выполняют в пределах 40-60°, частичное вскрытие продуктивного пласта проводят от кровли до глубины выше подошвы пласта на 0,5-1,0 м, наклон ствола скважины направляют по направлению наклона пласта, а ствол скважины в пределах продуктивного пласта оставляют необсаженным.2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в продуктивном пласте размещают, по крайней мере, одну нагнетательную скважину с конструкцией, повторяющей конструкцию добывающей скважины, через нагнетательную скважину закачивают рабочий агент.