СПОСОБ РАЗРАБОТКИ УГЛЕВОДОРОДНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 2009 года по МПК E21B43/20 

Описание патента на изобретение RU2357075C1

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки углеводородных залежей.

Известен способ разработки углеводородной залежи, включающий разбуривание залежи нагнетательными и добывающими скважинами, закачку воды через нагнетательные и добычу нефти через добывающие /1/.

Недостатком способа является низкий коэффициент извлечения нефти, поскольку способ не предусматривает мер по снижению остаточного целикообразования.

Наиболее близким к предлагаемому является выбранный в качестве прототипа способ разработки углеводородной залежи, включающий разбуривание залежи нагнетательными и добывающими скважинами закачку воды через нагнетательные и добычу нефти через добывающие /2/.

Недостатком известного способа является то, что в условиях слоисто-неоднородного пласта, когда верхняя часть пласта имеет худшие фильтрационно-емкостные характеристики по сравнению с нижней, в ней остается остаточный целик нефти, выработка которого происходит крайне медленно и при высокой обводненности добываемой продукции. Подтверждением этому являются поставленные ранее /3, 4/ и приведенные в материалах заявки результаты эксперимента.

Целью изобретения является повышение эффективности способа при его реализации на слоисто-неоднородных пластах с низкопроницаемым прослоем в верхней части и высокопроницаемым в нижней. Поставленная цель достигается за счет интенсификации выработки нефти из низкопроницаемого прослоя.

Реализация способа проясняется на чертеже. Залежь разбуривают нагнетательными 1 и добывающими 2 и горизонтальными 3 скважинами. Нагнетательные скважины 1 вскрывают перфорацией 4 в высокопроницаемой части 5 пласта, а добывающие скважины 2 с перфорацией 6 в низкопроницаемой части 7 пласта. Таким образом, закачка воды осуществляется через интервалы 4, а отбор нефти через интервалы 6. Такая технология обеспечивает, как это видно из результатов наблюдений в /3, 4/, которые приведены в материалах заявки, образование сплошного водяного зеркала 8 вдоль горизонтального контакта «нефть-вода» по напластованию.

В свою очередь образование сплошного водяного зеркала вдоль горизонтального контакта «нефть-вода» в дальнейшем, при субвертикальном вытеснении нефти водой, обеспечивает достижение максимального коэффициента охвата. Для реализации этой положительной динамики на втором этапе разработки пускают в эксплуатацию на нефть горизонтальные скважины 3, а в добывающих скважинах 2 вскрывают перфорацией 9 высокопроницаемую часть 5 пласта и начинают закачку через нее воды, а отбор нефти через интервалы 6 прекращают. При этом через нагнетательные скважины 1 продолжают закачку воды в высокопроницаемую часть 5 пласта через интервал перфорации 4.

Величину депрессии на горизонтальной скважине устанавливают из выражения:

Рплc≤γн·hН,

где (Рплс) - депрессия, Па,

Рпл - пластовое давление, Па,

Рс - давление на горизонтальной скважине, Па,

γн - удельный вес нефти, н/м3,

hН - средняя толщина нефтенасыщенной зоны, м.

Установка величины депрессии из указанного выражения позволяет исключить локальные прорывы воды к интервалу вскрытия добывающей горизонтальной скважины 3.

В результате обеспечивается устойчивое субвертикальное вытеснение нефти водой. Опережающее заводнение низкопроницаемой части с закачкой и отбором через вертикальные скважины избавляет от необходимости бурения дополнительных горизонтальных скважин для заводнения нижней высокопроницаемой части пласта.

Обычная нефтегазодобывающая практика состоит в бурении горизонтальных скважин и в нижней и в верхней частях пласта, заводнении нижней части и отборе нефти - из верхней. В предлагаемом техническом решении опережающее заводнение осуществляется через вертикальные скважины в нижней высокопроницаемой части пласта, что позволит снизить энергетические затраты на обустройство залежи за счет исключения затрат на капитальное строительство дополнительных горизонтальных скважин.

Закачка воды через нагнетательные скважины 1 в нижнюю высокопроницаемую часть пласта и отбор нефти через скважины 2 - из верхней обеспечивает опережающее заводнение первой, ускоряет переход к этапу вертикального вытеснения нефти и сокращает тем самым сроки разработки залежи. Размещения интервалов вскрытия 6 добывающих скважин 2 первоначально в низкопроницаемой части 7 дополнительно к указанному выше обеспечивает предотвращение образования обратного конуса «нефть-в-воду» на линии отбора, нежели в том случае, если бы отбор нефти через скважины 2 (в целях ускорения образования сплошного водяного зеркала) производился бы из нижней высокопроницаемой части пласта.

Двустороннее заводнение нижней высокопроницаемой части пласта через скважины 1 и 2 на втором этапе с одновременным отбором пластовых флюидов по всей длине горизонтальной скважины обеспечивает равномерное поднятие контакта «вода-нефть» и снижает возможность локальных прорывов воды к интервалу отбора. Этому же способствует направление вытеснения вертикально вверх по всей длине пласта.

Изложенное позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого технического решения критерию «существенные отличия».

Немаловажное значение имеет также момент перехода от первого этапа разработки ко второму, который определяется следующим образом.

Очевидно, что для обеспечения стабильных эксплуатационных показателей горизонтальной скважины, необходимо иметь характеристики дренируемой зоны, которые не менялись бы в процессе разработки залежи. В случае же реализации предлагаемого способа при переходе контактом «нефть-вода» границы прослоев различной проницаемости могла бы возникнуть необходимость в изменении эксплуатационного режима работы горизонтальной скважины. Для устранения такой необходимости горизонтальные скважины запускают в эксплуатацию после прохождения контактом «нефть-вода» границы разнопроницаемых слоев.

В качестве примера реализации способа приводится элемент разработки со следующими исходными данными:

длина элемента (расстояние между нагнетательной и добывающей скважинами в=500 м;

ширина а=300 м;

толщина низкопроницаемой части h1=10 м;

высокопроницаемой h2=10 м;

пористость первой m1=0,10;

второй m2=0,30;

приемистость нагнетательной скважины Q=100 т/сут;

плотность нефти и воды соответственно ρн=0,8 г/см2 и ρв=1,0 г/см2;

коэффициент извлечения нефти КИН=0,5.

Тогда извлекаемые запасы из низкопроницаемой части

Q1н·a·в·m1·h1·КИН=300·500·0,1·10·0,5·0,8=0,6·105 m

Из высокопроницаемой части

Q2=ρ·а·в·m2•h2·КИН=300·500·0,3·10·0,5·10·0,8=1,8·105 m, и

Заводнение нижней части произойдет за время

Через это время начинают второй этап разработки.

Приемистости добывающих скважин 2, которые вскрывают во втором этапе в нижней высокопроницаемой части принимают как для скважин 1 Qнаг=100 т/сут, тогда сроки разработки низкопроницаемого верхнего прослоя:

Депрессия на горизонтальной добывающей скважине:

(Pпл-Pc)≤0,8·104 н/м3·10 м=0,8·105 Па.

ЛИТЕРАТУРА

1. Коршак А.А. и др. Основы нефтегазового дела, г. Уфа, Дизайнполиграфарвис, 2002 г., с.155.

2. Павленко В.П. Эксплуатация залежей нефти. М., 2003, с.28 (прототип).

3. Умариев Т.М. Исследование структуры пластовых потерь нефти в слоисто-неоднородном пласте. Сборник «Нефтепромысловое дело». М., ВНИИОЭНТ, 1992 г.

4. Еникеев В.Р. Анализ разработки девонских залежей Туймазинского месторождения. Обзорная информация. Серия: «Нефтепромысловое дело», вып.18 (107), М., 1985, с.53.

Похожие патенты RU2357075C1

название год авторы номер документа
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 2007
  • Ибрагимов Авес Ибрагимович
  • Умариев Темирлан Магомедович
RU2337235C1
Способ разработки залежи нефти 2023
  • Якупов Айдар Рашитович
RU2812976C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ СЛОЖНОГО ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ 1992
  • Батурин Юрий Ефремович
RU2030567C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ СЛОИСТОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 2012
  • Тараскин Евгений Николаевич
  • Урсегов Станислав Олегович
RU2513955C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВЫХ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ С ГИДРОДИНАМИЧЕСКИ СВЯЗАННЫМИ ПЛАСТАМИ 2016
  • Демидов Андрей Викторович
  • Пятибратов Петр Вадимович
RU2626491C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 1998
RU2130116C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 1990
  • Умариев Т.М.
RU1777403C
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ РАСЧЛЕНЕННОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ С РАЗНОПРОНИЦАЕМЫМИ ПЛАСТАМИ 1990
  • Батурин Ю.Е.
RU2068946C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ В КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ ТРЕЩИНОВАТОГО ТИПА 2002
  • Абдулмазитов Р.Г.
  • Хуррямов А.М.
  • Мухаметвалеев И.М.
  • Ханнанов Р.Г.
RU2196885C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТОВ 2015
  • Соломатин Александр Георгиевич
RU2607127C1

Реферат патента 2009 года СПОСОБ РАЗРАБОТКИ УГЛЕВОДОРОДНОЙ ЗАЛЕЖИ

Изобретение относится к нефтедобывающий промышленности, в частности к способам разработки углеводородных залежей. Обеспечивает повышение эффективности способа при его реализации на слоисто-неоднородных пластах с низкопроницаемым прослоем в верхней части и высокопроницаемым в нижней, за счет интенсификации выработки нефти из высокопроницаемого прослоя. Сущность изобретения: способ включает разбуривание залежи по всему разрезу вертикальными добывающими и нагнетательными скважинами, закачку воды через нагнетательные и отбор нефти через добывающие. Согласно изобретению залежь дополнительно разбуривают горизонтальной скважиной, вытянутой между добывающей и нагнетательной скважинами, которую размещают в низкопроницаемом прослое ближе к кровле. Разработку залежи осуществляют поэтапно. На первом этапе в водонагнетательных скважинах вскрывают только нижнюю высокопроницаемую часть пласта, в которую производят закачку воды, а в добывающих - верхнюю низкопроницаемую, через которую производят отбор нефти. Закачку-отбор производят до полного заводнения высокопроницаемой части сплошного водяного зеркала. После этого переходят ко второму этапу разработки, на котором пускают в эксплуатацию на нефть горизонтальные скважины и продолжают закачку воды в высокопроницаемую часть пласта. При этом добывающие скважины прекращают эксплуатировать на нефть и вскрывают их в нижней высокопроницаемой части, через которую начинают закачку воды. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

Формула изобретения RU 2 357 075 C1

1. Способ разработки углеводородной залежи с верхним низкопроницаемым и нижним высокопроницаемым слоями, включающий разбуривание залежи по всему разрезу вертикальными добывающими и нагнетательными скважинами, закачку воды через нагнетательные и отбор нефти через добывающие, отличающийся тем, что залежь дополнительно разбуривают горизонтальной скважиной, вытянутой между добывающей и нагнетательной скважинами, которую размещают в низкопроницаемом прослое ближе к кровле, а разработку залежи осуществляют поэтапно, при этом на первом этапе в водонагнетательных скважинах вскрывают только нижнюю высокопроницаемую часть пласта, в которую производят закачки воды, а в добывающих - верхнюю низкопроницаемую, через которую производят отбор нефти, причем закачку-отбор производят до полного заводнения высокопроницаемой части сплошного водяного зеркала, после чего переходят ко второму этапу разработки, на котором пускают в эксплуатацию на нефть горизонтальные скважины и продолжают закачку воды в высокопроницаемую часть пласта, при этом добывающие скважины прекращают эксплуатировать на нефть и вскрывают их в нижней высокопроницаемой части, через которую начинают закачку воды.

2. Способ разработки углеводородной залежи по п.1, отличающийся тем, что временным разделом между первым и вторым этапами с образованием водяного зеркала считают момент перемещения сплошного контакта «нефть-вода» выше границы раздела между низко- и высокопроницаемыми слоями.

3. Способ разработки углеводородной залежи по п.1, отличающийся тем, что величину депрессии на горизонтальной скважине устанавливают из выражения
Рплс≤γн·hH
где (Рплс) - величина депрессии, Па;
Рпл - пластовое давление, Па;
Рс - давление на горизонтальной скважине, Па;
γн - удельный вес нефти, н/м;
hH - средняя по залежи толщина нефтенасыщенного слоя, м.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2009 года RU2357075C1

СПОСОБ БУРЕНИЯ СКВАЖИН И РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ С НЕОДНОРОДНЫМИ ГЕОЛОГИЧЕСКИМИ УСЛОВИЯМИ ЗАЛЕГАНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ 2006
  • Витязев Олег Леонидович
  • Дорофеев Александр Александрович
  • Медведский Родион Иванович
  • Попов Александр Павлович
  • Рязанов Александр Николаевич
  • Хайруллин Булат Юсупович
  • Худайнатов Эдуард Юрьевич
RU2295632C1
RU 94021154 А1, 20.08.1996
СПОСОБ ШАРИФОВА ДЛЯ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ И ПООЧЕРЕДНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕСКОЛЬКИХ ПЛАСТОВ ОДНОЙ НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ СКВАЖИНОЙ 2003
  • Шарифов Махир Зафар Оглы
  • Леонов В.А.
  • Кудряшов С.И.
  • Шашель В.А.
  • Хамракулов А.А.
  • Гарипов О.М.
  • Прытков Д.В.
RU2253009C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ С РАЗНОПРОНИЦАЕМЫМИ ПЛАСТАМИ 2001
  • Хисамов Р.С.
  • Хамитов Р.А.
  • Файзуллин И.Н.
  • Садреев А.М.
  • Рябов И.И.
RU2182652C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 2000
  • Ахапкин М.Ю.
  • Басков В.Н.
  • Боксерман А.А.
  • Джафаров И.С.
  • Смирнов Ю.Л.
RU2170344C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 2000
  • Кашик А.С.
  • Боксерман А.А.
RU2170342C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ С РАЗНОПРОНИЦАЕМЫМИ ПЛАСТАМИ 2001
  • Хисамов Р.С.
  • Хамитов Р.А.
  • Файзуллин И.Н.
  • Садреев А.М.
  • Рябов И.И.
RU2182652C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНОГО МНОГОПЛАСТОВОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 2004
  • Файзуллин Ильфат Нагимович
  • Рамазанов Рашит Газнавиевич
  • Федоров Александр Владиславович
  • Хисамова Ракиба Мухаметзакировна
  • Тимергалеева Рамзия Ринатовна
RU2270332C1
US 5133410 А, 28.07.1992
US 4784449 А, 29.11.1988
КАЛИНИН А.Г
и др
Бурение наклонных скважин
- М.: Недра, 1990, с.281-282.

RU 2 357 075 C1

Авторы

Умариев Темирлан Магомедович

Даты

2009-05-27Публикация

2007-11-21Подача