СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 2011 года по МПК E21B43/20 

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

Известен способ разработки залежей нефти с газовой шапкой и подошвенной водой, в котором горизонтальные скважины размещают субортогонально контуру нефтеносности (Патент РФ №2386804, опубл. 20.04.2010).

Известный способ не позволяет провести охват воздействием зоны залежи вдоль контура нефтеносности, что снижает конечную нефтеотдачу.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки русловой нефтяной залежи, в котором отбирают нефть через добывающие скважины до снижения пластового давления на 12-14% ниже начального, залежь ограничивают линиями внешнего контура нефтеносности и береговыми линиями замещения на неколлектор, размещают нагнетательные скважины вдоль линии внешнего контура нефтеносности и вдоль береговой линии в местах с толщиной нефтенасыщенной части продуктивного пласта менее 2 м, в дальнейшем разрабатывают залежь в режиме годового повышения пластового давления на 3-5% до достижения начального пластового давления (Патент РФ №2123585, опубл. 20.12.1998. - Прототип).

Недостатком известного способа является невысокая нефтеотдача залежи вследствие отсутствия учета направления естественной трещиноватости коллектора.

В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины, размещение нагнетательных скважин по залежи и вдоль линии внешнего контура нефтеносности и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, согласно изобретению, на залежи определяют направление естественной трещиноватости коллектора, вдоль линии внешнего контура нефтеносности размещают вертикальные и горизонтальные нагнетательные скважины, при этом в зонах одинакового направления линии естественной трещиноватости и линии внешнего контура нефтеносности вдоль линии внешнего контура нефтеносности размещают горизонтальные нагнетательные скважины при общей толщине вскрытой части пластов в данной зоне не менее 10 м и минимальном расстоянии от нижней части горизонтального ствола до водонефтяного контакта не менее 10 м, в остальных зонах размещают вертикальные нагнетательные скважины.

Сущность изобретения

При разработке нефтяной залежи мало обращают внимание на направление естественной трещиноватости коллектора. Особенно важен учет направления естественной трещиноватости при размещении и эксплуатации горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин. Неучет этого фактора способен привести к преждевременному обводнению добываемой продукции, снижению нефтеотдачи залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.

При разработке нефтяной залежи проводят отбор нефти через добывающие скважины, размещение нагнетательных скважин по залежи и вдоль линии внешнего контура нефтеносности и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. На залежи определяют направление естественной трещиноватости коллектора. Вдоль линии внешнего контура нефтеносности размещают вертикальные и горизонтальные нагнетательные скважины. В зонах одинакового направления линии естественной трещиноватости и линии внешнего контура нефтеносности вдоль линии внешнего контура нефтеносности размещают горизонтальные нагнетательные скважины при общей толщине вскрытой части пластов в данной зоне не менее 10 м и минимальном расстоянии от нижней части горизонтального ствола до водонефтяного контакта не менее 10 м. В остальных зонах размещают вертикальные нагнетательные скважины.

Бурение горизонтальных скважин вдоль направления естественной трещиноватости коллектора минимизирует число встреч с естественными трещинами и вероятность быстрого обводнения продукции. Как правило, на глубине более 600-700 м вертикальная составляющая горного давления превышает напряжение в горизонтальной плоскости и поэтому плоскость трещины в общем случае будет соответственно вертикальной или субвертикальной. Но азимутальное направление плоскости трещин должно соответствовать распределению трещин в горизонтальной плоскости и оно будет перпендикулярно минимальному напряжению.

Бурение вдоль направления минимального напряжения, т.е. ортогонально направлению преимущественного распространения естественных и искусственных трещин, способствует получению максимального дебита, увеличивает вероятность встречи максимального числа самих трещин. Одновременно увеличивается риск встречи с какой-либо трещиной, связанной с подошвенной водой.

Среди основных критериев по выбору участков заложения следует выделить толщину продуктивного пласта. Для максимального приближения прогнозного значения нефтенасыщенной толщины к фактически вскрытой необходим тщательный анализ данных, участвующих в построении структурной поверхности. Для размещения горизонтальных стволов рекомендуются следующие величины параметров профиля скважин для условий турнейских карбонатных отложений:

- общая толщина вскрытой части пластов должна быть не менее 10 м;

- минимальное расстояние от нижней части горизонтального ствола до ВНК должно быть не менее 10 м.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина 700 м, пластовое давление 7,13 МПа, пластовая температура 25°С, пористость 12,3%, плотность нефти 0,896 г/см³, газовый фактор 8,2 м³/т, средняя обводненность 17%, текущая нефтеотдача 0,08. Залежь имеет ярко выраженное направление естественной трещиноватости с юго-запада на северо-восток. Абсолютная проницаемость вдоль направления естественной трещиноватости составляет от 10 до 40 мД, поперек - от 5 до 15 мД. Залежь оконтурена внешним контуром нефтеносности (см. чертеж).

Вдоль линии внешнего контура нефтеносности размещают вертикальные и горизонтальные нагнетательные скважины. В зонах одинакового направления линии естественной трещиноватости и линии внешнего контура нефтеносности вдоль линии внешнего контура нефтеносности размещают 4 (1 г, 2 г, 3 г и 4 г) горизонтальные нагнетательные скважины при общей толщине вскрытой части пластов в данной зоне не менее 10 м и минимальном расстоянии от нижней части горизонтального ствола до водонефтяного контакта не менее 10 м. В остальных зонах размещают вертикальные нагнетательные скважины.

Закачивают рабочий агент - пластовую воду через нагнетательные скважины и отбирают нефть через добывающие скважины. В результате разработки нефтеотдача увеличилась на 3,6%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: по способу при разработке нефтяной залежи проводят отбор нефти через добывающие скважины, размещение нагнетательных скважин по залежи и вдоль линии внешнего контура нефтеносности и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Согласно изобретению на залежи определяют направление естественной трещиноватости коллектора. Вдоль линии внешнего контура нефтеносности размещают вертикальные и горизонтальные нагнетательные скважины. В зонах одинакового направления линии естественной трещиноватости и линии внешнего контура нефтеносности вдоль линии внешнего контура нефтеносности размещают горизонтальные нагнетательные скважины при общей толщине вскрытой части пластов в данной зоне не менее 10 м и минимальном расстоянии от нижней части горизонтального ствола до водонефтяного контакта не менее 10 м. В остальных зонах размещают вертикальные нагнетательные скважины. 1 ил.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, размещение нагнетательных скважин по залежи и вдоль линии внешнего контура нефтеносности и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отличающийся тем, что на залежи определяют направление естественной трещиноватости коллектора, вдоль линии внешнего контура нефтеносности размещают вертикальные и горизонтальные нагнетательные скважины, при этом в зонах одинакового направления линии естественной трещиноватости и линии внешнего контура нефтеносности вдоль линии внешнего контура нефтеносности размещают горизонтальные нагнетательные скважины при общей толщине вскрытой части пластов в данной зоне не менее 10 м и минимальном расстоянии от нижней части горизонтального ствола до водонефтяного контакта не менее 10 м, в остальных зонах размещают вертикальные нагнетательные скважины.