СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 2012 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке массивной залежи нефти в карбонатных коллекторах и пластово-сводовой залежи в терригенных коллекторах.

Известен способ разработки залежи многопластового нефтяного месторождения, включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин с вертикальными и горизонтальными стволами при определенном размещении в каждом продуктивном пласте, закачку вытесняющей жидкости и добычу продукции (патент РФ №2085723, опубл. 27.07.1997 г.). Согласно этому способу стволы горизонтальных скважин в продуктивной толще пласта располагают так, чтобы расстояние от нагнетательной скважины до горизонтального ствола в каждой его точке было обратно пропорционально запасам нефти в этой зоне и прямо пропорционально проводимости пластов, причем при разработке многопластовой или большой толщины залежи ствол горизонтальной скважины проводят в виде нескольких витков с указанной закономерностью в каждом витке.

Способ позволяет повысить вытеснение нефти за счет более равномерного вытеснения нефти агентом.

Недостатком этого способа является то, что в условиях залежи многопластового нефтяного месторождения с водонефтяными зонами и/или массивного типа, а также на поздней стадии разработки происходит преждевременное обводнение продукции скважин, что ведет к сокращению срока работы скважины, следовательно, к уменьшению отбора нефти.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки залежи многопластового нефтяного месторождения с водонефтяными зонами и/или массивного типа, включающий замеры добычи нефти, воды и закачки воды для уточнения текущих условий разработки и моделирования процесса разработки залежи, определение минимального расстояния от вскрытого интервала до водонефтяного контакта, при котором не происходит преждевременного обводнения продукции скважины (патент РФ №2282022, опубл. 20.08. 2006 г. - прототип). В известном способе предлагается бурение разветвленных горизонтальных и/или субгоризонтальных скважин, при этом основной горизонтальный и/или субгоризонтальный ствол располагают выше водонефтяного контакта на минимальном расстоянии, обеспечивающем безводный период эксплуатации скважин, а горизонтальные и/или субгоризонтальные, и/или вертикальные разветвления бурят по восходящему профилю с тем же азимутом, что и у основного горизонтального и/или субгоризонтального ствола и/или с отходом от него в сторону кровли продуктивного пласта или пропластка.

Недостатком этого способа является недостаточный охват выработкой по площади (она погашает всего три проектные точки) и большие капитальные затраты на строительство скважин в элементе.

В предложенном изобретении решается задача увеличения безводного периода эксплуатации скважин, увеличения срока работы скважин и увеличения продуктивности скважин.

Технической задачей, решаемой предлагаемой системой разработки, является увеличение нефтеизвлечения, уменьшение капитальных затрат на добычу нефти за счет сокращения бурения добывающих скважин и совмещения в одной многозабойной скважине функции двух горизонтальных и двух вертикальных скважин, ввод в активную разработку всех запасов залежи и предотвращение образования застойных зон при максимально корректном размещении условно-горизонтальных забоев в залежах массивного и массивно-слоистого типа с общей нефтенасыщенной толщиной не менее 13 м и залежах пластово-сводового типа с нефтенасыщенной толщиной пласта не менее 4 м. Важным фактором, позволяющим достигнуть и удержать высокие дебиты нефти, является максимальное сохранение первоначального пластового давления. С этой целью предлагается бурение нагнетательной скважины в центре пятиточечного элемента, причем закачка должна осуществляться в нижний продуктивный прослой для предотвращения быстрого обводнения добываемой продукции.

Указанная задача решается описываемым способом разработки залежи нефти, разбуривание залежи горизонтальными и вертикальными скважинами по квадратной сетке и формирование элементов бурением в центре элемента вертикальной и/или наклонно-направленной нагнетательной скважины, бурением многозабойных добывающих горизонтальных скважин по сторонам элементов, закачку рабочего реагента через нагнетательные скважины циклически и отбор продукции через добывающие скважины, замеры добычи нефти, воды и закачиваемой жидкости, проведение гидродинамических исследований и поддержание пластового давления в зоне отбора на уровне первоначального.

Новизна: перед разбуриванием залежи выделяют участки с общими нефтенасыщенными толщинами более 13 м в карбонатных коллекторах и/или участки с эффективными нефтенасыщенными толщинами не менее 3 м - в нефтяной зоне (НЗ) и не менее 5 м в водо-нефтяной зоне (ВНЗ) в терригенных коллекторах, бурят вертикальную и/или наклонно-направленную нагнетательную скважину в центре каждого элемента, стороны каждого элемента закрывают многозабойными скважинами с горизонтальным окончанием в виде полукругов, каждая из которых охватывает половину элемента, с одним восходящим ответвлением в середине полукруга, направленным в угол элемента для выработки запасов нефти в прикровельной части продуктивного пласта, заменяющую в элементе две горизонтальные или три вертикальные и/или наклонно-направленные скважины по сторонам и углам элементов, закачку вытесняющего рабочего реагента осуществляют через нагнетательную скважину в нижнюю часть продуктивного интервала циклически, определяют оптимальный период закачки, при котором происходит максимальное восстановление давления в зоне отбора и вытеснение нефти из матрицы.

На фиг.1 представлена схема размещения скважин на участке залежи: скв. №1-9 - нагнетательные; №10-15 МЗГС - многозабойные скважины с горизонтальным окончанием. На фиг.2 представлен профиль низа МЗГС.

Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности.

По данным сейсмических исследований при их наличии и результатам глубокого бурения скважин уточняют геологическое строение залежи, емкостно-фильтрационные характеристики коллекторов и величину запасов нефти. Затем залежи разбуривают редкой сеткой вертикальных и/или наклонно-направленных скважин, местоположение которых соответствует размещению нагнетательных скважин, которые пускают под опережающее циклическое нагнетание, осуществляют их обустройство. За счет опережающей закачки вытесняющего агента в нагнетательные скважины, размещенные в центре пятиточечного элемента, обеспечивается сохранение фильтрационных характеристик эксплуатационного пласта для дальнейшего эффективного поддержания пластового давления.

В процессе эксплуатации в вертикальных и/или наклонно-направленных скважинах производят замеры добычи нефти, воды и закачиваемого вытесняющего агента, производят гидродинамические исследования согласно руководящим документам. Учитывая имеющуюся информацию, строят структурные карты по кровле пластов-коллекторов и карты общих нефтенасыщенных толщин в массивных залежах и эффективных нефтенасыщенных толщин в залежах пластово-сводового типа.

Затем выбирают участки с рекомендованными толщинами и бурят многозабойные горизонтальные скважины (10МЗГС-15МЗГС) в качестве добывающих соответственно произведенному размещению в плане в пятиточечном элементе. В процессе бурения многозабойных горизонтальных скважин корректируют траекторию прохождения горизонтальных стволов и ответвлений по проницаемым прослоям в массивных залежах с условием соблюдения десятиметрового расстояния до водонефтяного контакта и/или пластам-коллекторам в пластовых залежах с соблюдением расстояния не менее трех метров до водоносного пропластка, а при наличии пачки плотных пород толщиной не менее 3 м проводят приближенно к подошве нижнего продуктивного прослоя, при этом ответвление должно иметь восходящий профиль, не превышающий по вертикали 2-2,5 м, с длиной не более 50 м и забой его не должен доходить до забоя ближайшего МЗГС 50 м.

Скважины пускают в эксплуатацию.

В пластах-коллекторах значительная длина многозабойных горизонтальных стволов скважины и ответвлений, которая достигает при проектной сетке 300×300 м до 990 м, увеличивает фильтрационную поверхность, необходимую для поступления добываемой продукции в скважину, которая на порядок больше фильтрационной поверхности забоя обычной вертикальной и/или наклонно-направленной скважины, что позволяет кратно увеличить дебиты скважин. Повышается степень сообщаемости ствола скважины с пластом, вероятность более совершенного вскрытия пласта скважиной. При небольших депрессиях увеличиваются дебиты нефти добывающих скважин. Снижение депрессии на пласт-коллектор позволяет равномерно вытеснять нефть, что способствует снижению добычи попутной воды и повышению добычи нефти. Результатом внедрения данного способа является увеличение темпов отбора нефти и повышение степени нефтеизвлечения.

Примеры конкретного выполнения.

Осуществление данного способа рассмотрим на примере участка, характерного для массивных и пластовых залежей. Участок разбурили редкой сеткой вертикальных и/или наклонно-направленных нагнетательных скважин 1-9 (фиг.1), осуществили их обустройство. В процессе бурения уточнили геологическое строение залежи.

Осуществили добычу нефти из нагнетательных скважин 1-9. Произвели замеры добычи нефти, воды и закачиваемого вытесняющего агента, гидродинамические исследования. Построили структурные карты по кровле пластов-коллекторов рассматриваемой залежи и карты общих нефтенасыщенных толщин по массивной залежи и/или эффективных нефтенасыщенных толщин по залежи пластово-сводового типа. По структурной карте выделили участок на массивной залежи в карбонатных коллекторах с общими нефтенасыщенными толщинами более 15 м и/или на пластово-сводовой залежи в терригенных коллекторах с эффективными нефтенасыщенными толщинами не менее 3 м с наиболее высокими гипсометрическими отметками пробуренных скважин, удаленный от контура нефтеносности не менее чем в 400 метров. Разместили многозабойную горизонтальную добывающую скважину 10МЗГС, пробуренную из той же точки, что и нагнетательная скважина 1, по проектной сетке в виде полукруга в плане, причем ее горизонтальный ствол проходит по проницаемым прослоям в массивных залежах в вертикальной плоскости с условием соблюдения десятиметрового расстояния до водонефтяного контакта и/или пластам-коллекторам в пластовых залежах с соблюдением расстояния не менее трех метров до водоносного пропластка, а при наличии пачки плотных пород толщиной не менее 3 м проводят приближенно к подошве нижнего продуктивного прослоя, при этом ответвление должно иметь восходящий профиль, не превышающий по вертикали 2-2,5 м, с длиной не более 50 м и забой его не должен доходить до забоя ближайшего МЗГС 50 м. Расположение низа добывающей скважины 10МЗГС в пласте показано на фиг.2.

Пробурили многозабойные добывающие скважины №10-15МЗГС из соответственно тех же точек, из которых пробурены нагнетательные скважины 1-6, освоили и пустили в эксплуатацию (фиг.1).

В результате эксплуатации многозабойной горизонтальной скважины 10 МЗГС был превышен прогнозный дебит нефти обычной горизонтальной скважины, увеличен срок ее эксплуатации, получена дополнительная добыча нефти и, соответственно, увеличен экономический эффект. Капитальные вложения при бурении одной МЗГС, заменяющей три обычные горизонтальные скважины, уменьшаются более, чем в два раза. Эффективность эксплуатации разветвленных и многозабойных горизонтальных скважин повышается в результате применения циклической закачки рабочего агента в нагнетательные скважины.

Для предлагаемого способа при проектных длинах стволов и подтверждении прогнозных толщин и коллекторских свойств для проектной скважины 1 МЗГС суммарный потенциальный дебит нефти составит 26 т/сут, в то время как для обычной ГС - 10 т/сут. По сравнению с прототипом фактический дебит нефти увеличивается в среднем в 2,5 раза.

Накопленный годовой отбор нефти многозабойной разветвленной скважины (10 МЗС) превысит добычу нефти обычной ГС более чем в 2,5 раза и составит 9,36 тыс.т.

Капитальные вложения при бурении предлагаемого элемента с одной нагнетательной скважиной и одной МЗГС, заменяющей в ячейке строительства две горизонтальные скважины и два ВС в углах элемента, уменьшаются в четыре раза. Экономия капвложений на строительство и обустройство каждого предлагаемого элемента составит 78-29=49 млн. руб.

Капитальные вложения на строительство элемента с двумя ГС и двумя ВС равны 78 млн руб (2ГС×18 млн.руб+2ВС×14 млн.руб+1 нагн×14 млн.руб), а в предлагаемом элементе 29 млн.руб (1МЗГС×20 млн.руб+1 нагн×9 млн.руб). При этом добыча нефти по сравниваемым элементам в карбонатных коллекторах будет равнозначна, в терригенных - несколько больше в предлагаемом элементе.

Эффективность эксплуатации разветвленных и многозабойных скважин с горизонтальным окончанием повышается в результате применения опережающей циклической закачки рабочего агента в нагнетательные скважины до ввода в эксплуатацию добывающих скважин. Также в предлагаемом способе снижается нагрузка на площадку бурения: максимум пять ВС и две МЗГС.

Предлагаемый способ обеспечивает увеличение нефтеизвлечения, расширение функциональных возможностей и области применения при различных условиях разработки залежей нефти.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке массивной залежи нефти в карбонатных коллекторах и пластово-сводовой залежи в терригенных коллекторах. Обеспечивает увеличение безводного периода эксплуатации скважин, увеличение срока работы скважин и увеличение продуктивности скважин.

Сущность изобретения: способ включает выделение перед разбуриванием залежи участка с общими нефтенасыщенными толщинами более 13 м в карбонатных коллекторах и/или участка с эффективными нефтенасыщенными толщинами не менее 3 м - в нефтяной зоне и не менее 5 м в водо-нефтяной зоне в терригенных коллекторах, бурение вертикальной и/или наклонно-направленной нагнетательной скважины в центре каждого элемента. Размещают по сторонам каждого элемента многозабойные скважины с горизонтальным окончанием в виде полукругов, каждая из которых охватывает половину элемента, с одним восходящим ответвлением в середине полукруга, направленным в угол элемента для выработки запасов нефти в прикровельной части продуктивного пласта. Многозабойная горизонтальная скважина заменяет в элементе две горизонтальные или три вертикальные и/или наклонно-направленные скважины по сторонам и углам элементов. Закачку вытесняющего рабочего реагента осуществляют через нагнетательную скважину, пробуренную в центре элемента, в нижнюю часть продуктивного интервала циклически. Определяют оптимальный период закачки, при котором происходит максимальное восстановление давления в зоне отбора и вытеснение нефти из матрицы. 2 ил.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий разбуривание залежи горизонтальными и вертикальными скважинами по квадратной сетке и формирование элементов бурением в центре элемента вертикальной и/или наклонно направленной нагнетательной скважины, бурением многозабойных добывающих горизонтальных скважин по сторонам элементов, закачку рабочего реагента через нагнетательные скважины циклически и отбор продукции через добывающие скважины, замеры добычи нефти, воды и закачиваемой жидкости, проведение гидродинамических исследований и поддержание пластового давления в зоне отбора на уровне первоначального, отличающийся тем, что перед разбуриванием залежи выделяют участки с общими нефтенасыщенными толщинами более 13 м в карбонатных коллекторах и/или участки с эффективными нефтенасыщенными толщинами не менее 3 м - в нефтяной зоне - НЗ и не менее 5 м в водонефтяной зоне - ВНЗ в терригенных коллекторах, бурят вертикальную и/или наклонно направленную нагнетательную скважину в центре каждого элемента, стороны каждого элемента закрывают многозабойными скважинами с горизонтальным окончанием в виде полукругов, каждая из которых охватывает половину элемента, с одним восходящим ответвлением в середине полукруга, направленным в угол элемента для выработки запасов нефти в прикровельной части продуктивного пласта, заменяющую в элементе две горизонтальные или три вертикальные и/или наклонно направленные скважины по сторонам и углам элементов, закачку вытесняющего рабочего реагента осуществляют через нагнетательную скважину в нижнюю часть продуктивного интервала циклически, определяют оптимальный период закачки, при котором происходит максимальное восстановление давления в зоне отбора и вытеснение нефти из матрицы.