СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ НЕФТИ С ПОСЛОЙНОЙ НЕОДНОРОДНОСТЬЮ Российский патент 2012 года по МПК E21B43/20 E21B43/14 

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, представленных многопластовыми неоднородными коллекторами.

Известен способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения горизонтальными скважинами (патент RU №2282022, Е21В 43/20, опубл. бюл. №23 от 20.08.06 г.), включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин с вертикальными и горизонтальными и/или субгоризонтальными стволами при определенном размещении в каждом продуктивном пласте, бурение из горизонтальных и/или субгоризонтальных стволов горизонтальных и/или субгоризонтальных, и/или вертикальных разветвлений, закачку вытесняющей жидкости и добычу продукции скважины.

Согласно известному способу основной ствол горизонтальных и/или субгоризонтальных скважин 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. Способ позволяет увеличить нефтеизвлечение месторождения за счет увеличения безводного периода эксплуатации скважин.

Недостатком способа является то, что выработка пластов с различной коллекторской характеристикой в условиях неоднородного многопластового месторождения происходит неравномерно, что ведет к уменьшению объемов отбора нефти из этих скважин.

Также известен способ одновременно-раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов, включающий их разведку, бурение, исследование, выделение, перфорацию, спуск на колонне труб скважинной установки, состоящей из нескольких секций, разделенных пакером, освоение и эксплуатацию (патент RU №2211311, Е21В 43/14, опубл. в бюл. №24 от 27.08.2003 г.). Для каждого выделенного эксплуатационного объекта изменяют и/или определяют его геолого-промысловые характеристики, подбирают технические параметры соответствующей ему секции, исследуют и регулируют режимы работы скважины и эксплуатационного объекта путем изменения его геолого-промысловых характеристик, и/или технических параметров, соответствующих ему или другим эксплуатационным объектам секций, и/или технико-технологических параметров скважинной установки, повторяют этот процесс до достижения оптимального режима, обеспечивающего максимальную добычу углеводородов или соответствующего максимальной углеводородоотдаче.

Известный способ малоэффективен при разработке многопластового неоднородного нефтяного месторождения вследствие низкого коэффициента охвата пласта воздействием.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения горизонтальными скважинами (патент RU №2339801 МПК 8 Е21В 43/20 опубл. в бюл. №33 от 27.11.2008 г.), включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин с вертикальными и горизонтальными и/или субгоризонтальными стволами при определенном размещении в каждом продуктивном пласте, бурение из горизонтальных и/или субгоризонтальных стволов горизонтальных, и/или субгоризонтальных, и/или вертикальных разветвлений, закачку вытесняющей жидкости и добычу продукции скважины, причем при бурении горизонтальных и/или субгоризонтальных стволов определяют границы зон с различной проницаемостью, пересекаемых этими стволами, количество разветвлений определяют в зависимости, прямо пропорциональной запасам нефти, обратно пропорциональной проницаемости зон и из условия обеспечения равномерной выработки запасов месторождения, затем в горизонтальных и/или субгоризонтальных скважинах устанавливают пакер на границе зон, отличающихся проницаемостями в 1,5 и более раз, а отбор продукции осуществляют при поддержании забойного давления для каждой выбранной зоны.

Недостатком данного способа является низкая эффективность выработки залежи с послойной неоднородностью вследствие:

- во-первых, низкого дебита продукции из зон залежи с низкой проницаемостью;

- во-вторых, длина ствола скважины в залежи не связана с эффективной нефтенасыщенностью залежи;

- в-третьих, сетка скважин не уплотняется в процессе разработки.

Задачей изобретения является повышение эффективности выработки залежи нефти с послойной неоднородностью за счет кислотной обработки зон с низкой проницаемостью в нагнетательных скважинах с последующей одновременно-раздельной закачкой и эксплуатацией зон с различной проницаемостью, а также выбора оптимальной длины ствола в залежи в зависимости от толщины эффективной нефтенасыщенности залежи и уплотнения сетки скважин.

Поставленная задача решается способом разработки залежи нефти с послойной неоднородностью, включающим бурение по любой из известных сеток вертикальных, горизонтальных и наклонных скважин, определение границ зон с различной проницаемостью, установку пакера в скважинах на границе зон, закачку вытесняющей жидкости в каждую зону через нагнетательные скважины и добычу продукции пласта из каждой зоны через нагнетательные скважины.

Новым является то, что определяют толщину эффективной нефтенасыщенности для залежи, сетку скважин уплотняют дополнительными скважинами до 1-4 га/скв., причем дополнительные скважины бурят наклонно длиной в залежи, равной 2-3 толщинам эффективной нефтенасыщенности, в добывающие скважины вместе с пакером спускают установки для одновременной раздельной эксплуатации, а в нагнетательные - для одновременной раздельной закачки, выше или ниже границы зон с различной проницаемостью в зоне залежи с более низкой проницаемостью проводят кислотную обработку, закачку жидкости через нагнетательные скважины проводят выше и ниже границы зон с различной проницаемостью с использованием установок для одновременной раздельной закачки, а добычу через добывающие скважины - с использованием установок для одновременной раздельной эксплуатации.

Также новым является то, что дополнительные скважины бурят меньшим диаметром, чем у остальных скважин.

На фиг.1 схематично изображена схема разработки залежи нефти с послойной неоднородностью.

На фиг.2 схематично изображен разрез залежи нефти с послойной неоднородностью.

Способ разработки залежи нефти с послойной неоднородностью включает бурение по любой из известных сеток добывающих и нагнетательных вертикальных 1…1ⁿ (фиг.1), горизонтальных 2…2ⁿ и наклонных 3…3ⁿ скважин.

Определяют толщину - h эффективной нефтенасыщенности для залежи, а сетку добывающих и нагнетательных: вертикальных 1…1ⁿ, горизонтальных 2…2ⁿ и наклонных 3…3ⁿ скважин уплотняют дополнительными скважинами 4…4ⁿ до 1-4 га/скв.

Дополнительные скважины 4…4ⁿ бурят наклонно длиной - L в залежи, равной 2-3 толщины - h эффективной нефтенасыщенности, т.е. L=(2-3)-h, причем дополнительные скважины 4…4ⁿ бурят меньшего диаметра остальных скважин, например, дополнительные скважины 4…4ⁿ имеют диаметр d=114 мм, а остальные добывающие и нагнетательные вертикальные 1…1ⁿ, горизонтальные 2…2ⁿ и наклонные 3…3ⁿ скважины выполнены, например, диаметром Д₁=146 мм или Д₂=168 мм.

Добывающие скважины спуском технологических колонн труб оснащают оборудованием одновременно-раздельной эксплуатации с пакером (на фиг.1 и 2 не показано).

Во всех нагнетательных скважинах, например, в нагнетательной дополнительной скважине 4ⁿ (фиг.1 и 2) любым известным способом (например, геофизическим) проводят исследования и определяют границы зон с низкой 5 и высокой 6 проницаемостью. После чего в нагнетательной дополнительной скважине 4ⁿ на границе зон с низкой 5 и высокой 6 проницаемостью производят установку пакера проходного или глухого в зависимости от того, какая из зон с низкой или высокой проницаемостью находится выше в залежи. Например, если зона с низкой проницаемостью 5 находится выше зоны с высокой проницаемостью 6, то на границе этих зон устанавливают глухой пакер 7 (см. фиг.2), если, наоборот, то проходной пакер (на фиг.1 и 2 не показано).

Далее в нагнетательной дополнительной скважине 4ⁿ (см. фиг.2) в зоне залежи с более низкой проницаемостью 5 проводят кислотную обработку, например, с применением соляной кислоты (НСl) с закачкой и продавкой ее по колонне труб (на фиг.1 и 2 не показано) в зону залежи с низкой проницаемостью 5, реагированием и последующей откачкой продуктов реакции из нагнетательной дополнительной скважины 4ⁿ любым известным способом (например, эжекторной установкой). После чего извлекают из нагнетательной дополнительной скважины 4ⁿ глухой пакер 7.

Аналогично работы, описанные выше, производят во всех нагнетательных вертикальных (фиг.1 и 2), горизонтальных, наклонных и дополнительных скважинах.

Затем все нагнетательные скважины спуском технологических колонн труб оснащают оборудованием одновременно-раздельной закачки с пакером (на фиг.1 и 2 не показано).

С помощью установок одновременно-раздельной закачки производят закачку жидкости в зоны с низкой 5 и высокой 6 проницаемостью через нагнетательные скважины, а с помощью установок одновременно-раздельной эксплуатации производят отбор продукции из зон с низкой 5 и высокой 6 проницаемости через добывающие скважины.

Предложенный способ позволяет повысить эффективности выработки залежи нефти с послойной неоднородностью за счет кислотной обработки зон с низкой проницаемостью в нагнетательных скважин, а также выбора оптимальной длины ствола в залежи в зависимости от толщины эффективной нефтенасыщенности залежи и уплотнения сетки скважин, а использование установок одновременно-раздельной закачки и эксплуатации позволит повысить нефтеотдачу залежи с послойной неоднородностью, имеющей зоны с различной проницаемостью.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, представленных многопластовыми неоднородными коллекторами. Обеспечивает повышение эффективности выработки залежи нефти с послойной неоднородностью. Сущность изобретения: способ включает бурение по любой из известных сеток вертикальных, горизонтальных и наклонных скважин, определение границ зон с различной проницаемостью, установку пакера в скважинах на границе зон, закачку вытесняющей жидкости в каждую зону через нагнетательные скважины и добычу продукции пласта из каждой зоны через нагнетательные скважины. Определяют толщину эффективной нефтенасыщенности для залежи. Сетку скважин уплотняют дополнительными скважинами до 1-4 га/скв. Дополнительные скважины бурят наклонно длиной в залежи, равной 2-3 толщинам эффективной нефтенасыщенности. Определяют зоны с различной проницаемостью. В зоне залежи с более низкой проницаемостью проводят кислотную обработку. Закачку жидкости через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины проводят выше и ниже границы зон с различной проницаемостью. Дополнительные скважины бурят меньшим диаметром, чем у остальных скважин. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

1. Способ разработки залежи нефти с послойной неоднородностью, включающий бурение по любой из известных сеток вертикальных, горизонтальных и наклонных скважин, определение границ зон с различной проницаемостью, установку пакера в скважинах на границе зон, закачку вытесняющей жидкости в каждую зону через нагнетательные скважины и добычу продукции пласта из каждой зоны через нагнетательные скважины, отличающийся тем, что определяют толщину эффективной нефтенасыщенности для залежи, сетку скважин уплотняют дополнительными скважинами до 1-4 га/скв., причем дополнительные скважины бурят наклонно длиной в залежи, равной 2-3 толщинам эффективной нефтенасыщенности, в добывающие скважины вместе с пакером спускают установки для одновременной раздельной эксплуатации, а в нагнетательные - для одновременной раздельной закачки, выше или ниже границы зон с различной проницаемостью в зоне залежи с более низкой проницаемостью проводят кислотную обработку, закачку жидкости через нагнетательные скважины проводят выше и ниже границы зон с различной проницаемостью с использованием установок для одновременной раздельной закачки, а добычу через добывающие скважины - с использованием установок для одновременной раздельной эксплуатации.

2. Способ разработки залежи с послойной неоднородностью по п.1, отличающийся тем, что дополнительные скважины бурят меньшим диаметром, чем у остальных скважин.