СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ СКВАЖИНАМИ Российский патент 2016 года по МПК E21B43/16 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке горизонтальными скважинами неоднородных терригенных или карбонатных нефтяных залежей.

Известен способ разработки нефтяного пласта горизонтальными скважинами, включающий бурение или выбор уже пробуренных горизонтальных скважин, выделение участков в виде интервалов продуктивного пласта, спуск в скважину насоса, разделение участков пакерами, отбор продукции скважины из каждого участка. Согласно изобретению при разработке терригенного или карбонатного пласта предварительно определяют профиль притока, выявляют участки с профилем притока, отличающимся друг от друга по удельному дебиту нефти на 20% и более, в местах изменения удельного дебита нефти устанавливают пакеры, в центр каждого участка спускают на отдельной колонне насосно-компрессорных или колтюбинговых безмуфтовых труб один насос, расстояние между насосами вдоль по горизонтальному стволу устанавливают не более 200 м (патент РФ №2544204, кл. E21B 43/16, опубл. 10.03.2015).

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки нефтяного пласта скважинами с горизонтальным окончанием, включающий бурение или выбор уже пробуренных горизонтальных скважин, выделение участков в виде интервалов продуктивного пласта, спуск в скважину насоса, разделение участков пакерами и отбор продукции скважины из каждого участка. Согласно известному способу при разработке терригенного или карбонатного пласта предварительно в горизонтальном стволе скважины определяют профиль притока, выявляют участки с профилем притока, отличающиеся друг от друга по удельному дебиту нефти на 20% и более, в местах изменения профиля притока устанавливают пакеры, в центр каждого участка спускают на колонне труб один насос при максимальном расстоянии между насосами в горизонтальном стволе не более 200 м, насосы размещают последовательно на одной колонне труб, каждый последующий насос от конца горизонтального ствола к его началу выбирают из условия обеспечения дебита жидкости не менее суммы дебитов жидкости предыдущих насосов (патент РФ №2540720, кл. E21B 43/16, опубл. 10.02.2015 - прототип).

Общим недостатком известных способов является интерференция при работе нескольких насосов, установленных на одном горизонтальном стволе. Если один из участков ствола обводняется, то соседние участки после этого обводняются достаточно быстро, т.к. начинают подтягивать воду в призабойной зоне, что приводит к невысокой нефтеотдаче. Также в известных способах не предусмотрена система поддержания пластового давления (ППД).

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных залежей.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами, включающем бурение горизонтальных скважин, разделение горизонтальных стволов на участки, спуск насосов в центральную часть участков, отбор продукции скважин, согласно изобретению горизонтальные стволы размещают под углом 0-30° друг к другу в горизонтальной плоскости на расстоянии 50-500 м, добывающие и нагнетательные скважины чередуют, по данным бурения строят карту распределения проницаемости коллектора в районе дренирования горизонтальных скважин, по картам выделяют зоны, отличающиеся друг от друга более чем в 1,5 раза по проницаемости, в местах пересечения горизонтальными стволами перехода от одной зоны к другой устанавливают пакеры, тем самым разбивая горизонтальные стволы на участки, длину каждого участка задают не менее 10 м, разработку начинают спуском насосов в горизонтальные стволы добывающих и нагнетательных скважин в наиболее проницаемые участки, после выработки коллектора напротив одного из участков в одной из добывающих скважин насос данной скважины перемещают и устанавливают в горизонтальном стволе в участок, следующий по уменьшению проницаемости, при перемещении всех насосов добывающих скважин на следующий по проницаемости участок перемещают также насос в нагнетательных скважинах на следующий участок также по уменьшению проницаемости, в каждой скважине при работе одного из участков в горизонтальном стволе остальные участки того же горизонтального ствола отключают посредством вышеуказанных пакеров, процедуру перемещения насосов в менее проницаемые участки повторяют, осуществляя последовательную выработку всей залежи от большей проницаемости к меньшей.

Сущность изобретения

На нефтеотдачу неоднородной по проницаемости терригенной или карбонатной нефтяной залежи, разрабатываемой горизонтальными скважинами, существенное влияние оказывает равномерность выработки запасов нефти. Существующие технические решения не в полной мере позволяют выполнить данную задачу. Исследования показывают, что последовательная выработка эффективнее совместной, даже несмотря на разделение пакерами. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных залежей. Задача решается следующим образом.

На фиг. 1 представлено схематическое изображение участка нефтяной залежи с размещением горизонтальных скважин и выделением участков вдоль горизонтальных стволов. Обозначения: 1, 2 - добывающие скважины, 3 - нагнетательная скважина, 4 - пакер, 5, 8, 11 - участки в зоне I с максимальной проницаемостью k_I, 6, 9, 12 - участки в зоне II с проницаемостью k_II, 7, 10, 13 - участки в зоне III с минимальной проницаемостью k_III, 14, 15, 16 - насосы соответственно скважин 1, 2, 3, А - нефтяная залежь, I, II, III - зоны пласта с различной проницаемостью, k_I=k_max, k_II, k_III=k_min - проницаемости соответственно зон I, II, III залежи А.

Способ реализуют следующим образом.

Нефтяную залежь А, представленную терригенным или карбонатным типом коллектора, разбуривают горизонтальными скважинами, например тремя: добывающими 1, 2 и нагнетательной 3 (фиг. 1). Горизонтальные стволы скважин 1-3 размещают под углом 0-30° друг к другу в горизонтальной плоскости на расстоянии 50-500 м. Добывающие и нагнетательные скважины чередуют: для системы из трех скважин горизонтальный ствол нагнетательной скважины 3 размещают между горизонтальными стволами добывающих скважин 1 и 2.

По данным бурения строят карту распределения проницаемости коллектора в районе дренирования горизонтальных скважин 1-3. По картам выделяют зоны I, II, III, отличающиеся друг от друга более чем в 1,5 раза по проницаемости k_n. Пусть, например, k_I>k_II>k_III. В местах пересечения горизонтальными стволами перехода от одной зоны к другой устанавливают пакеры 4, тем самым разбивая горизонтальные стволы скважин 1-3 на участки 5-13. Длину каждого участка 5-13 задают не менее 10 м.

Разработку начинают спуском насосов 14, 15, 16 в горизонтальные стволы добывающих 1, 2 и нагнетательных 3 скважин в наиболее проницаемые участки - 5, 11, 8 соответственно. Насосы 14-16 размещают в центральной части участков. Насосы 14-16 могут быть как электроцентробежными, винтовыми, так и штангово-глубинными.

После выработки коллектора напротив одного из участков, например 5, в добывающей скважине 1 насос 14 перемещают и устанавливают в горизонтальном стволе в участок 6, следующий по уменьшению проницаемости. Через определенное время разработки вырабатывается участок 11 добывающей скважины 2. Насос 15 перемещают и устанавливают в горизонтальном стволе в участок 12, также следующий по уменьшению проницаемости. Таким образом, насосы 14 и 15 добывающих скважин 1 и 2 соответственно перемещают на следующий по проницаемости участок. Вслед за этим перемещают также насос 16 в нагнетательной скважине 3 на следующий участок 9 также по уменьшению проницаемости.

В каждой скважине 1, 2 и 3 при работе одного из участков в горизонтальном стволе, например 5, 8 и 11, остальные участки 6, 7, 9, 10, 12 и 13 отключают посредством вышеуказанных пакеров 4.

Процедуру перемещения насосов 14, 15 и 16 в менее проницаемые участки сначала зоны II, потом зоны III повторяют, осуществляя последовательную выработку всей залежи от большей проницаемости к меньшей.

Расчеты показали, что если горизонтальные стволы скважин размещают под углом более 30° друг к другу в горизонтальной плоскости, то это снижает охват и соответственно нефтеотдачу. Расстояние между горизонтальными стволами в горизонтальной плоскости менее 50 м приводит к быстрому обводнению скважин для большинства коллекторов, тогда как более 500 м - снижает эффективность ППД. Согласно исследованиям выделение зон коллектора при их отличии друг от друга по проницаемости менее чем в 1,5 раза не приводит к повышению нефтеотдачи за счет предлагаемых отличительных признаков способа, т.к. коллектор оказывается практически однородным. Также если длина участков составляет менее 10 м, то технически довольно сложно установить фильтры и насос между пакерами 4.

Приведенная схема последовательной выработки сначала наиболее проницаемых зон, затем менее и менее проницаемых позволяет согласно исследованиям значительно увеличить охват. Происходит это в связи с постоянным перенаправлением линий тока от нагнетательной скважины к добывающим и, в результате, значительно меньшее количество защемленной нефти остается в коллекторе.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи А.

Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи неоднородных нефтяных залежей.

Примеры конкретного выполнения способа

Пример 1. Нефтяную залежь А, представленную карбонатным типом коллектора и чисто нефтяной зоной разбуривают тремя горизонтальными скважинами - добывающими 1, 2 и нагнетательной 3 (фиг. 1). Кровля продуктивного пласта залегает на глубине 1050 м, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 10 м, вязкость нефти - 210 мПа·с. Горизонтальные стволы скважин 1-3 длинами по 250 м размещают параллельно друг к другу в горизонтальной плоскости на расстоянии 50 м. Нагнетательную скважину 3 размещают между горизонтальными стволами добывающих скважин 1 и 2. Диаметр обсадной колонны скважин 1-3 составляет 168 мм.

По данным бурения строят карту распределения проницаемости коллектора в районе дренирования горизонтальных скважин 1-3. По картам выделяют зоны I, II, III с соответствующими проницаемостями коллектора k_I=60 мД, k_II=40 мД, k_III=20 мД. В местах пересечения горизонтальными стволами перехода от одной зоны κ другой устанавливают пакеры 4, тем самым разбивая горизонтальные стволы скважин 1-3 на участки 5-13. Длина участков 5-13 составляет 70-90 м.

Разработку начинают спуском на колонне насосно-компрессорных труб диаметром 2,75 дюйма насосов 14, 15, 16 в горизонтальные стволы добывающих 1, 2 и нагнетательной 3 скважин первоначально в наиболее проницаемые участки - 5, 11,8 соответственно. Насосы 14, 15 выбирают типоразмера 2СП-70/45 (штанговые дифференциальные), насос 16 - типоразмера 2СП-70/24. Насосы 14-16 размещают в центральной части участков.

После 6 лет разработки закачкой сточной воды в нагнетательную скважину 3 и отбора жидкости из добывающих скважин 1 и 2 вырабатывается участок 5. В добывающей скважине 1 насос 14 перемещают и устанавливают в участок 6, следующий по уменьшению проницаемости. Еще через 4 года разработки вырабатывается участок 11 добывающей скважины 2. Насос 15 перемещают и устанавливают в участок 12, также следующий по уменьшению проницаемости. Вслед за этим перемещают также насос 16 в нагнетательной скважине 3 в участок 9, аналогично по уменьшению проницаемости.

В каждой скважине 1, 2 и 3 при работе одного из участков в горизонтальном стволе остальные отключают посредством пакеров 4.

Процедуру перемещения насосов 14, 15 и 16 в менее проницаемые участки сначала зоны II, потом зоны III повторяют, осуществляя последовательную выработку всей залежи от большей проницаемости к меньшей. Схема последовательности и периода разработки участков залежи А приведена в таблице 1. Общий период разработки залежи А составил 26 лет. Разработку вели до полной экономически рентабельной выработки залежи.

Пример 2. Выполняют, как пример 1. Залежь представлена терригенным коллектором, отличается геолого-физическими характеристиками и размерами, содержит маловязкую нефть. Бурят 5 горизонтальных скважин под углами 15-30° друг к другу в горизонтальной плоскости (3 добывающие, между которыми размещают по одной нагнетательной) длинами по 1000 м и расстоянием друг от друга 500 м. Выделяют 6 зон с различной проницаемостью и по 4-6 участка вдоль горизонтальных стволов. Длины участков составляют 10-200 м.

В результате по разработке, которую ограничили обводнением залежи до 98%, было добыто 94,6 тыс. т нефти, коэффициент извлечения нефти (КИН) залежи составил 0,349 д. ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 84,3 тыс. т нефти, КИН составил 0,311 д. ед. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,038 д. ед.

Предлагаемый способ позволяет повысить КИН, обеспечить равномерность выработки запасов нефти неоднородной по проницаемости залежи.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных залежей.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке горизонтальными скважинами неоднородных терригенных или карбонатных нефтяных залежей. Технический результат - повышение нефтеотдачи неоднородных нефтяных залежей. По способу осуществляют бурение горизонтальных скважин. Горизонтальные стволы размещают под углом 0-30° друг к другу в горизонтальной плоскости на расстоянии 50-500 м. Добывающие и нагнетательные скважины чередуют. По данным бурения строят карту распределения проницаемости коллектора в районе дренирования горизонтальных скважин. По картам выделяют зоны, отличающиеся друг от друга более чем в 1,5 раза по проницаемости. В местах пересечения горизонтальными стволами перехода от одной зоны к другой устанавливают пакеры. Этим разбивают горизонтальные стволы на участки. Длину каждого участка задают не менее 10 м. Разработку начинают спуском насосов в горизонтальные стволы добывающих и нагнетательных скважин в наиболее проницаемые участки. После выработки коллектора напротив одного из участков в одной из добывающих скважин насос данной скважины перемещают и устанавливают в горизонтальном стволе в участок, следующий по уменьшению проницаемости. При перемещении всех насосов добывающих скважин на следующий по проницаемости участок перемещают также насос в нагнетательных скважинах на следующий участок также по уменьшению проницаемости. В каждой скважине при работе одного из участков в горизонтальном стволе остальные участки того же горизонтального ствола отключают посредством вышеуказанных пакеров. Процедуру перемещения насосов в менее проницаемые участки повторяют, осуществляя последовательную выработку всей залежи от большей проницаемости к меньшей. 1 пр., 1 табл., 1 ил.

Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами, включающий бурение горизонтальных скважин, разделение горизонтальных стволов на участки, спуск насосов в центральную часть участков, отбор продукции скважин, отличающийся тем, что горизонтальные стволы размещают под углом 0-30° друг к другу в горизонтальной плоскости на расстоянии 50-500 м, добывающие и нагнетательные скважины чередуют, по данным бурения строят карту распределения проницаемости коллектора в районе дренирования горизонтальных скважин, по картам выделяют зоны, отличающиеся друг от друга более чем в 1,5 раза по проницаемости, в местах пересечения горизонтальными стволами перехода от одной зоны к другой устанавливают пакеры, тем самым разбивая горизонтальные стволы на участки, длину каждого участка задают не менее 10 м, разработку начинают спуском насосов в горизонтальные стволы добывающих и нагнетательных скважин в наиболее проницаемые участки, после выработки коллектора напротив одного из участков в одной из добывающих скважин насос данной скважины перемещают и устанавливают в горизонтальном стволе в участок, следующий по уменьшению проницаемости, при перемещении всех насосов добывающих скважин на следующий по проницаемости участок перемещают также насос в нагнетательных скважинах на следующий участок также по уменьшению проницаемости, в каждой скважине при работе одного из участков в горизонтальном стволе остальные участки того же горизонтального ствола отключают посредством вышеуказанных пакеров, процедуру перемещения насосов в менее проницаемые участки повторяют, осуществляя последовательную выработку всей залежи от большей проницаемости к меньшей.