Способ разработки нефтяной залежи Российский патент 2020 года по МПК E21B43/30 E21B43/20 E21B47/02 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологиям разработки нефтяных пластов с помощью добывающих и нагнетательных скважин.

Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами (патент RU № 2527429, МПК E21B 43/20, Е21B 43/30, E21B 43/11, опубл. 27.08.2014 в Бюл. № 24), включающий бурение и обустройство перпендикулярно расположенных добывающих и нагнетательных горизонтальных скважин, пересекающихся в структурном плане, расположение горизонтальных стволов нагнетательных скважин ниже в структурном плане, чем горизонтальных стволов добывающих скважин, перфорацию скважин в продуктивной части с различной плотностью, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие, причем горизонтальные стволы располагают параллельно длине и ширине залежи, причем вход в продуктивный пласт стволов добывающих скважин размещают вдоль одной стороны залежи, а вход стволов нагнетательных скважин - вдоль другой, перпендикулярной первой, плотность перфорационных отверстий на каждом из участков горизонтальных стволов, образованных пересечением в структурном плане добывающих и нагнетательных скважин, выполняют минимальной в местах пересечения и увеличивают к центру каждого участка, на начальном этапе разработки ведут закачку пресной воды или воды с концентрацией твердых взвешенных частиц не менее 50 мг/л до снижения обводненности скважин, после чего переходят на закачку пластовой или сточной воды, при этом плотность перфорации в местах пересечения увеличивают к центру каждого участка исходя из соотношения:

где C₁, C₂, C_n - коэффициенты гидродинамического совершенства скважины по характеру вскрытия вдоль горизонтального ствола скважины;

R₁, R₂, R_n - минимальное расстояние от перфорированного интервала до горизонтального ствола соседней скважины, м;

k₁, k₂, k_n - проницаемость пласта в соответствующем интервале перфорации, м²;

r_c - радиус скважины, м.

Недостатками данного способа являются сложность реализации и большие материальные затраты, связанные с необходимостью строительства дополнительных нагнетательных горизонтальных скважин, высокая вероятность неоднородности распределения фронта заведения при закачке, что приводит к быстрому обводнению продукции при отборе, так как перфорация (вторичное вскрытие) горизонтальных скважин ведется без учета расположения точек нагнетания и отбора.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU № 2646902, МПК E21B 43/20, Е21B 43/24, E21B 7/04, опубл. 12.03.2018 в Бюл. № 8), заключающийся в закачке в пласт вытесняющего агента через горизонтальный участок многофункциональной скважины и отборе пластовой нефти из перфорированного участка этой же скважины, расположенного горизонтально и параллельно зоне закачки агента, причем по длине полосообразного элемента (ПЭ) нефтяной залежи или выбранному направлению залежи располагают многофункциональные скважины последовательно друг за другом так, чтобы в зоне пласта между участками закачки агента и отбора нефти каждой скважины были расположены еще два участка двух соседних многофункциональных скважин: ближе к участку отбора нефти скважины располагают участок закачки агента соседней скважины с левой стороны, а ближе к участку закачки агента рассматриваемой скважины располагают участок отбора нефти второй соседней скважины с правой стороны по длине ПЭ или выбранного направления, причем рассматриваемые горизонтальные участки всех скважин расположены между собой параллельно на одинаковом расстоянии друг от друга и поперек длины полосообразного элемента, а разработка нефтяной залежи осуществляется путем деления залежи на полосообразные элементы по всей своей площади, каждый из которых разрабатывается с помощью системы многофункциональных скважин, расположенных в границах ПЭ по вышеописанному принципу.

Недостатками данного способа являются сложность реализации и большие материальные затраты, связанные с необходимостью строительства сложно структурированных скважин высокая вероятность неоднородности распределения фронта заводнения при закачке, что приводит к быстрому обводнению продукции при отборе, так как перфорация (вторичное вскрытие) горизонтальных скважин ведется без учета расположения точек нагнетания и отбора.

Технической задачей предлагаемого изобретения является создание способа разработки нефтяной залежи, позволяющего упростить и удешевить строительство скважин за счет использования однонаправленных по азимуту, горизонтальных и/или наклонных нагнетательно-добывающих скважин, обеспечивающих также равномерный фронт вытеснения и отбора продукции за счет специального вторичного вскрытия скважин с учетом расположения точек нагнетания и отбора соответственно.

Техническая задача решается способом разработки нефтяной залежи, включающим строительство как минимум двух горизонтальных и/или наклонных скважин, каждая из которых снабжена нагнетательным и добывающим участками, расположенными на расстоянии, исключающим гидродинамическую связь и разделенными проходным пакером, причем нагнетательные и добывающие участки строят параллельными в плане в пределах одного пласта залежи для близлежащих скважин с обеспечением гидродинамической связи, нагнетание вытесняющего агента в в нагнетательный участок и отбор продукции из добывающего участка каждой скважины.

Новым является то, что скважины строят без изменения азимутного угла по всей длине с последующим вторичным вскрытием нагнетательных и добывающих участков с учетом точек нагнетания и отбора соответственно, обеспечивая для равномерного распределения фронта заводнения и отбора увеличением суммарной площади перфорационных отверстий в прямой зависимости от удаленности точки нагнетания рабочего агента и точки отбора продукции пласта соответственно.

Новым является также то, что предварительно изучают преобладающее направление миграции продукции в пласте, горизонтальные и/или наклонные скважины строят под углом 90°±30° к этому направлению.

Новым является также то, что наклонные скважины строят так, чтобы зенитный угол ни на одном из участков не был равен 90°.

На чертеже изображена схема реализации способа (вид сверху - в плане, без вертикальных стволов скважин). Конструктивные элементы и технологические решения, не влияющие на работоспособность способа, на чертеже не показаны.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий строительство как минимум двух горизонтальных и/или наклонных скважин 1 и 2 без изменения азимутного угла по всей их длине. Строительство горизонтальных и/или наклонных скважин 1 и 2 без изменения азимутного угла по всей их длине позволяет значительно упростить и удешевить эти работы, так как при бурении не требуется смена компоновки бурового инструмента для изменения азимута (не показаны), что связано с постоянным извлечением и спуском его в скважину после смены компоновки (на месторождениях Татарстана в среднем удешевление составило 11% при строительстве). Каждая скважина 1 и 2 снабжена нагнетательным 3 и добывающим 4 участками, расположенными на расстоянии L, исключающем гидродинамическую связь, и разделенными проходным пакером 5. причем нагнетательные и добывающие участки строят параллельными в плане в пределах одного пласта 6 залежи для близлежащих скважин 2 или 1 на расстоянии H, обеспечивающим гидродинамическую связь между ними. Осуществляют вторичное вскрытие нагнетательных 3 и добывающих 4 участков каждой скважины 1 и 2 с учетом точек нагнетания 7 и отбора 8 соответственно, обеспечивая для равномерного распределения фронта заводнения и отбора увеличением суммарной площади перфорационных отверстий 9 в прямой зависимости от удаленности точки нагнетания 7 рабочего агента и точки отбора 8 продукции пласта 6 соответственно. На виды кумулятивных перфораторов (см патенты RU на ПМ № 70929, ИЗ № 2656262 и т.п.) и гидромеханических перфораторов (см патенты RU на ПМ №№ 142116, 178557 и т.п.) авторы не претендуют. Для подбора суммарной площади перфорационных отверстий 9 с учетом проницаемости по длине наклонного или горизонтального ствола скважин 1 и 2 определяют гидродинамические потери по их длине (см. Особенности характера течения флюидов в горизонтальных скважинах по данным глубинных исследований: автореферат дис. … кандидата технических наук: 25.00.17 / Назимов Нафис Анасович; [Место защиты: Татар. науч.-исслед. и проек. ин-т нефти]. - Бугульма, 2007. - 26 с.). Нагнетание вытесняющего агента в нагнетательный участок 3 и отбор продукции из добывающего участка 3 каждой скважины 1 и 2. Вторичное вскрытие нагнетательных 3 и добывающих 4 участков каждой скважины 1 и 2 с увеличением суммарной площади перфорационных отверстий 9 в прямой зависимости от удаленности точки нагнетания 7 рабочего агента и точки отбора 8 продукции пласта 6 соответственно обеспечивает равномерное распределение фронтов заводнения и отбора, что увеличивает охват продуктивных зон пласта 6 и, как следствие повышает коэффициент извлечения нефти (КИН) этого пласта 6 нефтяной залежи (на месторождениях Татарстана в среднем КИН повысился на 3 – 5 %).

В случаях реализации способа трещиноватых коллекторах, в которых прослеживается явная неравномерность миграции продукции (пластового флюида), геофизическими методами предварительно изучают преобладающее направление 10 миграции продукции в пласте 6 (авторы на это не претендуют), горизонтальные и/или наклонные скважины 1 и 2 строят под углом α = 90°±30° к этому направлению 10. Это позволяет сократить расстояние L между участками 3 и 4 и увеличить расстояние H между параллельными в плане скважинами 1 и 2, что позволяет с меньшими затратами охватить большую площадь пласта 6 залежи (на месторождениях Татарстана в среднем экономия составила 14%).

При строительстве скважин 1 и 2 длиной 500 м и более возможно возникновение гидрозатворов по длине, что резко снижает эффективность реализации способа. Для исключения чередующихся восходящих и нисходящих участков скважин 1 и 2, приводящее к образованию гидрозатворов по длине из-за выделяющегося газа из продукции, наклонные скважины 1 и 2 строят так, чтобы зенитный угол ни на одном из участков не был равен 90° (на чертеже не показано).

Предлагаемый способ разработки нефтяной залежи позволяет упростить и удешевить строительство скважин за счет использования однонаправленных по азимуту, горизонтальных и/или наклонно направленных нагнетательно-добывающих скважин, обеспечивающих также равномерный фронт вытеснения и отбора продукции за счет специального вторичного вскрытия скважин с учетом расположения точек нагнетания и отбора соответственно.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологиям разработки нефтяных пластов с помощью добывающих и нагнетательных скважин. Техническим результатом является упрощение строительства скважин. Способ включает строительство как минимум двух горизонтальных и/или наклонных скважин, каждая из которых снабжена нагнетательным и добывающим участками, расположенными на расстоянии, исключающем гидродинамическую связь, и разделенными проходным пакером. Нагнетательные и добывающие участки строят параллельными в плане в пределах одного пласта залежи для близлежащих скважин с обеспечением гидродинамической связи, нагнетание вытесняющего агента в нагнетательный участок и отбор продукции из добывающего участка каждой скважины. Скважины строят без изменения азимутного угла по всей длине. Последующее вторичное вскрытие нагнетательных и добывающих участков производят с учетом точек нагнетания и отбора соответственно, обеспечивая для равномерного распределения фронта заводнения и отбора увеличением суммарной площади перфорационных отверстий в прямой зависимости от удаленности точки нагнетания рабочего агента и точки отбора продукции пласта соответственно. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий строительство как минимум двух горизонтальных и/или наклонных скважин, каждая из которых снабжена нагнетательным и добывающим участками, расположенными на расстоянии, исключающем гидродинамическую связь, и разделенными проходным пакером, причем нагнетательные и добывающие участки строят параллельными в плане в пределах одного пласта залежи для близлежащих скважин с обеспечением гидродинамической связи, нагнетание вытесняющего агента в нагнетательный участок и отбор продукции из добывающего участка каждой скважины, отличающийся тем, что скважины строят без изменения азимутного угла по всей длине с последующим вторичным вскрытием нагнетательных и добывающих участков с учетом точек нагнетания и отбора соответственно, обеспечивая для равномерного распределения фронта заводнения и отбора увеличением суммарной площади перфорационных отверстий в прямой зависимости от удаленности точки нагнетания рабочего агента и точки отбора продукции пласта соответственно.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что предварительно изучают преобладающее направление миграции продукции в пласте, горизонтальные и/или наклонные скважины строят под углом 90°±30° к этому направлению.

3. Способ по одному из пп. 1 или 2, отличающийся тем, что наклонные скважины строят так, чтобы зенитный угол ни на одном из участков не был равен 90°.