Способ разработки водоплавающих нефтяных оторочек с массивными газовыми шапками с помощью использования латеральных многозабойных скважин Российский патент 2020 года по МПК E21B43/16 E21B43/30 

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных оторочек, и может быть использовано при разработке нефтяных оторочек с подстилающими водами (водоплавающие нефтяные оторочки) и массивными газовыми шапками (далее – разработка водоплавающей нефтяной оторочки), где имеются ограничения в размере применяемой депрессии на пласт в связи с возможным преждевременным обводнением продукции и росте газового фактора.

Известен способ разработки узких нефтяных оторочек (патент РФ № 2148154, МПК: E21B 43/20, дата публикации: 27.04.2000), который заключается в отборе нефти через систему горизонтальных добывающих скважин. Соседние скважины забуривают в нефтяную оторочку в противоположных направлениях. Если одну из них направляют от водонефтяного контура по восходящей траектории к газонефтяному контуру, то соседнюю направляют от газонефтяного контура по нисходящей траектории к водонефтяному контуру. Точки входа горизонтального ствола в продуктивный пласт располагают на кривой, близкой к синусоиде. Общим признаком способа по патенту РФ № 2148154 и заявленного способа является бурение горизонтальных добывающих скважин для повышения отработки нефтяной оторочки с газовыми шапками.

Недостатками известного способа (патент РФ № 2148154) являются низкий охват нефтяных оторочек и низкая продуктивность отработки скважин при высокой обводненности нефти.

Известен способ разработки нефтяной оторочки в сложнопостроенном карбонатном коллекторе (патент РФ № 2509878, МПК: E21B 43/20, дата публикации: 20.03.2014), который заключается в бурении нагнетательных и горизонтальных добывающих скважин, организацию поддержания пластового давления закачкой воды, по мере обводнения и загазования продукции добывающих скважин забуривание боковых горизонтальных стволов, а также периодическую эксплуатацию добывающих скважин. Общими признаками способа по патенту РФ № 2509878 и заявленного способа является бурение горизонтальных добывающих скважин, забуривание боковых горизонтальных стволов, а также эксплуатацию добывающих скважин.

Недостатком способа по патенту РФ № 2509878 является низкая эффективность разработки нефтяной оторочки за счет отсутствия ее охвата и определения максимально продуктивного расположения бокового ствола добывающей скважины, определения траектории (направления), угла бокового ствола добывающей скважины по отношению к основному стволу добывающей скважины для обеспечения максимальной отработки водоплавающих нефтяных оторочек.

Известен способ и система автоматизированного бурения (патент РФ № 2670302, МПК: E21B44/00). Способ автоматизированного бурения заключается в бурении по направлению к конечному местоположению по траектории бурения, обновление модели траектории бурения, формирование измененной траектории бурения по направлению к конечному местоположению, а также бурение по направлению к конечному местоположению по указанной измененной траектории бурения. Общими признаками способа по патенту № 2670302 и заявленного способа является бурение по траектории.

Система автоматизированного бурения по патенту РФ № 2670302 содержит систему обработки информации, которая содержит программу автоматизированного бурения, которая обновляет модель траектории бурения, формирует измененную траекторию бурения по направлению к конечному местоположению. Общими признаками системы по патенту № 2670302 и заявленного машиночитаемого носителя является наличие программы, которая выполняет стадии построения траектории бурения скважин.

Недостатком известных способа и системы является (патент РФ № 2670302) низкая эффективность разработки водоплавающих нефтяных оторочек с использованием многозабойных скважин, при котором не определяется необходимый (оптимальный) угол между боковым стволом и основным горизонтальным стволом многозабойной скважины, расположенной рядом горизонтальным стволом соседней многозабойной скважины.

Известна разработка нефтяной оторочки горизонтальными скважинами (ГС) в условиях слоистых коллекторов с высокой степенью вторичных изменений (Сугаипов Д.А., Коваленко И.В., Кузнецов С.В., Соловьев В.В. «Разработка нефтяной оторочки Яро-Яхинского месторождения горизонтальными скважинами в условиях слоистых коллекторов с высокой степенью вторичных изменений»//Журнал «Нефтяное Хозяйство». 13.12.2018), в которой предлагается подход к разработке водоплавающей нефтяной оторочки с использованием лучевой системы с горизонтальными скважинами (рис. 3, 4). Разработка пласта предполагается на режиме истощения, при этом для снижения рисков ускоренного формирования конусов воды и газа в водоплавающей нефтяной оторочке, обеспечивают бурение многозабойных скважин (МЗС), что также позволяет повысить выработку запасов и снизить рабочую депрессию на пласт при максимизации добычных показателей. Данная разработка нефтяной оторочки принята за прототип предлагаемого способа разработки водоплавающих нефтяных оторочек с использованием многозабойных скважин и машиночитаемого носителя. Общими признаками опубликованного и заявленного способов является наличие основного горизонтального ствола многозабойной скважины, основного горизонтального ствола соседней многозабойной скважины, бурение бокового горизонтального ствола многозабойной скважины, разработка МЗС в режиме истощения. Общими признаками опубликованной в статье системы разработки водонефтяных оторочек и заявленного машиночитаемого носителя является выполнение операций: определение длины основного горизонтального ствола.

Недостатком известного способа и системы разработки в соответствии со статьей является недостаточный охват нефтяной оторочки и снижению ее нефтеотдачи, т.е. уменьшение продуктивности скважин и эффективности нефтеотдачи из-за неоптимального угла между основным горизонтальным стволом многозабойной скважины и боковым горизонтальным стволом той же многозабойной скважины.

Технический результат предлагаемого способа заключается в увеличении продуктивности многозабойных скважин, совершенствовании разработки водоплавающих нефтяных оторочек с массивными газовыми шапками за счет обеспечения повышения их охвата, при котором достигается повышение эффективности нефтеотдачи пласта. При этом обеспечивается повышение охвата по латерали. Повышение эффективности нефтеотдачи подтверждается повышением коэффициента охвата не менее 7%.

Технический результат достигается за счет того, что способ разработки водоплавающих нефтяных оторочек с использованием многозабойных скважин включает:

- определение длин основного горизонтального ствола многозабойной скважины и основного горизонтального ствола соседней многозабойной скважины,

- определение среднего значения длины этих стволов (l);

- определение расстояния (L) от центра основного горизонтального ствола многозабойной скважины до центра основного горизонтального ствола соседней многозабойной скважины;

- определение отношения (x) расстояния L к среднему значению длины l (далее – длина l), значение которого должно находиться в диапазоне 0,5 – 2,5;

- определение угла (y) между основным горизонтальным стволом одной многозабойной скважины и боковым горизонтальным стволом той же многозабойной скважины:

y= K₁x + K₂, (1)

где K₁ – коэффициент, значение которого находится в диапазоне 20,4 – 25,0,
K₂ – коэффициент, значение которого находится в диапазоне 20,0 – 24,3,

а также

- бурение бокового горизонтального ствола многозабойной скважины
в направлении соседней многозабойной скважины под углом y к основному горизонтальному стволу данной многозабойной скважины;

- разработку пласта в режиме истощения.

Таким образом, обеспечивается повышение нефтеотдачи пласта за счет максимального и равномерного охвата нефтяной оторочки при обеспечении максимизации коэффициента охвата нефтяной оторочки, за счет уменьшения интерференции между боковым горизонтальным стволом многозабойной скважины и основным горизонтальным стволом соседней многозабойной скважины, в направлении которой осуществляется бурение бокового горизонтального ствола первой многозабойной скважины. Уменьшение интерференции между стволами соседних многозабойных скважин обеспечивает стабилизацию дебита многозабойных скважин при разработке водоплавающих нефтяных оторочек и приводит к максимально равномерной и полной отработке пласта. Следовательно, за счет бурения бокового горизонтального ствола многозабойной скважины под определяемым углом y к основному горизонтальному стволу той же многозабойной скважины обеспечивается равномерный охват стволами скважин по площади нефтяной оторочки, что соответствует максимизации коэффициента охвата и увеличению продуктивности отработки пласта.

Технический результат при использовании заявленных значений отношения (x) и коэффициентов К₁ и К₂ подтверждается гидродинамическим моделированием. В процессе моделирования использован диапазон отношения () и коэффициентов К₁ и К₂ для определения угла между боковым горизонтальным стволом и основным горизонтальным стволом многозабойной скважины.

При использовании в формуле (1) для определения угла y значений коэффициентов K₁ и K₂ в диапазонах: K₁ от 20,4 до 25,0; K₂ от 20,0 до 24,3, достигается эффективная отработка водоплавающих нефтяных оторочек, так как происходит максимизация коэффициента охвата нефтяной оторочки.

Если значения K₁ и K₂ меньше, чем значения коэффициентов в крайних нижних точках диапазонов (т.е. K₁ меньше, чем 20,4 и K₂ меньше, чем 20,0) то увеличение охвата нефтяной оторочки будет не максимальным из-за неравномерной отработки межскважинного пространства.

Если значения K₁ и K₂ больше, чем значения коэффициентов в крайних верхних точках диапазонов (т.е. K₁ больше, чем 25,0 и K₂ больше, чем 24,3) то охват нефтяной оторочки не максимальный из-за большого угла у, при котором наблюдается интерференция между боковым горизонтальным стволом многозабойной скважины и основным горизонтальным стволом соседней многозабойной скважины, в направлении которой осуществляется бурение бокового горизонтального ствола первой многозабойной скважины.

Для максимального охвата нефтяной оторочки отношение (x) должно удовлетворять требованию:. При таком значении (x) достигается максимальный охват нефтяной оторочки за счет определения оптимального соотношения между длинами и расстоянием основных горизонтальных стволов скважин, при котором не будет наблюдаться интерференции между соседними скважинами и обеспечен оптимальных охват пласта в межскважинном пространстве.

При значении отношения (x) меньшем, чем 0,5, бурение бокового горизонтального ствола не целесообразно ввиду высокой вероятности интерференции между многозабойными скважинами в этом случае уменьшается продуктивность отработки пласта за счет неравномерной отработки межскважинного пространства.

При значении отношения (x) больше 2,5 целесообразно рассмотреть не бурение бокового горизонтального ствола, а бурение самостоятельной горизонтальной скважины с возможностью дополнительного бурения от нее бокового ствола, ввиду того, что межскважинное расстояние слабо охвачено многозабойными скважинами. В этом случае также уменьшается продуктивность отработки пласта за счет неравномерной отработки межскважинного пространства.

Многозабойная скважина включает два горизонтальных ствола (основной и боковой), при этом их длины либо равны, либо различаются незначительно (до 10 процентов для одного ствола по отношению к другому стволу многозабойной скважины).

Способ разработки водоплавающих нефтяных оторочек с использованием многозабойных скважин может включать использование множества основных горизонтальных стволов многозабойных скважин, расположенных в лучевой системе, состоящей по меньшей мере из трех многозабойных скважин, и определение для каждого из них угла y и бурение бокового горизонтального ствола каждой многозабойной скважины в направлении соседней многозабойной скважины под углом y к основному горизонтальному стволу многозабойной скважины.

Способ разработки водоплавающих нефтяных оторочек с использованием многозабойных скважин, расположенных в лучевой системе, состоящей по меньшей мере из трех многозабойных скважин может включать:

определение длин (l₁ и l₂) основного горизонтального ствола первой и второй соседних многозабойных скважин,

определение среднего значения длины (l_1-2) этих стволов двух соседних многозабойных скважин,

определение расстояния (L₁) между центами основных горизонтальных стволов этих многозабойных скважин (т.е. от центра основного горизонтального ствола первой многозабойной скважины до центра основного горизонтального ствола соседней с ней второй многозабойной скважины),

определение отношения (x₁) расстояния L₁ к длине l_1-2, значение которого должно находиться в диапазоне 0,5 – 2,5,

определение первого угла (y₁) между основным горизонтальным стволом первой многозабойной скважины и боковым горизонтальным стволом той же многозабойной скважины:

y₁= K₁x₁ + K₂,

где K₁ – коэффициент, значение которого находится в диапазоне 20,4 – 25,0,
K₂ – коэффициент, значение которого находится в диапазоне 20,0 – 24,3;

определение длины (l₃) основного горизонтального ствола третьей многозабойной скважины, которая является соседней со второй многозабойной скважиной,

определение среднего значения длины (l_2-3) второй и третьей многозабойных скважин,

определение расстояния (L₂) между центами основных горизонтальных стволов этих многозабойных скважин (второй и третьей – соседних между собой многозабойных скважин),

определение отношения (x₂) расстояния L₂ к длине l_2-3 значение которого должно находиться в диапазоне 0,5 – 2,5,

определение второго угла (y₂) между основным горизонтальным стволом второй многозабойной скважины и боковым горизонтальным стволом той же многозабойной скважины:

y₂= K₁x₂ + K₂,

где K₁ – коэффициент, значение которого находится в диапазоне 20,4 – 25,0,
K₂ – коэффициент, значение которого находится в диапазоне 20,0 – 24,3.

Определение третьего угла (у₃) между основным горизонтальным стволом третьей многозабойной скважины и боковым горизонтальным стволом той же многозабойной скважины в лучевой системе, состоящей из трех многозабойных скважин, осуществляется аналогично вышеописанной процедуре, но выбирают горизонтальные стволы третьей и первой соседних между собой многозабойных скважин для определения их длин и расстояния между центрами. При увеличении количества скважин в лучевой системе, углы между основными горизонтальными стволами и боковыми горизонтальными стволами могут быть определены по вышеописанной цепочке.

В дальнейшем осуществляют бурение боковых горизонтальных стволов многозабойных скважин лучевой системы, состоящей, например, из трех многозабойных скважин, в направлении соседних многозабойных скважин под определенными углами (y₁, у₂ и у₃) к основным горизонтальным стволам соответствующих многозабойных скважин и разработку пласта в режиме истощения. Т.е. для определения угла (y₁) первой скважины использовалась вторая соседняя скважина, следовательно, в направлении второй скважины необходимо выполнить бурение от основного горизонтального ствола первой многозабойной скважины, далее от второй МЗС к третьей МЗС, от третьей МЗС к первой МЗС для охвата водоплавающей нефтяной оторочки.

Способ разработки водоплавающих нефтяных оторочек с использованием
многозабойных скважин может включать определение длин основных горизонтальных стволов по их проектным траекториям.

Способ разработки водоплавающих нефтяных оторочек с использованием многозабойных скважин может включать определение длин основных горизонтальных стволов по их фактическим траекториям.

По углу (y) между основным горизонтальным стволом многозабойной скважины и боковым горизонтальным стволом той же многозабойной скважины дополнительно может быть определен множитель прироста коэффициента охвата нефтяной оторочки (множитель Кохв).

Способ разработки водоплавающих нефтяных оторочек с использованием многозабойных скважин может включать использование лучевой системы многозабойных скважин, в которой основные горизонтальные стволы многозабойных скважин расположены радиально по отношению к центру кустовой площадки.

Способ разработки водоплавающих нефтяных оторочек с использованием многозабойных скважин может включать использование лучевой системы многозабойных скважин, в которой центральные оси между основными горизонтальными стволами и боковыми горизонтальными стволами расположены радиально по отношению к центру кустовой площадки.

Боковые горизонтальные стволы многозабойных скважин могут являться уплотняющими, т.е. латеральными. В данной заявке под многозабойными скважинами понимаются в том числе латеральные многозабойные скважины, т.е. содержащие латеральный боковой ствол.

Разработка пласта на режиме истощения может быть осуществлена с использованием, как фонтанного способа эксплуатации скважин, так и с использованием механизированного способа эксплуатации скважин. Фонтанный способ эксплуатации скважин может применяться, когда энергия пласта достаточна для подъема флюида от забоя к поверхности. Все остальные виды эксплуатации скважин относятся к механизированному способу. Они имеют один общий признак: энергия для подъема пластовой жидкости на поверхность подводится извне и с помощью оборудования, расположенного в скважине, передается жидкости.

Технический результат машиночитаемого носителя заключается в определении траектории бокового горизонтального ствола многозабойной скважины, при котором обеспечивается повышение эффективности нефтеотдачи пласта в том числе водоплавающих нефтяных оторочек с массивными газовыми шапками, а также повышение их охвата. При этом обеспечивается повышение охвата по латерали.

Технический результат достигается за счет того, что машиночитаемый носитель, содержащий компьютерную программу, при исполнении которой на компьютере процессор выполняет следующие операции:

- определение длин основного горизонтального ствола многозабойной скважины и основного горизонтального ствола соседней многозабойной скважины и среднее значение длины этих стволов (l),

- определение расстояния (L) от центра основного горизонтального ствола многозабойной скважины до центра основного горизонтального ствола соседней многозабойной скважины,

- определение отношения (x) расстояния L к длине l, значение которого должно находиться в диапазоне 0,5 – 2,5,

- определение угла (y) между основным горизонтальным стволом одной многозабойной скважины и боковым горизонтальным стволом той же многозабойной скважины:

y= K₁x + K₂,

где K₁ – коэффициент, значение которого находится в диапазоне 20,4 – 25,0,
K₂ – коэффициент, значение которого находится в диапазоне 20,0 – 24,3,

- построение траектории бокового горизонтального ствола многозабойной скважины в направлении соседней многозабойной скважины под углом (y) к основному горизонтальному стволу данной многозабойной скважины.

Таким образом, технический результат достигается за счет построения траектории бурения бокового горизонтального ствола многозабойной скважины под определенным углом (y) к основному горизонтальному стволу данной многозабойной скважины. Построение такой траектории бурения под углом (y) повышает эффективность нефтеотдачи разрабатываемого пласта за счет уменьшения интерференции между стволами соседних многозабойных скважин и обеспечения стабилизации дебита многозабойных скважин при разработке водоплавающих нефтяных оторочек, что приводит к максимально равномерной и эффективной разработке пласта. Кроме того, при использовании угла (у) для определения траектории боковых горизонтальных стволов многозабойных скважин обеспечивается увеличение накопленной добычи нефти, а также максимизация коэффициента охвата нефтяной оторочки.

При использовании в формуле для определения угла y значений коэффициентов K₁ и K₂ в диапазонах: K₁ от 20,4 до 25,0; K₂ от 20,0 до 24,3, достигается эффективная отработка водоплавающих нефтяных оторочек, так как происходит максимизация коэффициента охвата нефтяной оторочки.

Для максимального охвата нефтяной оторочки отношение (x) должно удовлетворять требованию:. При таком значении (x) достигается максимальный охват нефтяной оторочки за счет определения оптимального соотношения между длинами и расстоянием основных горизонтальных стволов скважин, при котором не будет наблюдаться интерференции между соседними скважинами и обеспечен оптимальных охват пласта в межскважинном пространстве.

Если значения коэффициентов K₁ и K_2, а так же отношения (x) больше или меньше, чем значения в их диапазонах, то также как и в способе, описанном выше, происходит уменьшение охвата и других значений, только в данном случае, происходит снижение проектных (расчетных) значений.

Машиночитаемый носитель может содержать компьютерную программу, при исполнении которой на компьютере процессор выполняет операции для множества горизонтальных стволов многозабойных скважин, расположенных в лучевой системе, состоящей по меньшей мере из трех многозабойных скважин, и определение для каждого из них угла y и бурение бокового горизонтального ствола каждой многозабойной скважины в направлении соседней многозабойной скважины под углом y к основному горизонтальному стволу многозабойной скважины.

Машиночитаемый носитель может содержать компьютерную программу, при исполнении которой на компьютере процессор по углу (y) между основным горизонтальным стволом одной многозабойной скважины и боковым горизонтальным стволом той же многозабойной скважины дополнительно определяет множитель прироста коэффициента охвата нефтяной оторочки.

Коэффициент охвата нефтяной оторочки может быть определен геологическим и гидродинамическим моделированием [Гладков Е.А. Геологическое и гидродинамическое моделирование месторождений нефти и газа: учебное пособие / Е.А. Гладков; Томский политехнический университет. – Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2012].

Сущность предлагаемого изобретения поясняется следующими фигурами:

фиг. 1 – лучевая система разработки нефтяной оторочки с ГС, приведенная в прототипе, на которой 1 - основной горизонтальный ствол многозабойных скважин, 3 - центр кустовой площадки;

фиг. 2 – система разработки нефтяной оторочки с МЗС, при этом СК-1 – СК-8 – многозабойные скважины, l₁ – l₈ - длины основных горизонтальных стволов многозабойных скважин СК-1 – СК-8 - соответственно, L₁ – L₈- расстояния между центрами основных горизонтальных стволов многозабойных скважин: от СК-1 до СК-8, от СК-2 до СК-1, от СК-3 до СК-2, от СК-4 до СК-3, от СК-5 до СК-4, от СК-6 до СК-5, от СК-7 до СК-6, от СК-8 до СК-7, , на которой 1 - основной горизонтальный ствол многозабойных скважин, 2 - боковой горизонтальный ствол многозабойных скважин, 3 - центр кустовой площадки;

фиг. 3 – пример реализации заявленного способа, в котором СК-9, СК-10 – соседние многозабойные скважины, l₉ – длина основного горизонтального ствола многозабойной скважины СК-9, l₁₀ – длина основного горизонтального ствола многозабойной скважины СК-10, L₉ – расстояние между центрами основных горизонтальных стволов скважин СК-9 и СК-10, на которой 1 - основной горизонтальный ствол многозабойных скважин, 2 - боковой горизонтальный ствол многозабойных скважин, 3 - центр кустовой площадки;

фиг. 4 – график определения угла (у) между основным горизонтальным стволом многозабойной скважины и боковым горизонтальным стволом той же многозабойной скважины, на котором 4 – зависимость угла (у) (при средних значениях коэффициентов K₁ = 22,7, K₂ = 22,1) от отношения (x), 5 – зависимость угла (y) (при значениях коэффициентов K₁ = 20,4, K₂ = 20,0) от отношения (x); 6 – зависимость угла (у) (при значениях коэффициентов K₁ = 25,0, K₂ = 24,3) от отношения (х);

фиг. 5 – график изменения множителя прироста коэффициента охвата (Кохв) нефтяной оторочки в зависимости от угла (у), на котором 7– зависимость изменения коэффициента охвата (прироста нефти) от угла (у), который определен при значениях коэффициентов K₁ =22,7, K₂ =22,1, 8 – зависимость изменения коэффициента охвата (прироста нефти) от угла (y), который определен при значениях коэффициентов К₁ = 20,4, К₂ = 20,0. 9 –зависимость изменения коэффициента охвата (прироста нефти) от угла (у), который определён при значениях коэффициентов К₁ = 25,0, К₂ = 24,3.

Заявленный способ реализуется следующим образом (фиг 2).

Определяют длину l₁ основного горизонтального ствола первой многозабойной скважины, например СК-1, и длину l₈ основного горизонтального ствола соседней с ней второй многозабойной скважины, например СК-8. Затем определяют среднее значение длин l основных горизонтальных стволов 1 скважин. Для скважин СК-1 и СК-8 l соответствует l_1-8 (на фиг. 2 не обозначается). После чего определяют расстояние (L) от центра основного горизонтального ствола многозабойной скважины СК-1 до центра основного горизонтального ствола соседней многозабойной скважины СК-8. На фиг.2 расстояние между центрами основных горизонтальных стволов соседних скважин СК-1 и СК-8 обозначено L₁. Далее определяют отношение (x₁) расстояния L₁ к длине l_1-8, при этом значение x₁ должно находиться в диапазоне 0,5 – 2,5.

Определяют угол (y₁) между основным горизонтальным стволом многозабойной скважины СК-1 и боковым горизонтальным стволом той же многозабойной скважины
СК-1:

у₁= K₁x₁ + K₂, (1)

где K₁ – коэффициент, значение которого находиться в диапазоне 20,4 – 25,0,
K₂ – коэффициент, значение которого находиться в диапазоне 20,0 – 24,3. Осуществляют бурение бокового горизонтального ствола 2 многозабойной скважины СК-1 в направлении соседней многозабойной скважины СК-8 под углом (y₁) к основному горизонтальному стволу данной многозабойной скважины СК-1. После чего может быть определен угол (у₈) бурения бокового горизонтального ствола 2 многозабойной скважины СК-8 в направлении соседней многозабойной скважины СК-7, при этом длины основных горизонтальных стволов 1 этих скважин l₈ и l₇ соответственно, а расстояние между центрами основных горизонтальных стволов этих скважин L₈. Далее при осуществлении способа и отработки водонефтяной оторочки может быть определен угол (у) для всех многозабойных скважин лучевой системы, состоящей из восьми многозабойных скважин (фиг. 2). Для этого необходимо последовательно определить (у), выбирая соседние скважины против часовой стрелки от центра 3 кустовой площадки. Угол (у) может быть также определен при выборе соседних скважин по часовой стрелке (от СК-1 к СК-2, от СК-2 к СК-3 и т.д.), при этом боковой горизонтальный ствол 2 скважин должен быть направлен в сторону выбранной соседней скважины: от скважины СК-1 в сторону соседней с ней скважины СК-2 (по часовой стрелке от центра 3 кустовой площадки), от СК-2 в сторону СК-3 и т.д.

После определения углов (у_1…у₈) для каждой скважины СК-1…СК-8 и выбора направления бокового горизонтального ствола 2 (в направлении соседней многозабойной скважины осуществляют бурение боковых горизонтальных стволов 2 и разработку пласта в режиме истощения.

Рассмотрим пример 1 реализации способа (фиг. 3). Допустим, что длина основного ствола многозабойной скважины (СК-9) 1100 мl₉ = 1100 м), а длина основного горизонтального ствола соседней многозабойной скважины (СК-10) 900 м ( l₁₀ = 900 м). В этом случае среднее значение длины l_9-10 =1000 м.

Расстояние от центра основного ствола многозабойной скважины (СК-9) до центра основного горизонтального ствола соседней многозабойной скважины (СК-10) составляет 750 м (L₉=750 м).

Соотношение х₉ = = = 0,75.

х₉ = 0,75 удовлетворяет требованию, т.е. находится в диапазоне 0,5 – 2,5, следовательно,

угол (y₉) между основным горизонтальным стволом 1 и боковым горизонтальным стволом 2 многозабойной скважины СК-9 согласно формуле (1) при значениях коэффициентов K₁ = 22,6 и K₂ = 22,1 рассчитывается как:

у₉= 22,6·0,75 +22,1.

Коэффициенты К₁ и К₂ выбираются либо как среднее значения в допустимых диапазонах (для К₁: 20,4 – 25,0 и для К₂: 20,0 – 24,3) или они могут быть уточнены дополнительным гидродинамическим моделированием.

В результате угол (у₉) между основным горизонтальным 1 и боковым горизонтальным 2 стволом многозабойной скважины (СК-9) составляет 39 градусов. В данном примере, применение такого угла при разработке водоплавающих нефтяных оторочек позволяет повысить эффективность нефтеотдачи пласта водоплавающих нефтяных оторочек за счет максимального охвата водоплавающей нефтяной оторочки.

Другой пример 2 реализации способа (не представлен на фигурах), при котором расстояние между центрами скважин L равно двум средним значениям длин основных горизонтальных стволов этих скважин: L =2l, при этом длина основного горизонтального ствола первой скважины составляет 900 м, а длина основного горизонтального ствола второй скважины (соседней с первой скважиной) 1100 м. В этом случае среднее значение длины этих стволов l=1000 м, а расстояние от центра основного горизонтального ствола первой многозабойной скважины до центра основного горизонтального ствола второй многозабойной скважины: L = 2∙l =2000 м, следовательно, x = 2 удовлетворяет требованию, т.е. находится в диапазоне 0,5 – 2,5.

Угол (y) между основным горизонтальным стволом 1 и боковым горизонтальным стволом 2 согласно формуле (1) при значениях коэффициентов K₁ = 22,7, K₂ = 22,1 рассчитывается как:

y = 22,7·2+22,1.

Таким образом, угол (у) составляет 67,5 градусов.

Кроме того, в этом случае угол (у) может быть определен по графику фиг. 4 (зависимость 4), который отражает зависимость (х) от угла (у), при коэффициентах K₁ = 22,7, K₂ = 22,1. Зависимость 4, представленная на фиг. 4, угла (у) между основным горизонтальным стволом и боковым стволом была проверена путем многократного гидродинамического моделирования исходя из условия срока эксплуатации скважины в 20 лет. В процессе моделирования рассчитывался угол расположения бокового горизонтального ствола относительно основного горизонтального ствола. Оптимальным считался угол (у), при котором достигался максимальный прирост накопленной нефти при моделировании работы скважин.

С помощью зависимости 7, представленной на фиг. 5, можно определить значение множителя прироста коэффициента охвата (Кохв) нефтяной оторочки для угла (у). При K₁ = 22,7, K₂ = 22,1 прирост нефти соответствует множителю, который определяет увеличение коэффициента охвата и, соответственно, накопленной добычи нефти (фиг. 5 зависимость 7). Например, прирост, равный 1,23 (при угле (y), равном 67,5 градусов) соответствует увеличению накопленной добычи нефти и коэффициента охвата на 23%.

Другой пример 3 реализации способа (не представлен на фигурах), при котором расстояние между центрами скважин L равно среднему значению длин основных горизонтальных стволов этих скважин: L₂ = l при этом длина основного горизонтального ствола первой скважины составляет 900 м, а длина основного горизонтального ствола второй скважины (соседней с первой скважиной) 1100 м. В этом случае среднее значение длины этих стволов l=1000 м, а расстояние от центра основного горизонтального ствола первой многозабойной скважины до центра основного горизонтального ствола второй многозабойной скважины: L =l=1000 м, следовательно, x= 1 удовлетворяет требованию, т.е. находится в диапазоне 0,5 – 2,5.

Угол (y) между основным горизонтальным стволом 1 и боковым горизонтальным стволом 2 согласно формуле (1) при средних значениях коэффициентов K₁ = 22,7, K₂ = 22,1 рассчитывается как:

y= 22,7·1+22,1.

Таким образом, угол (у) составляет 44,8 градусов (фиг. 4, зависимость 4).

С помощью зависимости 7, представленной на фиг. 5, можно определить значение множителя прироста коэффициента охвата (Кохв) нефтяной оторочки для угла (у). При K₁ = 22,7, K₂ = 22,1 прирост нефти соответствует множителю, который определяет увеличение коэффициента охвата и, соответственно, накопленной добычи нефти (фиг. 5 зависимость 7). Т.е. прирост, равный 1,19 (при угле (y), равном 44,8 градусов)) соответствует увеличению накопленной добычи нефти и коэффициента охвата на 19%.

Кроме того, на фиг. 5, представлены зависимости определения угла (y) при значениях коэффициентов K₁ и K₂ в крайних значениях диапазона, т.е. при K₁ =20,4 и K₂ =20,0 (зависимость 8) и, K₁ =25,0 и K₂ =24,3 (зависимость 9). При использовании значений коэффициентов K₁ и K₂ в диапазонах: для K₁ от 20,4 до 25,0 и для K₂ от 20,0 до 24,3 достигается эффективная отработка водоплавающих нефтяных оторочек. При использовании значений коэффициентов К₁ и К₂, не входящих в заявленные диапазоны, значительно уменьшается прирост нефти.

Для угла (y), определенного при значениях коэффициентов K₁ и K₂ в крайних (нижних и верхних) значениях диапазонов (K₁ =20,4 и K₂ =20,0, K₁ =25,0 и K₂ =24,3), множитель прироста Кохв ниже, чем для угла (у) в средних значениях коэффициентов K₁ и K₂ (K₁ =22,7 и K₂ =22,1) (фиг. 5)

Рассмотрим пример 4 реализации способа, при котором расстояние между центрами скважин L равно среднему значению длин основных горизонтальных стволов этих скважин: L₂ =l, который был описан выше. Будем использовать для определения угла (y) коэффициенты K₁ и K₂ в нижних значениях диапазонов, т.е. значения выбраны не с помощью дополнительного гидродинамического моделирования, а произвольно. Длина основного горизонтального ствола первой скважины составляет 900 м, а длина основного горизонтального ствола второй скважины (соседней с первой скважиной) 1100 м. В этом случае среднее значение длины этих стволов l=1000 м, а расстояние от центра основного горизонтального ствола первой многозабойной скважины до центра основного горизонтального ствола второй многозабойной скважины: L= l=1000 м, следовательно, x= 1 удовлетворяет требованию, т.е. находится в диапазоне 0,5 – 2,5.

Угол (y) между основным горизонтальным стволом 1 и боковым горизонтальным стволом 2 согласно формуле (1) в нижних значениях коэффициентов K₁ = 20,4, K₂ = 20,0 рассчитывается как:

y= 20,4·1+20,0

Таким образом, угол (у) составляет 40,4 градусов (фиг. 4, зависимость 5).

В данном примере реализации способа, применение такого угла при разработке водоплавающих нефтяных оторочек так же позволяет повысить производительность многозабойных скважин. Множитель коэффициента охвата нефтяной оторочки в этом случае больше, чем 1,15, что подтверждается зависимостью 8 на фиг. 5. Но данный множитель прироста коэффициент охвата нефтяной оторочки будет меньше, чем множитель прироста коэффициент охвата в вышеописанном примере, в котором угол (y), при значениях коэффициентов K₁=22,7 и K₂=22,1, составляет 44,8 градусов, это подтверждается зависимостью 7 на фиг. 5.

При минимальном отношении (x), значение которого 0,5, и нижних значениях коэффициентов K₁ = 20,4, K₂ = 20,0, угол (y) будет равен 30,2, что соответствует минимально необходимому для достижения технического результата коэффициенту охвата 7% (фиг. 5).

Рассмотрим пример 5 реализации способа, при котором расстояние между центрами скважин L равно среднему значению длин основных горизонтальных стволов этих скважин: L₂ =l, который был описан выше. Будем использовать для определения угла (y) коэффициенты K₁ и K₂ в верхних значениях диапазонов, т.е. значения выбраны не с помощью дополнительного гидродинамического моделирования, а произвольно. Длина основного горизонтального ствола первой скважины составляет 900 м, а длина основного горизонтального ствола второй скважины (соседней с первой скважиной) 1100 м. В этом случае среднее значение длины этих стволов l=1000 м, а расстояние от центра основного горизонтального ствола первой многозабойной скважины до центра основного горизонтального ствола второй многозабойной скважины: L=l=1000 м, следовательно, x= 1 удовлетворяет требованию, т.е. находится в диапазоне 0,5 – 2,5.

Угол (y) между основным горизонтальным стволом 1 и боковым горизонтальным стволом 2 согласно формуле (1) в верхних значениях коэффициентов K₁ = 25,0, K₂ = 24,3 рассчитывается как:

y= 25,0·1+24,3

Таким образом, угол (у) составляет 49,3 градусов (фиг.4, зависимость 6).

В данном примере реализации способа, применение такого угла при разработке водоплавающих нефтяных оторочек так же позволяет повысить эффективность нефтеотдачи пласта и производительность многозабойных скважин. Множитель коэффициента охвата нефтяной оторочки больше, чем 1, 15%, это подтверждается зависимостью 9 на фиг. 5. Но данный множитель коэффициента охвата нефтяной оторочки будет меньше, чем множитель коэффициента охвата в вышеописанном примере, в котором угол (y), при значениях коэффициентов K₁=22,7 и K₂=22,1, составляет 44,8 градусов, это подтверждается зависимостью 7 на фиг. 5.

Представленные примеры подтверждают достижение технического результата, а именно совершенствование разработки водоплавающих нефтяных оторочек с массивными газовыми шапками за счет обеспечения их максимального и равномерного охвата, который приводит к повышению эффективности нефтеотдачи пласта.

Использование машиночитаемого носителя осуществляется аналогично способу, описанному выше.

Длины основного горизонтального ствола многозабойной скважины и основного горизонтального ствола соседней многозабойной скважины могут быть определены в компьютерной программе, как ввод заранее измеренных фактических значений, или как вывод проектных значений из базы данных. Далее с помощью компьютерной программы определяют среднее значение длины l.

Определение расстояния между центрами скважин L происходит аналогичным образом: ввод определенного фактического значения, или вывод проектного значения из базы данных.

Если определены значения L и l компьютерная программа может вычислить отношение (x) и оптимальный угол (y) между основным горизонтальным стволом многозабойной скважины и боковым горизонтальным стволом той же многозабойной скважины. Затем компьютерная программа строит траекторию бокового горизонтального ствола многозабойной скважины в направлении соседней многозабойной скважины под углом (y) к основному горизонтальному стволу данной многозабойной скважины.

Таким образом, с помощью применения заявленного способа достигается совершенствование разработки водоплавающих нефтяных оторочек с массивными газовыми шапками с помощью использования многозабойных скважин, при котором обеспечивается повышение эффективности нефтеотдачи пласта и охвата нефтяной оторочки. При этом обеспечивается повышение охвата по латерали.

С помощью использования машиночитаемого носителя достигается возможность определения траектории бокового горизонтального ствола многозабойной скважины, при котором обеспечивается повышение эффективности нефтеотдачи пласта в том числе водоплавающих нефтяных оторочек с массивными газовыми шапками, а также их оптимальный охват. При этом обеспечивается повышение охвата по латерали.

Группа изобретений относится к области нефтедобывающей промышленности, и в частности к разработке нефтяных оторочек. Технический результат – повышение эффективности разработки за счет увеличения охвата залежи и ее более полной выработки. По способу определяют длину основного горизонтального ствола многозабойной скважины и основного горизонтального ствола соседней многозабойной скважины. Определяют среднее значение длины этих стволов. Определяют расстояния от центра основного горизонтального ствола многозабойной скважины до центра основного горизонтального ствола соседней многозабойной скважины. Определяют отношения расстояния к длине. Это отношение должно находиться в диапазоне установленных значений. По аналитическому выражению определяют угол между основным горизонтальным стволом одной многозабойной скважины и боковым горизонтальным стволом той же многозабойной скважины с учетом эмпирических коэффициентов. Осуществляют бурение бокового горизонтального ствола многозабойной скважины в направлении соседней многозабойной скважины под определенным выше углом к основному горизонтальному стволу данной многозабойной скважины. Далее осуществляют разработку пласта в режиме истощения. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 5 ил.

1. Способ разработки водоплавающих нефтяных оторочек с использованием

многозабойных скважин, включающий:

определение длин основного горизонтального ствола многозабойной скважины и основного горизонтального ствола соседней многозабойной скважины,

определение среднего значения длины этих стволов (l);

определение расстояния (L) от центра основного горизонтального ствола многозабойной скважины до центра основного горизонтального ствола соседней многозабойной скважины;

определение отношения (x) расстояния L к длине l, значение которого должно находиться в диапазоне 0,5-2,5;

определение угла (y) между основным горизонтальным стволом одной многозабойной скважины и боковым горизонтальным стволом той же многозабойной скважины:

y= K₁x + K₂,

где K₁ – коэффициент, значение которого находится в диапазоне (20,4-25,0)^о;

K₂ – коэффициент, значение которого находится в диапазоне (20,0-24,3)^о,

а также

бурение бокового горизонтального ствола многозабойной скважины в направлении соседней многозабойной скважины под углом (y) к основному горизонтальному стволу данной многозабойной скважины;

разработку пласта в режиме истощения.

2. Способ разработки водоплавающих нефтяных оторочек с использованием многозабойных скважин по п. 1, включающий использование множества основных горизонтальных стволов многозабойных скважин, расположенных в лучевой системе, состоящей по меньшей мере из трех многозабойных скважин, и определение для каждого из них угла (y) и бурение бокового горизонтального ствола каждой многозабойной скважины в направлении соседней многозабойной скважины под углом (y) к основному горизонтальному стволу многозабойной скважины.

3. Способ разработки водоплавающих нефтяных оторочек с использованием многозабойных скважин по любому из пп. 1, 2, включающий определение длин основных горизонтальных стволов по их проектным траекториям.

4. Способ разработки водоплавающих нефтяных оторочек с использованием многозабойных скважин по любому из пп. 1, 2, включающий определение длин основных горизонтальных стволов по их фактическим траекториям.

5. Способ разработки водоплавающих нефтяных оторочек с использованием многозабойных скважин по любому из пп. 1, 2, в котором по углу (y) определяют множитель прироста коэффициента охвата нефтяной оторочки (Кохв).

6. Способ разработки водоплавающих нефтяных оторочек с использованием многозабойных скважин по п. 2, включающий лучевую систему многозабойных скважин, в которой основные горизонтальные стволы многозабойных скважин расположены радиально по отношению к центру кустовой площадки.

7. Способ разработки водоплавающих нефтяных оторочек с использованием многозабойных скважин по п. 2, включающий лучевую систему многозабойных скважин, в которой центральные оси между основными горизонтальными стволами и боковыми горизонтальными стволами расположены радиально по отношению к центру кустовой площадки.

8. Машиночитаемый носитель, содержащий компьютерную программу, при
исполнении которой на компьютере процессор обеспечен возможностью выполнения следующих операций:

определение длин основного горизонтального ствола многозабойной скважины и основного горизонтального ствола соседней многозабойной скважины и среднее значение длины этих стволов (l),

определение расстояния (L) от центра основного горизонтального ствола многозабойной скважины до центра основного горизонтального ствола соседней многозабойной скважины,

определение отношения (x) расстояния L к длине l , значение которого должно находиться в диапазоне 0,5-2,5,

определение угла (y) между основным горизонтальным стволом одной многозабойной скважины и боковым горизонтальным стволом той же многозабойной скважины:

y= K₁x + K₂,

где K₁ – коэффициент, значение которого находится в диапазоне (20,4-25,0)^о,
K₂ – коэффициент, значение которого находится в диапазоне (20,0-24,3)^о,

построение траектории бокового горизонтального ствола многозабойной скважины в направлении соседней многозабойной скважины под углом (y) к основному горизонтальному стволу данной многозабойной скважины.

9. Машиночитаемый носитель по п. 8, содержащий компьютерную программу, при исполнении которой на компьютере процессор обеспечен возможностью выполнения операций для множества горизонтальных стволов многозабойных скважин, расположенных в лучевой системе, состоящей по меньшей мере из трех многозабойных скважин, и определения для каждого из них угла (y) для бурения бокового горизонтального ствола каждой многозабойной скважины в направлении соседней многозабойной скважины под углом (y) к основному горизонтальному стволу многозабойной скважины.

10. Машиночитаемый носитель по любому из пп. 8, 9 содержащий компьютерную программу, при исполнении которой на компьютере процессор обеспечен возможностью по углу (y) между основным горизонтальным стволом одной многозабойной скважины и боковым горизонтальным стволом той же многозабойной скважины дополнительного определения множителя прироста коэффициента охвата нефтяной оторочки (Кохв).