Способ разработки нефтяного месторождения Российский патент 2022 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для разработки нефтяных месторождений сеткой наклонно-направленных нагнетательных и горизонтальных добывающих скважин.

Известен способ разработки многопластовой нефтяной залежи (патент RU № 2066368, E21B 43/16, 49/00, опубл. 10.09.1996), включающий определение величины проницаемости продуктивного интервала пласта, коэффициента гидродинамического совершенства, радиуса скважины и максимальной плотности перфорации скважин, осуществление перфорации, освоения и запуска скважины в эксплуатацию. Согласно изобретению, дополнительно определяют радиус контура питания, максимальную плотность перфорации определяют по пласту, имеющему наименьшую проницаемость, а определение величины проницаемости, коэффициента гидродинамического совершенства и максимальной плотности перфорации осуществляют для каждого пласта продуктивного интервала, при этом плотность перфорации для каждого пласта определяют из условия равенства продолжительности выработки отдельных пластов. Дополнительно вскрытие по пластам с водонефтяным контактом производят перфорацией с различной плотностью, изменяющейся от оптимального на кровле до нуля по направлению к водонефтяному контакту по продуктивному интервалу.

В данном изобретении в распределение плотности перфорации не учитывают участки гидравлических сопротивлений, образующиеся в радиусе дренирования горизонтального ствола при эксплуатации реагирующей добывающей скважины, что создает высокие риски быстрого прорыва нагнетаемой жидкости в горизонтальный ствол.

Известен способ перфорации нагнетательных скважин при разработке многопластовых залежей (патент RU № 2281386, E21B 43/11, 43/20, опубл. 10.08.2006 в бюл. № 22), включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, обсадку их трубами, перфорацию скважин в интервале залегания продуктивных пластов. Продольные размеры перфорационных отверстий d нагнетательных скважин выбирают, исходя из условия: d≥β⋅ΔP⋅x, где ΔР - величина давления закачки жидкости, Па; β - коэффициент сжатия пористой среды (β=1/3000-1/10000), МПа^-1; х - расстояние от перфорационного отверстия до срединной плоскости суммарного интервала, в который производят закачку жидкости, причем под суммарным интервалом понимают совокупный интервал, составленный только из пластов, в которые производят закачку жидкости, за вычетом толщины разделяющих их пород, м.

Недостатком способа является низкая эффективность разработки нефтяного месторождения, связанная с неравномерным вытеснением нефти к реагирующей добывающей скважине и высокими рисками быстрого обводнения горизонтального ствола при образовании «языков» прорыва вытесняющего агента.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи (патент RU № 2047747, E21B 43/20, опубл. 10.11.1995), включающий перфорацию нагнетательной скважины в интервале залегания нефтенасыщенного пласта, закачку рабочего агента через нагнетательную скважину и отбор нефти через добывающую скважину. Предварительно определяют пористость, глинистость пропластков нефтяного пласта и среднее значение этих параметров. Для выравнивании профиля нагнетания в пропластках с большей пористостью и меньшей глинистостью по сравнению со средними значениями по скважине производят перфорацию меньшим количеством перфорационных отверстий, в пропластках с меньшей пористостью и большей глинистостью большим количеством перфорационных отверстий, по сравнению со средними значениями на погонный метр интервала перфорации по скважине, после чего производят избирательные поинтервальные интенсификационные обработки пропластков.

Недостатком способа является низкая эффективность разработки нефтяного месторождения, в связи с тем, что при осуществлении способа учитывают только проницаемость в призабойной зоне нагнетательной скважины и не учитывают гидравлические потоки возникающие при взаимодействии зоны нагнетания с участками дренирования горизонтального ствола добывающей скважины, что ведет к неравномерному продвижению фронта вытеснения с реагирующей скважине.

Техническими задачами являются повышение эффективности разработки нефтяного месторождения, поддержание высоких темпов отбора извлекаемых запасов за счет организации процесса управления закачкой во влияющей наклонно-направленной нагнетательной скважине с оптимальным вторичным вскрытием методом кумулятивной перфорации нефтенасыщенного пласта для равномерного продвижения фронта вытеснения нефти нагнетаемым агентом к добывающей горизонтальной скважине.

Технические задачи решаются способом разработки нефтяного месторождения, включающим перфорацию нагнетательной скважины в интервале залегания нефтенасыщенного пласта, закачку рабочего агента через нагнетательную скважину и отбор нефти через добывающую скважину.

Новым является то, что предварительно на этапе проектирования определяют наклонно-направленную нагнетательную скважину, расположенную перпендикулярно к центру реагирующей горизонтальной добывающей скважины, затем определяют литологический состав пласта, давление насыщения залежи, устанавливают забойное давление больше давления насыщения на 1-2 МПа для горизонтальной добывающей скважины, далее в центре горизонтального ствола добывающей скважины определяют вертикальные мощности нефтенасыщенного пласта от центра горизонтального ствола до кровли нефтенасыщенного пласта h1н и от центра горизонтального ствола до подошвы нефтенасыщенного пласта h2н, далее в наклонно-направленной нагнетательной скважине определяют вертикальную мощность нефтенасыщенного пласта Нн, далее перфорацию ствола наклонно-направленной нагнетательной скважины осуществляют в трех зонах нефтенасыщенного пласта, длину первой зоны определяют по формуле:

Lзона1 = (h1н : (h1н + h2н)) * Hн - (0,05 * Нн), м,

где h1н - вертикальная мощность нефтенасыщенного пласта от центра горизонтального ствола до кровли нефтенасыщенного пласта в горизонтальной добывающей скважине,

h2н - вертикальная мощность нефтенасыщенного пласта от центра горизонтального ствола до подошвы нефтенасыщенного пласта в горизонтальной добывающей скважине,

Hн - вертикальная мощность нефтенасыщенного пласта в наклонно-направленной нагнетательной скважине,

длину третьей зоны определяют по формуле:

Lзона3 = (h2н : (h1н + h2н)) * Hн - (0,05 * Нн), м,

длину второй зоны определяют по формуле:

Lзона2 = Hн - (Lзона1 + Lзона3), м,

и зоны размещают последовательно от кровли до подошвы, при этом во второй зоне плотность перфорации Nmax для карбонатных пород пласта составляет 10-20 отверстий на 1 м, для терригенных пород пласта 5-15 отверстий на 1 м, плотность перфорации в первой зоне N1 определяют по формуле: N1=Nmax*(h1н/Hн), плотность перфорации в третьей зоне N3 определяют по формуле: N3=Nmax*(h2н/Hн).

На фиг. представлено схематическое изображение участка залежи в плане с размещением скважин.

Способ осуществляют следующим образом.

Предварительно на этапе проектирования определяют наклонно-направленную скважину, планируемую под систему ППД, расположенную перпендикулярно к центру реагирующей горизонтальной добывающей скважины.

Предварительно определяют литологический состав пласта, давление насыщения залежи объекта разработки. Устанавливают забойное давление для горизонтальной добывающей скважины больше давления насыщения на 1-2 Мпа, что позволяет установить оптимальную зону дренирования на всю длину горизонтального ствола добывающей скважины.

Далее в центре горизонтального ствола добывающей скважины определяют вертикальную мощность нефтенасыщенного пласта от центра горизонтального ствола до кровли нефтенасыщенного пласта h1н и от центра горизонтального ствола до подошвы нефтенасыщенного пласта h2н по карте нефтенасыщенных толщин.

Далее в наклонно-направленной нагнетательной скважине определяют вертикальную мощность нефтенасыщенного пласта от кровли до подошвы нефтенасыщенного пласта Нн.

Перфорацию ствола наклонно-направленной нагнетательной скважины осуществляют в трех зонах нефтенасыщенного пласта, длину первой зоны определяют по формуле:

Lзона1 = (h1н : (h1н + h2н)) * Hн - (0,05 * Нн), м,

где h1н - вертикальная мощность нефтенасыщенного пласта от центра горизонтального ствола до кровли нефтенасыщенного пласта в горизонтальной добывающей скважине,

h2н - вертикальная мощность нефтенасыщенного пласта от центра горизонтального ствола до подошвы нефтенасыщенного пласта в горизонтальной добывающей скважине,

Hн - вертикальная мощность нефтенасыщенного пласта в наклонно-направленной нагнетательной скважине.

Длину третьей зоны определяют по формуле:

Lзона3 = (h2н : (h1н + h2н)) * Hн - (0,05 * Нн), м.

Длину второй зоны определяют по формуле:

Lзона2 = Hн - (Lзона1 + Lзона3), м.

Зоны размещают последовательно от кровли до подошвы.

При этом во второй зоне плотность перфорации Nmax для карбонатных пород пласта составляет 10-20 отверстий на 1 м, для терригенных пород пласта 5-15 отверстий на 1 м.

Плотность перфорации в первой зоне N1 определяют по формуле: N1=Nmax*(h1н/Hн).

Плотность перфорации в третьей зоне N3 определяют по формуле: N3=Nmax*(h2н/Hн).

Проецирование зон дренирования горизонтального ствола добывающей скважины на зоны закачки рабочего агента в нагнетательной скважине позволяет прогнозировать наиболее вероятные направления гидравлических потоков, возникающих при взаимодействии зоны нагнетания с зоной дренирования горизонтального ствола добывающей скважины, и далее регулировать фильтрационные сопротивления изменением плотности перфорационных отверстий по рассчитанным зонам в нагнетательной скважине для создания равномерного фронта продвижения вытесняющего агента к добывающей горизонтальной скважине.

Далее наклонно-направленную нагнетательную скважину и горизонтальную добывающую скважину вводят в эксплуатацию под закачку вытесняющего агента и добычу пластовой жидкости из объекта разработки.

Пример практического применения.

Предварительно на этапе проектирования определили наклонно-направленную скважину, планируемую под систему ППД, расположенную перпендикулярно к центру реагирующей горизонтальной добывающей скважины.

Определили литологический состав пласта - карбонатный, давление насыщения залежи объекта разработки - 3 МПа. Установили забойное давление для горизонтальной добывающей скважины 4 МПа.

Далее в центре горизонтального ствола пробуренной добывающей скважины определили вертикальную мощность нефтенасыщенного пласта от центра горизонтального ствола до кровли нефтенасыщенного пласта h1н =2м и от центра горизонтального ствола до подошвы нефтенасыщенного пласта h2н =5м.

Далее в пробуренной наклонно-направленной нагнетательной скважине определили вертикальную мощность нефтенасыщенного пласта от кровли до подошвы нефтенасыщенного пласта Нн =6м.

Перфорацию ствола наклонно-направленной нагнетательной скважины осуществили в трех зонах нефтенасыщенного пласта, которые рассчитали по формулам.

Определили длину первой зоны Lзона1 = (2:(2+5))*6-(0,05*6)=1,40 м.

Определили длину третьей зоны Lзона3 = (5:(2+5))*6-(0,05*6)=3,99 м.

Определили длину второй зоны Lзона2 = 6-(1,40+3,99)=0,61 м.

Зоны разместили последовательно от кровли до подошвы L1, L2, L3.

При этом во второй зоне плотность перфорации карбонатного коллектора Nmax = 20 отверстий на 1 м.

Далее по формуле определили плотность перфорации в первой зоне N1 = 7 отверстий на 1 м. Плотность перфорации в третьей зоне определяют определили N3 = 17 отверстий на 1 м.

Далее наклонно-направленную нагнетательную скважину и горизонтальную добывающую скважину ввели в эксплуатацию под закачку вытесняющего агента и добычу пластовой жидкости из объекта разработки.

Предлагаемый способ разработки нефтяного месторождения позволяет повысить эффективность разработки нефтяного месторождения, поддержать высокие темпы отбора извлекаемых запасов за счет организации процесса управления закачкой во влияющей наклонно-направленной нагнетательной скважине с оптимальным вторичным вскрытием методом кумулятивной перфорации нефтенасыщенного пласта для равномерного продвижения фронта вытеснения нефти нагнетаемым агентом к добывающей горизонтальной скважине.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для разработки нефтяных месторождений сеткой наклонно-направленных нагнетательных и горизонтальных добывающих скважин. Согласно способу определяют на этапе проектирования наклонно-направленную нагнетательную скважину, расположенную перпендикулярно к центру реагирующей горизонтальной добывающей скважины. Устанавливают забойное давление больше давления насыщения на 1-2 МПа для горизонтальной добывающей скважины. В центре горизонтального ствола добывающей скважины определяют вертикальные мощности нефтенасыщенного пласта от центра горизонтального ствола до кровли нефтенасыщенного пласта h1н и от центра горизонтального ствола до подошвы нефтенасыщенного пласта h2н. Далее в наклонно-направленной нагнетательной скважине определяют вертикальную мощность нефтенасыщенного пласта Нн. Перфорацию ствола наклонно-направленной нагнетательной скважины осуществляют в трех зонах нефтенасыщенного пласта с определенной плотностью перфорации, длину первой зоны определяют по формуле: Lзона1 = (h1н : (h1н + h2н)) * Нн - (0,05 * Нн), м, где h1н - вертикальная мощность нефтенасыщенного пласта от центра горизонтального ствола до кровли нефтенасыщенного пласта в горизонтальной добывающей скважине, h2н - вертикальная мощность нефтенасыщенного пласта от центра горизонтального ствола до подошвы нефтенасыщенного пласта в горизонтальной добывающей скважине, Нн - вертикальная мощность нефтенасыщенного пласта в наклонно-направленной нагнетательной скважине. Длину третьей зоны определяют по формуле: Lзона3 = (h2н : (h1н + h2н)) * Нн - (0,05 * Нн), м, длину второй зоны определяют по формуле: Lзона2 = Нн - (Lзона1 + Lзона3), м. Предлагаемый способ разработки нефтяного месторождения позволяет повысить эффективность разработки нефтяного месторождения, поддержать высокие темпы отбора извлекаемых запасов за счет организации процесса управления закачкой во влияющей наклонно-направленной нагнетательной скважине с оптимальным вторичным вскрытием методом кумулятивной перфорации нефтенасыщенного пласта для равномерного продвижения фронта вытеснения нефти нагнетаемым агентом к добывающей горизонтальной скважине. 1 ил.

Способ разработки нефтяного месторождения, включающий перфорацию нагнетательной скважины в интервале залегания нефтенасыщенного пласта, закачку рабочего агента через нагнетательную скважину и отбор нефти через добывающую скважину, отличающийся тем, что предварительно на этапе проектирования определяют наклонно-направленную нагнетательную скважину, расположенную перпендикулярно к центру реагирующей горизонтальной добывающей скважины, затем определяют литологический состав пласта, давление насыщения залежи, устанавливают забойное давление больше давления насыщения на 1-2 МПа для горизонтальной добывающей скважины, далее в центре горизонтального ствола добывающей скважины определяют вертикальные мощности нефтенасыщенного пласта от центра горизонтального ствола до кровли нефтенасыщенного пласта h1н и от центра горизонтального ствола до подошвы нефтенасыщенного пласта h2н, далее в наклонно-направленной нагнетательной скважине определяют вертикальную мощность нефтенасыщенного пласта Нн, далее перфорацию ствола наклонно-направленной нагнетательной скважины осуществляют в трех зонах нефтенасыщенного пласта, длину первой зоны определяют по формуле:

Lзона1 = (h1н : (h1н + h2н)) * Hн - (0,05 * Нн), м,

где h1н - вертикальная мощность нефтенасыщенного пласта от центра горизонтального ствола до кровли нефтенасыщенного пласта в горизонтальной добывающей скважине,

h2н - вертикальная мощность нефтенасыщенного пласта от центра горизонтального ствола до подошвы нефтенасыщенного пласта в горизонтальной добывающей скважине,

Hн - вертикальная мощность нефтенасыщенного пласта в наклонно-направленной нагнетательной скважине,

длину третьей зоны определяют по формуле:

Lзона3 = (h2н : (h1н + h2н)) * Hн - (0,05 * Нн), м,

длину второй зоны определяют по формуле:

Lзона2 = Hн – (Lзона1 + Lзона3), м,

и зоны размещают последовательно от кровли до подошвы, при этом во второй зоне плотность перфорации Nmax для карбонатных пород пласта составляет 10-20 отверстий на 1 м, для терригенных пород пласта 5-15 отверстий на 1 м, плотность перфорации в первой зоне N1 определяют по формуле: N1=Nmax*(h1н/Hн), плотность перфорации в третьей зоне N3 определяют по формуле: N3=Nmax*(h2н/Hн).