Способ разработки многопластовой нефтяной залежи горизонтальной скважиной Российский патент 2023 года по МПК E21B7/04 E21B43/14 

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для разработки многопластовой нефтяной залежи горизонтальными скважинами, особенно в случаях, когда в геологический разрез объекта разработки сложен чередованием пластов с существенной разницей фильтрационно-емкостных характеристик.

Известен способ бурения горизонтальных скважин с отдаленным забоем (патент RU № 2278939, МПК E21B 7/04, опубл. 27.06.2006), включающий начального искривления с набором зенитного угла до величины, не превышающей критического значения, соответствующего нарушению устойчивости стенок скважины, участков стабилизации зенитного угла и добора его до 90°, бурение горизонтального ствола и выход в проектный коридор продуктивного пласта после набора зенитного угла более 90° с последующей проводкой эксплуатационного участка. Проводку вертикального участка от устья скважины, участков начального искривления и стабилизации зенитного угла осуществляют до точки вскрытия кровли продуктивного пласта антиклинали по траектории, соответствующей минимально возможной длине ствола. Минимально допустимое расстояние от точки вскрытия кровли пласта до уровня ГВК или ВНК должно удовлетворять условию, рассчитываемому по математическому выражению. Проводку участков искривления с добором зенитного угла до 90° и восстающего субгоризонтального участка осуществляют в приподошвенной восстающей части пласта антиклинали. При расположении эксплуатационного участка на противоположной от устья скважины ниспадающей части антиклинали проводку восстающего субгоризонтального участка осуществляют до точки, удаленной от входа эксплуатационного участка на определяемое по математическому выражению расстояние. Способ направлен на повышение надежности бурения горизонтальной скважины с отдаленным забоем на антиклиналь продуктивного пласта, находящуюся за пределами буровой установки в толще неустойчивых, склонных к обвало- и желобообразованиям горных пород.

Известен способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами (патент RU № 2605860, МПК E21B 43/16, опубл. 27.12.2016 в бюл. № 36), включающий 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.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ вскрытия продуктивного наклонно залегающего пласта с напорным режимом добычи углеводородов (патент RU № 2165514, МПК E21B 7/06, опубл. 20.04.2001 в бюл. № 11) , включающий разбуривание продуктивного пласта от кровли до подошвы одно- или многозабойными горизонтальными скважинами, отличающийся тем, что в процессе бурения набирают зенитный угол ствола скважины на кровле продуктивного пласта до 90^o, горизонтальные участки стволов однозабойной и многозабойной скважин бурят с углом наклона 0^o, а при визуальном анализе структурной карты залежи в случае однозабойной скважины горизонтальный участок бурят в направлении, перпендикулярном внешнему или внутреннему контурам газонефтяного или водонефтяного контактов (ГНК или ВНК), причем его длину определяют по формуле

где S₁ - длина горизонтального участка однозабойной скважины в продуктивном пласте, м;

h - истинная толщина продуктивного пласта, м;

α_пл - угол наклона продуктивного пласта, град.,

в случае многозабойной скважины горизонтальные участки ствола бурят под углом, образованным в плане пласта осью каждого горизонтального участка с внешним или внутренним контурами ГНК или ВНК, и определяемым из выражения

где β_м - угол, образованный в плане пласта осью каждого горизонтального участка ствола скважины с внешним или внутренним контурами ГНК или ВНК, град.;

С - расстояние между внешними и внутренним контурами ГНК или ВНК, м;

σ - половина расстояния между добывающими скважинами в ряду, м,

а их длину определяют по формуле

где S₂ - длина каждого горизонтального участка ствола многозабойной скважины, м.

Недостатком всех способов являются не оптимальное вскрытие пластов в сложнопостроенном многопластовом объекте разработки горизонтальным стволом скважины, т.к. не учитываются вертикальная изменчивость фильтрационно-емкостных характеристик разреза коллектора, что создает высокие риски неравномерной выработки подвижных запасов в зоне дренирования горизонтального ствола скважины и быстрого прорыва подстилающей или нагнетаемой воды по отдельным пластам многопластовой залежи с последующим обводнением получаемой продукции.

Техническим результатом является повышение эффективности способа разработки многопластовой нефтяной залежи горизонтальной скважиной путем повышения точности оптимального размещения горизонтального ствола за счет создания уточненного проекта разработки многопластового объекта, в котором учитываются основные параметры фильтрационно-емкостных свойств каждого пласта, оценивается вероятный потенциал подвижных запасов нефти в зоне дренирования доли горизонтального ствола добывающей скважины в каждом пласте, разделяется проектная длина горизонтального ствола добывающей скважины на зоны с распределением отбора запасов нефти в каждом пласте.

Технический результат достигается способом разработки многопластовой нефтяной залежи горизонтальной скважиной, включающим проектирование траектории горизонтального ствола добывающей скважины, бурение горизонтального ствола добывающей скважины.

Новым является то, что предварительно по результату поисково-разведочного бурения или данным геологической модели участка бурения горизонтальной добывающей скважины выделяют многопластовый объект разработки, определяют экономически рентабельные извлекаемые запасы нефти на одну проектную горизонтальную добывающую скважину, проектируют добывающую скважину с длиной горизонтального ствола, далее определяют коэффициенты открытой пористости Кп, нефтенасыщенности Кн и вертикальную мощность hi нефтенасыщенных пропластков в каждом пласте многопластового объекта разработки, затем для каждого пласта определяют средневзвешенный коэффициент пористости Кп.ср.вз. и средневзвешенный коэффициент нефтенасыщенности Кн.ср.вз. по формулам:

Кп.ср.вз. = ((hi1 * Kп1) + (hi2 * Kп2) +…+ (hin * Kпn)) / (hi1+ hi2+…+ hin), доли единиц, где hi1 – вертикальная мощность первого от кровли пласта нефтенасыщенного пропластка,

hi2 – вертикальная мощность второго от кровли пласта нефтенасыщенного пропластка,

hin – вертикальная мощность последнего от кровли пласта нефтенасыщенного пропластка,

Кп1…Kпn – коэффициент открытой пористости в данном пропластке,

и Кн.ср.вз. = ((hi1 * Kн1) + (hi2 * Kн2) +…+ (hin * Kнn)) / (hi1+ hi2+…+ hin), доли единиц, где hi1 – вертикальная мощность первого от кровли пласта нефтенасыщенного пропластка,

hi2 – вертикальная мощность второго от кровли пласта нефтенасыщенного пропластка,

hin – вертикальная мощность последнего от кровли пласта нефтенасыщенного пропластка,

Кн1…Кнn – коэффициент нефтенасыщения в данном пропластке,

далее отдельно для каждого пласта определяют эффективный радиус пласта по формуле:

Rэф. = (Кп.ср.вз. * Кн.ср.вз. * (hi1+ hi2+…+ hin)), м,

далее определяют эффективную долю каждого пласта по формуле:

Кэф. = (Rэф. / (Rэф1+ Rэф2+ … + Rэфn)), доля единиц,

где Rэф1…Rэфn – эффективный радиус в каждом пласте, далее определяют эффективную длину вскрытия каждого пласта по формуле:

Lэф. = Кэф. * Lгс, м, где Lгс – длина горизонтального ствола добывающей скважины, обеспечивающая экономически рентабельными извлекаемыми запасами нефти, после чего производят бурение горизонтальной скважины с учетом эффективных длин вскрытия каждого пласта и осуществляют ее эксплуатацию.

Способ осуществляют следующим образом.

Предварительно по результату поисково-разведочного бурения или данным геологической модели участка бурения горизонтальной скважины выделяют многопластовый объект разработки.

Определяют экономически рентабельные извлекаемые запасы нефти на одну проектную горизонтальную добывающую скважину.

Проектируют добывающую скважину с длиной горизонтального ствола, обеспечивающая экономически рентабельными извлекаемыми запасами нефти.

Далее определяют коэффициенты открытой пористости Кп, нефтенасыщенности Кн и вертикальную мощность hi нефтенасыщенных пропластков в каждом пласте многопластового объекта разработки.

Затем для каждого пласта определяют средневзвешенный коэффициент пористости Кп.ср.вз. и средневзвешенный коэффициент нефтенасыщенности Кн.ср.вз. по формулам:

Кп.ср.вз. = ((hi1 * Kп1) + (hi2 * Kп2) +…+ (hin * Kпn)) / (hi1+ hi2+…+ hin), доли единиц,

где hi1 – вертикальная мощность первого от кровли пласта нефтенасыщенного пропластка, hin – вертикальная мощность последнего от кровли пласта нефтенасыщенного пропластка, Кп1…Kпn – коэффициент открытой пористости в данном пропластке.

Кн.ср.вз. = ((hi1 * Kн1) + (hi2 * Kн2) +…+ (hin * Kнn)) / (hi1+ hi2+…+ hin), доли единиц,

где hi1 – вертикальная мощность первого от кровли пласта нефтенасыщенного пропластка, hin – вертикальная мощность последнего от кровли пласта нефтенасыщенного пропластка, Кн1…Кнn – коэффициент нефтенасыщения в данном пропластке.

Далее отдельно для каждого пласта определяют эффективный радиус пласта по формуле:

Rэф. = (Кп.ср.вз. * Кн.ср.вз. * (hi1+ hi2+…+ hin)), м.

Такое определение эффективного радиуса пласта позволяет учитывать на этапе проектирования основные параметры фильтрационно-емкостных свойств каждого пласта многопластового объекта разработки, влияющие на характеристику вытеснения подвижных запасов нефти в зоне дренирования горизонтальной скважины и позволяющие ранжировать пласты в количественном соотношении участия в отборе запасов объекта разработки, как следствие создать уточненный проект разработки многопластового объекта, приводящий к равномерным и высокими темпами отбора запасов на многопластовом объекте разработки.

Далее определяют эффективную долю каждого пласта по формуле:

Кэф. = (Rэф. / (Rэф1+ Rэф2+ … + Rэфn)), доля единиц,

где Rэф1…Rэфn – эффективный радиус в каждом пласте.

Эффективная доля пласта позволяет оценить вероятный потенциал подвижных запасов нефти в зоне дренирования доли горизонтального ствола добывающей скважины в каждом пласте. Чем выше эффективная доля пласта, тем больше подвижных запасов он содержит.

Далее определяют эффективную длину вскрытия каждого пласта по формуле: Lэф. = Кэф. * Lгс, м,

где Lгс – длина горизонтального ствола добывающей скважины, обеспечивающая экономически рентабельными извлекаемыми запасами нефти.

Определение эффективной длины вскрытия каждого пласта разделяет проектную длину горизонтального ствола добывающей скважины на зоны с распределением отбора запасов нефти в каждом пласте многопластового объекта разработки, учет этих зон при разработки обеспечивает равномерную выработку запасов в период эксплуатации скважины. А также исключает прорыв подстилающей или нагнетаемой воды по отдельным пластам многопластовой залежи с последующим обводнением получаемой продукции.

После чего производят бурение горизонтальной скважины с учетом эффективных длин вскрытия каждого пласта и осуществляют ее эксплуатацию.

Пример практического применения.

Предварительно по результату поисково-разведочного бурения выделили многопластовый объект разработки.

Определили экономически рентабельные извлекаемые запасы нефти на одну проектную горизонтальную добывающую скважину 80 тыс.т нефти.

Спроектировали добывающую скважину с длиной горизонтального ствола 500 м, обеспечивающую экономически рентабельными извлекаемыми запасами нефти.

Далее определили коэффициенты открытой пористости Кп, нефтенасыщенности Кн и вертикальную мощность hi нефтенасыщенных пропластков в каждом пласте многопластового объекта разработки. Результаты приведены в таблице.

Затем для каждого пласта определили средневзвешенный коэффициент пористости Кп.ср.вз и средневзвешенный коэффициент нефтенасыщенности Кн.ср.вз. Результаты приведены в таблице.

Далее отдельно для каждого пласта определили эффективный радиус пласта Rэф. Результаты приведены в таблице.

Далее определили эффективную долю каждого пласта Кэф. Результаты приведены в таблице.

Далее определили эффективную длину вскрытия каждого пласта Lэф. Результаты приведены в таблице.

Таблица. Результаты проведения способа

Вертикальная мощность нефтенасыщенных пропластков в пласте hi, м Коэффициент открытой пористости Кп, долей единиц Коэффициент нефтенасыщенности Кн.,доли единиц Средневзвешенный коэффициент пористости Кп.ср.вз., доли единиц Средневзвешенный коэффициент нефтенасыщенности Кн.ср.вз., доли единиц Радиус эффективный пласта, м. Доля эффективная пласта,
доли единиц Эффективная длина вскрытия пласта, м. Пласт 1 1,3 0,122 0,55 0,142 0,732 0,906 0,21 103 3,3 0,15 0,766 1 0,131 0,732 3,1 0,146 0,773 Пласт 2 4,8 0,116 0,628 0,115 0,611 1,190 0,27 136 1,7 0,139 0,693 3,8 0,118 0,648 0,8 0,066 0,497 5,9 0,111 0,564 Пласт 3 0,7 0,083 0,491 0,099 0,717 1,535 0,35 175 4 0,099 0,735 3,4 0,109 0,753 1,6 0,093 0,733 1,7 0,097 0,735 0,6 0,076 0,68 1,8 0,093 0,696 5,9 0,106 0,722 1,9 0,086 0,686 Пласт 4 0,6 0,12 0,634 0,122 0,754 0,755 0,17 86 3 0,122 0,76 0,6 0,094 0,739 1,8 0,14 0,78 2,2 0,116 0,761

После чего пробурили горизонтальную скважину с учетом эффективных длин вскрытия каждого пласта и осуществили ее эксплуатацию.

Горизонтальная скважина пробуренная по данной технологии при сопоставимом дебите со скважиной пробуренной по иной технологии со вскрытием разреза многопластового объекта разработки нефтяной залежи проработала с невысоким обводнением 8 лет и добыла 80 тыс.т нефти, горизонтальная скважина вскрывшая разрез по иной технологии проработала 4 года с невысоким обводнением и резко обводнилась по участку ствола вскрывшего пласт 2 до 95%, накопленная добыча составила 40 тыс.т. Скважина выведена из эксплуатации по экономическим причинам.

Таким образом, предлагаемый способ повышает эффективность способа разработки многопластовой нефтяной залежи горизонтальной скважиной путем повышения точности оптимального размещения горизонтального ствола за счет создания уточненного проекта разработки многопластового объекта, в котором учитываются основные параметры фильтрационно-емкостных свойств каждого пласта, оценивается вероятный потенциал подвижных запасов нефти в зоне дренирования доли горизонтального ствола добывающей скважины в каждом пласте, разделяется проектная длина горизонтального ствола добывающей скважины на зоны с распределением отбора запасов нефти в каждом пласте, что позволяет равномерно вырабатывать запасы нефти в зоне дренирования и поддерживать высокие темпы отбора запасов из объекта разработки.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для разработки многопластовой нефтяной залежи горизонтальными скважинами, особенно в случаях, когда геологический разрез объекта разработки сложен чередованием пластов с существенной разницей фильтрационно-емкостных характеристик. Способ разработки многопластовой нефтяной залежи горизонтальной скважиной включает проектирование траектории горизонтального ствола добывающей скважины и бурение горизонтального ствола добывающей скважины, отличается тем, что предварительно по результату поисково-разведочного бурения или данным геологической модели участка бурения горизонтальной добывающей скважины выделяют многопластовый объект разработки и определяют экономически рентабельные извлекаемые запасы нефти на одну проектную горизонтальную добывающую скважину. Далее проектируют добывающую скважину с длиной горизонтального ствола и определяют коэффициенты открытой пористости, нефтенасыщенности и вертикальную мощность нефтенасыщенных пропластков в каждом пласте многопластового объекта разработки. Затем для каждого пласта определяют средневзвешенный коэффициент пористости и средневзвешенный коэффициент нефтенасыщенности. После чего отдельно для каждого пласта определяют эффективный радиус пласта. Далее определяют эффективную долю каждого пласта. Далее определяют эффективную длину вскрытия каждого пласта. После чего производят бурение горизонтальной скважины с учетом эффективных длин вскрытия каждого пласта и осуществляют ее эксплуатацию. Обеспечивается повышение эффективности способа разработки многопластовой нефтяной залежи горизонтальной скважиной. 1 табл.

Способ разработки многопластовой нефтяной залежи горизонтальной скважиной, включающий проектирование траектории горизонтального ствола добывающей скважины, бурение горизонтального ствола добывающей скважины, отличающийся тем, что предварительно по результату поисково-разведочного бурения или данным геологической модели участка бурения горизонтальной добывающей скважины выделяют многопластовый объект разработки, определяют экономически рентабельные извлекаемые запасы нефти на одну проектную горизонтальную добывающую скважину, проектируют добывающую скважину с длиной горизонтального ствола, далее определяют коэффициенты открытой пористости Кп, нефтенасыщенности Кн и вертикальную мощность hi нефтенасыщенных пропластков в каждом пласте многопластового объекта разработки, затем для каждого пласта определяют средневзвешенный коэффициент пористости Кп.ср.вз. и средневзвешенный коэффициент нефтенасыщенности Кн.ср.вз. по формулам:

Кп.ср.вз. = ((hi1 * Kп1) + (hi2 * Kп2) +…+ (hin * Kпn)) / (hi1+ hi2+…+ hin), доли единиц,

где hi1 – вертикальная мощность первого от кровли пласта нефтенасыщенного пропластка,

hi2 – вертикальная мощность второго от кровли пласта нефтенасыщенного пропластка,

hin – вертикальная мощность последнего от кровли пласта нефтенасыщенного пропластка,

Кп1…Kпn – коэффициент открытой пористости в данном пропластке,

и Кн.ср.вз. = ((hi1 * Kн1) + (hi2 * Kн2) +…+ (hin * Kнn)) / (hi1+ hi2+…+ hin), доли единиц,

где hi1 – вертикальная мощность первого от кровли пласта нефтенасыщенного пропластка,

hi2 – вертикальная мощность второго от кровли пласта нефтенасыщенного пропластка,

hin – вертикальная мощность последнего от кровли пласта нефтенасыщенного пропластка,

Кн1…Кнn – коэффициент нефтенасыщения в данном пропластке,

далее отдельно для каждого пласта определяют эффективный радиус пласта по формуле:

Rэф. = (Кп.ср.вз. * Кн.ср.вз. * (hi1+ hi2+…+ hin)), м,

далее определяют эффективную долю каждого пласта по формуле:

Кэф. = (Rэф. / (Rэф1+ Rэф2+ … + Rэфn)), доля единиц,

где Rэф1…Rэфn – эффективный радиус в каждом пласте,

далее определяют эффективную длину вскрытия каждого пласта по формуле:

Lэф. = Кэф. * Lгс, м,

где Lгс – длина горизонтального ствола добывающей скважины, обеспечивающая экономически рентабельными извлекаемыми запасами нефти,

после чего производят бурение горизонтальной скважины с учетом эффективных длин вскрытия каждого пласта и осуществляют ее эксплуатацию.