Способ разработки участка нефтяной залежи Российский патент 2024 года по МПК E21B43/16 E21B43/30 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при разработке нефтяной залежи с различным типом коллектора.

Известен способ разработки многопластовой нефтяной залежи 

(патент RU № 2583471, МПК E21B 43/00, опубл. 10.05.2016 г., Бюл. № 13), включающий бурение вертикальных добывающих и нагнетательных скважин. В нагнетательные скважины закачивают рабочий агент, а из добывающих скважин отбирают продукцию. После обводнения добывающих скважин осуществляют бурение из их основных стволов боковых горизонтальных ответвлений. Определяют обводнившиеся пропластки и влияющую нагнетательную скважину, являющуюся причиной обводнения. Боковой горизонтальный ствол в данном пропластке размещают в противоположную сторону относительно нагнетательной скважины под углом не менее 120° в горизонтальной плоскости к условной прямой, проведенной между добывающей и нагнетательной скважинами, а в других пропластках - в сторону нагнетательной скважины под углом 20-80° к указанной условной прямой. В каждый ствол устанавливают не более трех пакеров. В обводнившемся пропластке первый пакер размещают, считая от «пятки» горизонтального ствола, на расстоянии 50-300 м, а в остальных пропластках - на расстоянии 50-300 м, считая от «носка» горизонтального ствола. Второй и третий пакеры в каждом стволе размещают на равном расстоянии друг от друга. При продвижении фронта вытеснения продукции к добывающим скважинам при закачке рабочего агента в нагнетательные скважины осуществляют последовательное отключение обводнившихся участков стволов добывающих скважин.

Недостатком способа является неполная выработка запасов нефти вследствие отключения обводнившихся участков стволов.

Технической задачей изобретения является более полная выработка запасов нефти.

Способ разработки участка нефтяной залежи, включающий бурение вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин, определение обводнившихся пропластков участка залежи и влияющей нагнетательной скважины, являющейся причиной обводнения, после обводнения бурение из добывающих скважин боковых стволов с размещением их в противоположную сторону относительно нагнетательной скважины,

Новым является то, что проводят бурение боковых стволов в добывающих скважинах в противоположном направлении относительно нагнетательной скважины с радиусом кривизны 75-80 м и на расстоянии 25-30 м от основного ствола добывающей скважины, перфорируют колонны боковых стволов в нефтенасыщенном пласте, производят замер пластового давления нефтенасыщенного пласта, при снижении пластового давления на 75% от начального пластового давления начинают закачку рабочего агента в нагнетательную скважину объемом 1,2 объема добываемой продукции с давлением на 20% больше пластового давления и циклом закачки 6 дней и 1 день простоя.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Бурят вертикальные добывающие и нагнетательные скважины на участке залежи. Определяют обводнившиеся пропластки участка залежи и влияющую нагнетательную скважину, являющуюся причиной обводнения. Проводят бурение боковых стволов в добывающих скважинах в противоположном направлении относительно нагнетательной скважины с радиусом кривизны 75-80 м и на расстоянии 25-30 м от основного ствола добывающей скважины. Затем перфорируют колонны боковых стволов добывающих скважин в нефтенасыщенном пласте. Производят отбор продукции из добывающих скважин. Ведут замер пластового давления нефтенасыщенных пластов.

При снижении пластового давления на 75 % от начального пластового давления начинают закачку рабочего агента в нагнетательную скважину объемом 1,2 объема добываемой продукции с давлением на 20 % больше пластового давления и циклом закачки 6 дней закачки и 1 день простоя.

Пример конкретного выполнения способа.

Разрабатывают нефтяную залежь тульского горизонта общей толщиной 11 м. Коллектор имеет следующие характеристики: средняя глубина 1120 м, отметка водонефтяного контакта минус 815 м, среднее пластовое давление 11 МПа, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина 2,7 м, пористость 20 %, нефтенасыщенность 73 %, вязкость нефти 46 мПа*с, плотность нефти 889 т/м³. Проницаемость составляет соответственно 521 мД. Добыча нефти из добывающей скважины составляет 4 м³/сут.

В процессе разработки происходит прорыв воды в добывающую скважину от соседней гидродинамически связанной нагнетательной скважины. В результате обводненность продукция составила 98 %.

В данной добывающей скважине проводят бурение бокового ствола в противположном направлении относительно нагнетательной скважины с радиусом кривизны от основного ствола 78 м, расстоянием от основного ствола до точки входа в пласт 27 м и перфорируют колонну бокового ствола и осуществляют отбор продукции на естественном режиме с дебитом нефти 8 м³/сут, при снижении пластового давления до 3 МПа начинают закачку рабочего агента в нагнетательную скважину объемом 10 м³/сут в течение 6 сут, затем останавливают закачку на 1 сут, после чего продолжают закачивать рабочий агент также 6 сут и в таком цикле ведут выработку запасов из пласта.

В результате разработки рассмотренного участка, после зарезки бокового ствола обводненность в добывающей скважине составила 86 % и дебит нефти 8 м³/сут, добыча нефти всего составила 137,4 тыс.т нефти, коэффициент охвата составил 0,679 д.ед., коэффициент нефтеизвлечения (КИН) был достигнут 0,374 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу – 0,021 д.ед.

Применение данного способа позволит более эффективнее выработать запасы нефти и повысить коэффициент нефтеизвлечения, увеличивая коэффициент охвата и нефтеизвлечения.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Способ разработки участка нефтяной залежи включает бурение вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин, определение обводнившихся пропластков залежи и влияющей нагнетательной скважины, являющейся причиной обводнения. После обводнения бурение из добывающих скважин боковых стволов с размещением их в противоположную сторону относительно нагнетательной скважины. При этом бурение боковых стволов в добывающих скважинах проводят в противоположном направлении относительно нагнетательной скважины с радиусом кривизны 75-80 м и на расстоянии 25-30 м от основных стволов, и перфорируют колонны боковых стволов в нефтенасыщенном пласте. Производят замер пластового давления продуктивных пластов, при снижении пластового давления на 75% от начального пластового давления начинают закачку рабочего агента в нагнетательную скважину объемом 1,2 объема добываемой продукции с давлением на 20% больше пластового давления и циклом закачки 6 дней и 1 день простоя. Обеспечивается повышение эффективности выработки запасов нефти, коэффициентов нефтеизвлечения и охвата.

Способ разработки участка нефтяной залежи, включающий бурение вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин, определение обводнившихся пропластков залежи и влияющей нагнетательной скважины, являющейся причиной обводнения, после обводнения бурение из добывающих скважин боковых стволов с размещением их в противоположную сторону относительно нагнетательной скважины, отличающийся тем, что проводят бурение боковых стволов в добывающих скважинах в противоположном направлении относительно нагнетательной скважины с радиусом кривизны 75-80 м и на расстоянии 25-30 м от основных стволов, перфорируют колонны боковых стволов в нефтенасыщенном пласте, производят замер пластового давления продуктивных пластов, при снижении пластового давления на 75% от начального пластового давления начинают закачку рабочего агента в нагнетательную скважину объемом 1,2 объема добываемой продукции с давлением на 20% больше пластового давления и циклом закачки 6 дней и 1 день простоя.