Способ разработки нефтяной залежи массивного типа Российский патент 2024 года по МПК E21B7/04 E21B43/20 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежи нефти массивного типа.

Известен способ разработки нефтяной залежи массивного типа (патент RU № 2447272, МПК Е21В 43/20, опубл. 10.04.2012, Бюл. № 10), включающий размещение по редкой сетке вертикальных и/или наклонно-направленных добывающих и нагнетательных скважин, построение карт структурных и нефтенасыщенных толщин, отбор из добывающих скважин и закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины. Основной горизонтальный ствол бурят в толщине, составляющей от кровли не более 30% к общей нефтенасыщенной толщине, производят гидродинамические исследования, осваивают ствол и вводят его в эксплуатацию, определяют его продуктивность, бурят второй нижний горизонтальный или субгоризонтальный ствол под первым с отклонением по азимуту не более 10°, с зенитным углом не менее 60° и расстоянием от первого ствола не менее 3 м с установкой в нем одной или более площадок для оборудования управляемого фильтра длиной не менее 15 м, обеспечивающего отсутствие перетоков флюида между зонами пласта до и после площадки, обустраивают скважину и вводят ее в эксплуатацию, производят замеры дебита жидкости, нефти, определяют ее продуктивность и степень обводнения продукции; при обводнении продукции 85% и более спускают на установленную площадку управляемый фильтр и закрывают его нижнюю шторку, отсекая нижнюю часть скважины, продолжают эксплуатировать верхнюю часть скважины с низким обводнением продукции.

Недостатками способа являются неполный охват выработки запасов нефти в межскважинном пространстве и по разрезу, небольшой срок работы скважин и небольшое нефтеизвлечение.

Техническими задачами изобретения являются более полный охват выработкой запасов нефти в межскважинном пространстве и по разрезу, увеличение срока работы скважин и нефтеизвлечения.

Технические задачи решаются способом разработки нефтяной залежи массивного типа, включающим бурение добывающих и нагнетательных скважин, построение структурных карт и карт нефтенасыщенных толщин, отбор из добывающих скважин и закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины, выделение зоны с нефтенасыщенными толщинами, бурение в ней добывающей скважины с горизонтальным окончанием двумя забоями.

Новым является то, что в зоне нефтенасыщенной толщины, равной не менее 12 м и не имеющей резких падений крыльев структуры, контролирующей залежь нефти, бурят разветвлённую горизонтальную скважину с двумя забоями, при этом первый верхний ствол с горизонтальным окончанием проводят в толщине, составляющей от кровли 25 % к общей нефтенасыщенной толщине по разрезу и выходом зенитного угла на 90°, проводят геофизические и гидродинамические исследования, по их результатам бурят второй нижний горизонтальный ствол с зенитным углом 78°- 90° под первым стволом и параллельно ему на расстоянии по вертикали не менее 6 м, при обводнении продукции более 70 % после геофизических и гидродинамических исследований, проведённых для конкретного определения обводнившейся толщины пласта и при обводнении нижней части пласта нижний ствол переводят под периодическое нагнетание.

Способ осуществляют следующим образом.

Залежь массивного типа разбуривают добывающими и нагнетательными скважинами, производят исследования, строят карты структурных и нефтенасыщенных толщин, производят добычу из добывающих скважин и закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины.

В зоне нефтенасыщенной толщины, равной не менее 12 м и не имеющей резких падений крыльев структуры, контролирующей залежь нефти, бурят разветвлённую горизонтальную скважину с двумя забоями. При этом первый верхний ствол с горизонтальным окончанием проводят в толщине, составляющей от кровли 25 % к общей нефтенасыщенной толщине по разрезу и выходом зенитного угла на 90°. Проводят геофизические и гидродинамические исследования, по их результатам бурят второй нижний горизонтальный ствол с зенитным углом 78°- 90° под первым стволом и параллельно ему на расстоянии по вертикали не менее 6 м. При обводнении продукции более 70 % после геофизических и гидродинамических исследований, проведённых для конкретного определения обводнившейся толщины пласта и при обводнении нижней части пласта нижний ствол переводят под периодическое нагнетание.

Пример конкретного применения.

На залежи нефти в отложениях бобриковского горизонта со средней глубиной залегания 1095 м бурят по редкой сетке более 350 м вертикальные и горизонтальные добывающие и нагнетательные скважины, строят структурные карты и карты нефтенасыщенных толщин, осуществляют отбор из добывающих скважин и закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины.

На картах нефтенасыщенных толщин выделяют зону более 6 м. В зоне нефтенасыщенной толщины, равной не менее 12 м и не имеющей резких падений крыльев структуры, контролирующей залежь нефти, бурят разветвлённую горизонтальную скважину с двумя забоями, при этом первый верхний ствол с горизонтальным окончанием проводят в толщине, составляющей 3 м от кровли и выходом зенитного угла на 90° длиной 350 м. Проводят геофизические и гидродинамические исследования, по их результатам бурят второй нижний горизонтальный ствол с зенитным углом 78°- 90°, длиной 350 м под первым стволом и параллельно ему на расстоянии по вертикали не менее 6 метров при этом выход на 90° 50-70 м к забою создал горизонтальную площадку и препятствует быстрому созданию конуса обводнения и способствует более длительной эксплуатации в безводном режиме и малой обводнённости продукции.

Дебит скважины составил 68 т/сут безводной нефти. После 13 лет работы по результатам замеров дебита нефти степень обводнения продукции в последний год составила 78 %. Накопленная добыча нефти составила 295 тыс. т. По результатам геофизических и гидродинамических исследований вода поступает из нижнего ствола. Нижний ствол скважины переводим под периодическое нагнетание рабочим реагентом-пластовой водой объемом 83 м³/сут и периодом 7 через 7 сут.

Применение предложенного способа позволяет наиболее полно выработать запасы участка и залежи в целом, добиться повышения нефтеизвлечения залежи нефти с большими нефтенасыщенными толщинами в результате большего охвата дренированием по площади и разрезу и увеличения срока эксплуатации скважин, уменьшение объёма добываемой попутной воды.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежи нефти массивного типа. Способ разработки нефтяной залежи массивного типа включает бурение добывающих и нагнетательных скважин, построение структурных карт и карт нефтенасыщенных толщин, отбор из добывающих скважин и закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины, выделение зоны с нефтенасыщенными толщинами, бурение в ней добывающей скважины с горизонтальным окончанием двумя забоями. Разветвлённую горизонтальную скважину с двумя забоями бурят в зоне нефтенасыщенной толщины, равной не менее 12 м и не имеющей резких падений крыльев структуры, контролирующей залежь нефти. При этом первый верхний ствол с горизонтальным окончанием проводят в толщине, составляющей от кровли 25% к общей нефтенасыщенной толщине по разрезу и выходом зенитного угла на 90°. Далее проводят геофизические и гидродинамические исследования, по их результатам бурят второй нижний горизонтальный ствол с зенитным углом 78°-90° под первым стволом и параллельно ему на расстоянии по вертикали не менее 6 м. При обводнении продукции более 70% после геофизических и гидродинамических исследований, проведённых для конкретного определения обводнившейся толщины пласта, и при обводнении нижней части пласта нижний ствол переводят под периодическое нагнетание. Обеспечивается повышение выработки запасов участка и залежи в целом, повышение нефтеизвлечения залежи нефти с большими нефтенасыщенными толщинами, увеличение срока эксплуатации скважин, уменьшение объёма добываемой попутной воды.

Способ разработки нефтяной залежи массивного типа, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, построение структурных карт и карт нефтенасыщенных толщин, отбор из добывающих скважин и закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины, выделение зоны с нефтенасыщенными толщинами, бурение в ней добывающей скважины с горизонтальным окончанием двумя забоями, отличающийся тем, что разветвлённую горизонтальную скважину с двумя забоями бурят в зоне нефтенасыщенной толщины, равной не менее 12 м и не имеющей резких падений крыльев структуры, контролирующей залежь нефти, при этом первый верхний ствол с горизонтальным окончанием проводят в толщине, составляющей от кровли 25% к общей нефтенасыщенной толщине по разрезу и выходом зенитного угла на 90°, проводят геофизические и гидродинамические исследования, по их результатам бурят второй нижний горизонтальный ствол с зенитным углом 78°-90° под первым стволом и параллельно ему на расстоянии по вертикали не менее 6 м, при обводнении продукции более 70% после геофизических и гидродинамических исследований, проведённых для конкретного определения обводнившейся толщины пласта, и при обводнении нижней части пласта нижний ствол переводят под периодическое нагнетание.