Способ разработки залежи нефти Российский патент 2024 года по МПК E21B43/17 E21B43/30 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки залежи нефти.

Известен способ разработки обводненной нефтяной залежи (патент RU № 2179234, МПК Е21В 43/00, опубл. 10.02.2002 г., Бюл. № 4), включающий бурение вертикальных скважин и боковых горизонтальных стволов от них, спуск в вертикальный ствол глубинного насоса и отбор нефти из скважины на поверхность, причем сначала бурят вертикальную скважину, вскрывают перфорацией продуктивный пласт, извлекают нефть до истощения продуктивного пласта, затем бурят боковой горизонтальный ствол, при этом точку отхода горизонтального ствола располагают ниже динамического уровня жидкости в скважине, перфорируют в боковом стволе тот же продуктивный пласт, затем в вертикальном стволе устанавливают насос двойного действия так, что прием насоса для нефти располагают выше точки отхода бокового ствола, а прием насоса для воды - ниже этой точки, насос снабжен хвостовиком с пакером, который устанавливают в интервале от точки отхода до кровли продуктивного пласта в вертикальном стволе, и эксплуатируют скважину так, что воду, поступившую вместе с нефтью из бокового горизонтального ствола, закачивают в тот же пласт через вертикальный ствол без подъема ее на поверхность.

Известен способ разработки нефтяных месторождений (патент РФ № 2688719, МПК Е21В 43/20, опубл. 22.05.2019 г., Бюл. № 15).

По способу осуществляют бурение по определенной сетке вертикальных добывающих и нагнетательных скважин в продуктивном пласте залежи. Закачивают вытесняющий агент в нагнетательные скважины и отбирают продукцию из добывающих скважин. После обводнения продукции в одной или нескольких добывающих скважинах на участках расположения этих скважин строят одну или несколько дополнительных добывающих скважин с проводкой наклонных стволов из верхней части продуктивного пласта ближе к кровле для поддержания уровня добычи. Наклонные стволы бурят как нисходящие из обводнившихся скважин с зенитным углом 65-85° в сторону близлежащих двух нагнетательных скважин на равном угловом удалении от них ±7° по горизонтали. Отбор продукции из добывающих скважин ведут в режимах, позволяющих не превышать обводненность продукции выше рентабельной. При этом закачку вытесняющего агента в близлежащие нагнетательные скважины производят в объеме, позволяющем поддерживать на одном уровне пластовое давление в призабойной зоне горизонтальных добывающих скважин. При обводнении продукции ниже рентабельной, добываемой из наклонного ствола добывающей скважины, забой этого ствола с обводнившимся участком отсекают, после чего продолжают добычу продукции.

Недостатками способов является недостаточный коэффициент извлечения нефти (КИН).

Способ разработки залежи нефти, включающий бурение нагнетательной и наклонно-направленных добывающих скважин, закачку вытесняющего агента через нагнетательную скважину и добычу продукции залежи через добывающие скважины.

Новым является то, что при строительстве добывающих скважин проводят комплекс детальных геофизических исследований (ГИС), в который включают ядерно-магнитный каротаж, на основании интерпретации данных ГИС строят профиль вязкости нефти по скважинам и выделяют участок малоподвижной нефти, в купольной части выделенного участка малоподвижной нефти осуществляют бурение горизонтальной нагнетательной скважины длиной горизонтального участка не менее 250 м, далее осуществляют бурение наклоннонаправленных добывающих скважин с зенитным углом 65-80° по периметру внутри выделенного участка залежи с малоподвижной нефтью, при этом наклонно-направленные добывающие скважины располагают на одинаковом расстоянии от горизонтальной нагнетательной скважины, измеряют начальное пластовое давление в пласте и проводят отбор проб нефти, затем начинают закачку углекислого газа через горизонтальную нагнетательную скважину до достижения пластового давления в пласте выше на 5% от начального пластового давления, после чего закачку прекращают и ведут добычу из наклонно-направленных добывающих скважин. Способ осуществляют в следующей последовательности.

При строительстве скважин проводят ядерно-магнитный каротаж, выделяют участки малоподвижной нефти.

Осуществляют бурение горизонтальной нагнетательной скважины длиной горизонтального участка не менее 250 м.

Осуществляют бурение наклонно-направленных добывающих скважин с зенитным углом 65-80° по периметру внутри выделенного участка залежи с малоподвижной нефтью. Добывающие скважины располагают на одинаковом расстоянии от нагнетательной скважины.

Измеряют начальное пластовое давление в пласте и проводят отбор проб нефти.

Закачку углекислого газа осуществляют через горизонтальную нагнетательную скважину до достижения пластового давления в пласте выше на 5 % начального пластового давления, после чего закачку прекращают и ведут добычу из добывающих скважин.

Пример конкретного выполнения способа.

На залежи нефти со следующими параметрами коллектора: пористостью 13,7 %, проницаемостью 173,4 мкм², вязкостью нефти 196 мПа*с, толщиной пласта 10 м, начальным пластовым давлением 8 МПа, ведут добычу нефти через добывающие скважины. При строительстве этих скважин проводят в них комплекс детальных геофизических исследований (ГИС), в который включают ядерно-магнитный каротаж. На основании интерпретации данных ГИС строят профиль вязкости нефти по скважинам и коррелируют участок малоподвижной нефти.

В купольной части данного участка бурят горизонтальную нагнетательную скважину с горизонтальным стволом 250 м, по периметру данного участка осуществляют бурение 4 наклонных добывающих скважин с зенитным углом наклона ствола 75°. Расстояние от каждой добывающей скважины до нагнетательной 350 м. Ведут мониторинг пластового давления в пласте и отбор проб нефти.

Осуществляют закачку углекислого газа до достижения в пласте давления 8,5 МПа. После этого закачку останавливают. Углекислый газ равномерно распределяется по всему фронту вытеснения, охватывая участки с малоподвижной нефтью и снижая вязкость нефти в пласте до 136 МПа·с. Ведут добычу продукции через добывающие скважины, по всем 4 скважинам, одинаково расположенным относительно горизонтальной нагнетательной скважины, дебит нефти составил 22-25 т/сут, что говорит о равномерном профиле притока и соответственно равномерном охвате пласта вытеснением.

Использование предлагаемого способа разработки залежи позволяет повысить КИН на участках залежи с малоподвижной нефти за счет использования метода ядерно-магнитного каротажа, строительства скважин с оптимальным углом наклона и наиболее полной выработки остаточных запасов нефти.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки залежи нефти. Способ разработки залежи нефти включает бурение нагнетательной и наклонно-направленных добывающих скважин, закачку вытесняющего агента через нагнетательную скважину и добычу продукции залежи через добывающие скважины. При строительстве добывающих скважин проводят комплекс детальных геофизических исследований (ГИС), в который включают ядерно-магнитный каротаж, на основании интерпретации данных ГИС строят профиль вязкости нефти по скважинам и выделяют участок малоподвижной нефти. В купольной части выделенного участка малоподвижной нефти осуществляют бурение горизонтальной нагнетательной скважины длиной горизонтального участка не менее 250 м. Далее осуществляют бурение наклонно-направленных добывающих скважин с зенитным углом 65-80° по периметру внутри выделенного участка залежи с малоподвижной нефтью, при этом наклонно-направленные добывающие скважины располагают на одинаковом расстоянии от горизонтальной нагнетательной скважины. Измеряют начальное пластовое давление в пласте и проводят отбор проб нефти. Затем начинают закачку углекислого газа через горизонтальную нагнетательную скважину до достижения пластового давления в пласте выше на 5% от начального пластового давления, после чего закачку прекращают и ведут добычу из наклонно-направленных добывающих скважин. Обеспечивается повышение коэффициента извлечения нефти на участках залежи с малоподвижной нефти.

Способ разработки залежи нефти, включающий бурение нагнетательной и наклонно-направленных добывающих скважин, закачку вытесняющего агента через нагнетательную скважину и добычу продукции залежи через добывающие скважины, отличающийся тем, что при строительстве добывающих скважин проводят комплекс детальных геофизических исследований (ГИС), в который включают ядерно-магнитный каротаж, на основании интерпретации данных ГИС строят профиль вязкости нефти по скважинам и выделяют участок малоподвижной нефти, в купольной части выделенного участка малоподвижной нефти осуществляют бурение горизонтальной нагнетательной скважины длиной горизонтального участка не менее 250 м, далее осуществляют бурение наклонно-направленных добывающих скважин с зенитным углом 65-80° по периметру внутри выделенного участка залежи с малоподвижной нефтью, при этом наклонно-направленные добывающие скважины располагают на одинаковом расстоянии от горизонтальной нагнетательной скважины, измеряют начальное пластовое давление в пласте и проводят отбор проб нефти, затем начинают закачку углекислого газа через горизонтальную нагнетательную скважину до достижения пластового давления в пласте выше на 5% от начального пластового давления, после чего закачку прекращают и ведут добычу из наклонно-направленных добывающих скважин.