Способ разработки нефтяной залежи Российский патент 2024 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает повышение нефтеизвлечения нефтяной залежи и увеличение продуктивности скважин за счет максимального охвата вытеснением по площади залежи.

Известен способ paзpaбoтки нeфтянoй залежи (пaтeнт RU № 2087687, МПК E21B 43/20, oпyбл. 20.08.1997 г.), coглacнo кoтopoмy cтpoят кapты нaчaльныx извлeкaeмыx зaпacoв нeфти и тeкyщиx нeфтeнacыщeнныx тoлщин, oкoнтypивaют нa пocлeднeй кapтe yчacтки paзмeщeние yплoтняющeгo фoндa cквaжин, oгpaничивaeмыe вeличинoй тeкyщeй нeфтeнacыщeннoй тoлщины, нe мeньшeй вeличины пpeдeльнoй peнтaбeльнoй тoлщины paзбypивaния, a дoпoлнитeльныe cквaжины бypят в тoчкax oкoнтypeнныx yчacткoв, гдe вeличинa нeдpeниpyeмыx зaпacoв oбecпeчивaeт peнтaбeльнyю экcплyaтaцию cквaжин. Cпocoб пoзвoляeт пoвыcить вытecнeниe нeфти зa cчeт oxвaтa выpaбoткoй нeдpeниpyeмыx зaпacoв в пpeдeлax yчacткoв c peнтaбeльнoй тoлщинoй.

Heдocтaткoм cпocoбa являeтcя низкий кoэффициeнт нeфтeизвлeчeния в peзyльтaтe недостаточного внимания к системе вытеснения и тoгo, чтo yплoтняющий фoнд cквaжин бypят в oкoнтypeнныx yчacткax c нeфтeнacыщeннoй тoлщинoй плacтa, нe мeньшeй вeличины пpeдeльнoй peнтaбeльнoй, пoдвepгaя кoнcepвaции зaпacы в нeфтянoй зoнe yчacткoв, плacтoв c тoлщинoй мeнee peнтaбeльнoй, тeм caмым cнижaя нeфтeизвлeчeниe.

Известен способ разработки нефтяной залежи (пaтeнт RU № 2451166, МПК E21B 43/20, oпyбл. 20.05.2012 г.), включающий закачку рабочего агента через ряды нагнетательных скважин, отбор продукции через ряды добывающих скважин, уплотнение сетки добывающих скважин и перевод обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные, отличающийся тем, что уплотнение выполняют со второго от ряда нагнетательных скважин ряда добывающих скважин, при уплотнении из добывающих скважин второго ряда бурят боковые вертикальные и/или горизонтальные стволы с размещением забоев новых стволов в продуктивном пласте между первым и вторым рядами добывающих скважин равноудалено от забоев соседних скважин, при толщине продуктивного пласта более 1,5 м в качестве бокового ствола бурят боковой горизонтальный ствол с длиной горизонтальной части в продуктивном пласте не менее 30 м, при толщине продуктивного пласта менее 1,5 м в качестве бокового ствола бурят боковой ствол с вертикальной частью в продуктивном пласте, по мере обводнения переходят к одновременно-раздельной эксплуатации скважин с боковыми стволами, причем по мере обводнения отключают или переводят под нагнетание обводнившиеся боковые стволы или сами скважины в зависимости от очередности обводнения, по мере обводнения второго ряда добывающих скважин уплотнение и эксплуатацию скважин проводят с третьего ряда аналогично работам со второго ряда, уплотнение центрального ряда добывающих скважин проводят в направлении обоих рядов нагнетательных скважин.

Недостатком способа является быстрое обводнение добывающих скважин и низкий коэффициент нефтеизвлечения.

Технической задачей предлагаемого способа является повышение нефтеизвлечения за счёт усиления системы вытеснения нефти из пласта и увеличение продуктивности скважин за счет максимального вытеснения по площади и разрезу продуктивного пласта.

Указанная задача достигается способом разработки нефтяной залежи, включающим бурение вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и добычу продукции из добывающих скважин, в процессе эксплуатации скважин производят замеры добычи нефти, воды и объемов закачки, контролируют степень обводнённости добываемой продукции, уточняют геологическое строение неоднородного нефтяного пласта, коллекторские свойства по его площади и разрезу, полученные результаты сопоставляют с данными геолого-гидродинамического моделирования с учетом текущих условий разработки.

Новым является то, что для увеличения степени вытеснения и области дренирования по площади и разрезу по результатам полученных исследований в зоне распространения коллектора между первым и вторым рядом добывающих скважин из обводнившейся до 76 % и более скважины первого ряда, переведённой под нагнетание, бурят два боковых горизонтальных ствола (БГС) в направлении линии второго ряда добывающих скважин, проводя каждый БГС в 1 м от подошвы продуктивного пласта и длиной 4 горизонтальной части не более 100 м, далее закачку осуществляют в циклическом режиме при нагнетании в вертикальную скважину 5 дней, причем БГС - в простое, далее при нагнетании в БГС - 7 дней, вертикальная скважина – в простое.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Залежь разбуривают сеткой вертикальных скважин, утверждённой проектным документом, осуществляют её обустройство. Производят закачку вытесняющей жидкости в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин.

В процессе эксплуатации производят замеры добычи нефти воды и объемов закачки, контролируют степень обводнённости добываемой продукции. Уточняют геологическое строение неоднородного нефтяного пласта, коллекторские свойства по его площади и разрезу. Полученные результаты сопоставляют с данными геолого-гидродинамического моделирования с учетом текущих условий разработки.

Согласно предлагаемому способу для увеличения степени вытеснения и области дренирования по площади и разрезу по результатам полученных исследований в зоне распространения коллектора между первым и вторым рядом добывающих скважин из обводнившейся до 76 % и более скважины первого ряда, переведённой под нагнетание, бурят два БГС в противоположных направлениях одного к другому и в направлении линии второго ряда добывающих скважин, проводя каждый БГС в 1 м от подошвы продуктивного пласта длиной горизонтальной части не более 100 м.

Закачку осуществляют в циклическом режиме при нагнетании в вертикальную скважину 5 дней, причем БГС – в простое, далее при нагнетании в БГС – 7 дней, вертикальная скважина – в простое.

Пример конкретного выполнения.

Разрабатывают нефтяную залежь в отложениях тульского горизонта. Залежь имеет следующие характеристики: средняя глубина 950 м, отметка водонефтяного контакта - минус 787 м, пластовая температура - 25,5°C, пластовое давление - 9,4 МПа, количество пропластков - 1, средняя толщина пористо-проницаемого пропластка - 3 м, пористость - в пределах 19-23 %, проницаемость - в пределах 0,314-0,405 мкм², нефтенасыщенность - в пределах 79-86 %, вязкость нефти - 39 мПа⋅с, плотность нефти - 876 т/м³.

Объект разбуривают утверждённой проектным документом сеткой вертикальных добывающих и нагнетательных скважин с расстоянием между скважинами 300 м, осуществляют их обустройство. Производят закачку воды в нагнетательные и добычу продукции из добывающих скважин. Уточняют геологическое строение залежи. Строят карты распространения коллекторов по площади. К концу пятого года эксплуатации одна скважина из эксплуатационного фонда первого ряда обводнилась до 81 % и её перевели под нагнетание. В процессе эксплуатации производят замеры добычи нефти, воды, контролируют степень обводнённости добываемой продукции в добывающем фонде. Дебиты реагирующих добывающих скважин увеличились на 30 %. Производят усиление системы вытеснения и области дренирования по площади и разрезу по результатам полученных исследований в зоне распространения коллектора между первым и вторым рядом эксплуатационных скважин из обводнившейся до 81 % скважины первого ряда, переведённой под нагнетание, бурят два БГС в противоположных направлениях одного к другому и в направлении линии второго ряда эксплуатационных скважин, проводя каждый БГС в 1 м от подошвы продуктивного пласта длиной горизонтальной части не более 100 м. Закачка осуществляется в следующем циклическом режиме: при нагнетании в вертикальную скважину - 5 дней, БГС - в простое, далее при нагнетании в БГС - 7 дней, вертикальная скважина – в простое. При этом происходит выравнивание фронта вытеснения по всей линии продвижения вытесняющей жидкости. Производят замеры добычи нефти, воды и объёмов закачки, контролируют степень обводнённости добываемой продукции в добывающем фонде.

Дебиты реагирующих добывающих скважин в 2,7 – 3,6 раза выше, чем у окружающих скважин, и составляют 10,8 – 14,4 т/сут. За 10 лет эксплуатации нагнетательной БГС 1 и реагирующих добывающих скважин 2, 3, 4, всего будет добыто 51,1 тыс.т нефти и 32 тыс.т воды. За счет меньшего охвата дренированием разреза при известном способе и меньшего дебита скважины за 10 лет будет добыто нефти на 35,1 тыс.т меньше. Текущее нефтеизвлечение за 10 лет эксплуатации по рассматриваемому участку по известному способу составит 3,7 %, а по предлагаемому способу 8,1 %. Более чем в два раза увеличилось текущее нефтеизвлечение за 10 лет эксплуатации.

Применение предложенного способа позволит добиться повышения нефтеизвлечения неоднородного нефтяного объекта и увеличения продуктивности скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Способ разработки нефтяной залежи включает бурение вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и добычу продукции из добывающих скважин. В процессе эксплуатации скважин производят замеры добычи нефти, воды и объемов закачки, контролируют степень обводнённости добываемой продукции, уточняют геологическое строение неоднородного нефтяного пласта, коллекторские свойства по его площади и разрезу. Полученные результаты сопоставляют с данными геолого-гидродинамического моделирования с учетом текущих условий разработки. Для увеличения степени вытеснения и области дренирования по площади и разрезу по результатам полученных исследований в зоне распространения коллектора между первым и вторым рядом добывающих скважин из обводнившейся до 76% и более скважины первого ряда, переведённой под нагнетание, бурят два боковых горизонтальных ствола (БГС) в направлении линии второго ряда добывающих скважин. При этом проводят каждый БГС в 1 м от подошвы продуктивного пласта и длиной 4 горизонтальной части не более 100 м. Далее закачку осуществляют в циклическом режиме при нагнетании в вертикальную скважину 5 дней, причем БГС – в простое, далее при нагнетании в БГС – 7 дней, вертикальная скважина – в простое. Обеспечивается повышение нефтеизвлечения нефтяной залежи и увеличение продуктивности скважин.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий бурение вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и добычу продукции из добывающих скважин, в процессе эксплуатации скважин производят замеры добычи нефти, воды и объемов закачки, контролируют степень обводнённости добываемой продукции, уточняют геологическое строение неоднородного нефтяного пласта, коллекторские свойства по его площади и разрезу, полученные результаты сопоставляют с данными геолого-гидродинамического моделирования с учетом текущих условий разработки, отличающийся тем, что для увеличения степени вытеснения и области дренирования по площади и разрезу по результатам полученных исследований в зоне распространения коллектора между первым и вторым рядом добывающих скважин из обводнившейся до 76% и более скважины первого ряда, переведённой под нагнетание, бурят два боковых горизонтальных ствола (БГС) в направлении линии второго ряда добывающих скважин, проводя каждый БГС в 1 м от подошвы продуктивного пласта и длиной 4 горизонтальной части не более 100 м, далее закачку осуществляют в циклическом режиме при нагнетании в вертикальную скважину 5 дней, причем БГС – в простое, далее при нагнетании в БГС – 7 дней, вертикальная скважина – в простое.