СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ В НЕФТЯНОЙ ЗОНЕ Российский патент 2025 года по МПК E21B43/30 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам извлечения нефти посредством определенного размещения проектного фонда скважин, и может найти применение при формировании системы разработки нефтяной залежи в нефтяной зоне.

Известен способ разработки нефтяного месторождения путем бурения горизонтальных и вертикальных скважин (патент США №4718485, опубл. 21.01.88 г.).

Недостатком способа является низкий коэффициент нефтеизвлечения из-за быстрого обводнения скважин в условиях неоднородной нефтяной залежи с водонефтяными зонами и/или массивного типа.

Известен способ разработки нефтяной залежи (патент RU №2635926, МПК E21B 43/20, 43/30, опубл. 17.11.2017), включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку вытесняющей жидкости через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины. Нефтяную залежь разрабатывают на основе площадной, обращенной семиточечной системы, которую преобразуют в систему с горизонтальными скважинами, для чего в исходной сетке наклонно-направленных скважин по центру между двумя нагнетательными скважинами размещают горизонтальную скважину с необходимой длиной ствола, далее на расстоянии в один шаг сетки заменяют наклонно-направленные добывающие скважины на горизонтальные с аналогичным азимутом ствола, с выдержанным расстоянием между скважинами в полученной сетке, аналогичным исходной сетке с получением ячейки из семи горизонтальных скважин, конструкцию которых при необходимости меняют на многозабойные, причем направление горизонтальных участков можно изменять на необходимый угол для достижения целей разработки.

Недостатком способа является неполный охват дренированием участка залежи как по площади, так и по разрезу, неполная выработка запасов нефти, за счет невысокого охвата вытеснением нефти от закачки агента в вертикальную нагнетательную скважину.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежи многопластового нефтяного месторождения с водонефтяными зонами и/или массивного типа (патент RU №2282022, МПК E21B 43/20, опубл. 20.08.2006), включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины и добычу продукции через добывающие скважины. Предварительно осуществляют замеры добычи нефти, воды и закачки воды для уточнения текущих условий разработки и моделирования процесса разработки залежи, определение минимального расстояния от вскрытого интервала до водонефтяного контакта, при котором не происходит преждевременного обводнения продукции скважины, бурение разветвленных горизонтальных и/или субгоризонтальных скважин, при этом основной горизонтальный и/или субгоризонтальный ствол располагают выше водонефтяного контакта на минимальном расстоянии, обеспечивающем безводный период эксплуатации скважин, а горизонтальные и/или субгоризонтальные, и/или вертикальные разветвления бурят по восходящему профилю с тем же азимутом, что и у основного горизонтального и/или субгоризонтального ствола и/или с отходом от него в сторону кровли продуктивного пласта или пропластка.

Недостатками этого способа, снижающие нефтеотдачу месторождения и экономический эффект от применения данной технологии, являются:

- низкая эффективность, связанная с низким нефтеизвлечением нефтяной зоны залежи, в следствии не дренируемой части пласта, расположенной ниже основного горизонтального ствола;

- при обводнении одного интервала основного горизонтального и/или субгоризонтального ствола изолировать приток воды проблематично, практически невозможно, не обеспечивает эффективное вытеснение по площади;

- большие затраты на бурение горизонтальных ответвлений.

Технической задачей предлагаемого способа является повышение нефтеизвлечения нефтяной зоны нефтяной залежи.

Техническим результатом является повышение нефтеизвлечения нефтяной зоны залежи и увеличение продуктивности скважин за счет максимального охвата дренированием залежи по площади и разрезу.

Технический результат достигается способом разработки нефтяной залежи в нефтяной зоне, включающим бурение добывающих и нагнетательной скважин, закачку вытесняющего агента через нагнетательную скважину и добычу продукции через добывающие скважины.

Новым является то, что предварительно выбирают два смежных треугольных элемента в нефтяной зоне нефтяной залежи с нефтеносной толщиной 4,0-7,0 м, разрабатываемой по проектной треугольной сетке 400×400 м, далее по углам каждого треугольного элемента бурят добывающую вертикальную скважину, по двум несмежным сторонам - горизонтальную добывающую скважину длиной не менее 200 м, отступая до углов треугольного элемента от 50 до 100 м, а по смежной стороне – многоствольную нагнетательную скважину с четырьмя разветвлениями, направленными к углам треугольных элементов и субперпендикулярных друг другу, при этом каждое разветвление многоствольной нагнетательной скважины, расположенное по смежной стороне треугольного элемента, бурят длиной не менее 100 м, отступая до углов треугольного элемента от 50 до 100 м, а два других разветвления – длиной не менее 170 м, отступая до углов треугольного элемента от 80 до 130 м, горизонтальные добывающие скважины и разветвления многоствольной нагнетательной скважины располагают параллельно подошве пласта и на расстоянии 2,0 м от неё, затем производят глубокую перфорацию в горизонтальных добывающих скважинах по всему стволу, причём каждое перфорационное отверстие отстоит от предыдущего не более, чем на 10-15 м и азимутом направления не менее, чем на 30° друг от друга субперпендикулярно основному стволу.

На фигуре показа схема расположения скважин, где 1 - добывающая вертикальная скважина, 2 - горизонтальная добывающая скважина, 3 - многоствольная нагнетательная скважина.

Сущность изобретения

Предварительно выбирают два смежных треугольных элемента (на фиг. не обозначены) в нефтяной зоне нефтяной залежи с нефтеносной толщиной 4,0-7,0 м, разрабатываемой по проектной треугольной сетке 400×400 м.

Далее по углам каждого треугольного элемента бурят добывающую вертикальную скважину 1. Уточнение: на углах, у которых вершины совпадают у смежных треугольных элементов, бурят одну добывающую вертикальную скважину 1. По результатам бурения добывающей вертикальной скважины 1 проводят уточнение геологического строения.

По двум несмежным сторонам треугольного элемента бурят горизонтальную добывающую скважину 2 длиной не менее 200 м, отступая от углов треугольного элемента от 50 до 100 м.

По смежной стороне треугольных элементов бурят многоствольную нагнетательную скважину 3 с четырьмя разветвлениями в забойной зоне, направленными к углам треугольных элементов и субперпендикулярных друг другу.

При этом каждое разветвление многоствольной нагнетательной скважины, расположенное по смежной стороне треугольного элемента, бурят длиной не менее 100 м, отступая до углов треугольного элемента от 50 до 100 м, а два других разветвления – длиной не менее 170 м, отступая до углов треугольного элемента от 80 до 130 м.

Горизонтальные добывающие скважины и разветвления многоствольной нагнетательной скважины располагают параллельно подошве пласта и на расстоянии 2,0 м от неё.

Найденное расположение многоствольной нагнетательной, вертикальных и горизонтальных добывающих скважин создает уникальную систему нагнетания вытесняющего агента, которая благодаря возникновению в пласте фильтрационных потоков, увлекающих все больше подвижных флюидов (остаточную нефть, рассеянную по отдельным порам и капиллярам, либо находящуюся в обойденных водой зонах), обеспечивает большую поверхность воздействия вытесняющего агента на пласт, происходит максимальный охват выработкой запасов продуктивных пропластков как по толщине (разрезу), так и по площади, а также более равномерное дренирование пласта, происходит увеличение зоны дренирования пласта.

Определенные длины горизонтальных добывающих скважин, и разветвлений у многоствольной нагнетательной скважины обеспечивает оптимальные условия для максимальной выработки и извлечения нефти из пласта, при этом избежать преждевременное обводнение.

Все это рассчитано оценочно опытным путем на основании геолого-гидродинамических моделей. Таким образом создают благоприятные условия при разработке нефтяной залежи.

Затем производят глубокую перфорацию в горизонтальных добывающих скважинах по всему стволу, причём каждое перфорационное отверстие отстоит от предыдущего не более, чем на 10-15 м и азимутом направления не менее, чем на 30° друг от друга субперпендикулярно основному стволу. Происходит увеличение объёма дренируемой породы пласта вокруг горизонтальных стволов добывающих скважин при использовании глубокой перфорации, найденная плотность перфорации в совокупности остальных условий подключает к дренированию максимально возможную площадь и толщину в нефтеносной зоне нефтяной залежи. А также происходит экономия материальных средств, в сравнении с затратами при бурении горизонтальных ответвлений, как в наиболее близком аналоге.

После этого осуществляют закачку вытесняющего агента через многоствольную нагнетательную скважину и добычу продукции через вертикальные и горизонтальные добывающие скважины.

Пример конкретного применения способа.

Разрабатывали пластовую нефтяную залежь со следующими характеристиками: коллектор неоднородный, средняя глубина 1085 м, отметка водонефтяного контакта минус 970 м, пластовая температура 23,5°C, пластовое давление 10,5 МПа, пористость в пределах 20-22%, проницаемость в пределах 0,332-0,448 мкм², нефтенасыщенность в пределах 78-83%, вязкость нефти 33 мПа⋅с, плотность нефти 859 кг/м³. Нефтеносная толщина продуктивного пласта залежи в среднем составляет 4,9 м. Проектная треугольная сетка скважин составляет 400х400 м.

Залежь разбурили редкой сеткой скважин 800×800 м, осуществили её обустройство. Произвели добычу продукции из добывающих скважин, произвели замеры дебитов нефти и воды. Уточнили геологическое строение залежи, определили степень неоднородности по площади и разрезу. Построили карты распространения коллекторов по площади. Уплотнили сетку скважин до проектной 400х400 м.

Выбирали два смежных треугольных элемента в нефтяной зоне нефтяной залежи.

Далее по углам каждого треугольного элемента пробурили добывающую вертикальную скважину, по двум несмежным сторонам - горизонтальную добывающую скважину длиной 200 м, отступая до углов треугольного элемента 100 м.

По смежной стороне треугольных элементов пробурили многоствольную нагнетательную скважину с четырьмя разветвлениями, направленными к углам треугольных элементов и субперпендикулярных друг другу.

При этом каждое разветвление многоствольной нагнетательной скважины, расположенное по смежной стороне треугольного элемента, пробурили длиной 100 м, отступая до углов треугольного элемента 100 м, а два других разветвления – длиной 170 м, отступая до углов треугольного элемента 100 м.

Горизонтальные добывающие скважины и разветвления многоствольной нагнетательной скважины расположили параллельно подошве пласта и на расстоянии 2,0 м от неё.

Затем произвели глубокую перфорацию в горизонтальных добывающих скважинах по всему стволу, причём каждое перфорационное отверстие отстоит от предыдущего не более, чем на 10-15 м и азимутом направления не менее, чем на 30° друг от друга субперпендикулярно основному стволу.

Через полгода пластовое давление в зоне вертикальных и горизонтальной добывающих скважин составило 4 МПа. Запустили в работу многоствольную нагнетательную скважину.

Дебит горизонтальных добывающих скважин с глубокой перфорацией 19-25 т/сут, что в 1,9 - 2,5 раза выше, чем у окружающих скважин. За 10 лет эксплуатации скважины всего будет добыто 89 тыс.т нефти и 13,0 тыс.т воды. При известном способе-прототипе средний дебит разветвленной горизонтальной скважины составит 15 т/сут. Накопленная добыча за 10 лет по известному способу составит: 39 тыс.т нефти и 50 тыс.т воды. За счет меньшего охвата дренированием разреза при известном способе и меньшего дебита скважины за 10 лет будет добыто нефти на 50 тыс.т меньше. Текущее нефтеизвлечение за 10 лет эксплуатации по рассматриваемому участку по известному способу составит 3,0%, а по предлагаемому способу 6,0%. В два раза увеличилось текущее нефтеизвлечение за 10 лет эксплуатации.

При себестоимости добычи нефти 27,2 тыс. руб. за тонну и цене нефти 41,1 тыс. рублей за тонну экономия составит:

Э=∆Qн × (Ц - С) = 50×13,9 =695 млн. руб.,

где ∆Qн - дополнительная добыча нефти, тыс. т,

Ц - цена нефти, тыс. руб./т,

С - себестоимость добычи одной тонны нефти, тыс. руб./тонна, т.е. по предлагаемому способу в среднем в год будет добываться 5,0 тыс. т дополнительной нефти, и экономия за 1 год составит 69,5 млн. руб.

Таким образом, предлагаемый способ разработки повышает нефтеизвлечения нефтяной зоны залежи и увеличивает продуктивность скважин за счет максимального охвата дренированием залежи по площади и разрезу.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам извлечения нефти посредством определенного размещения проектного фонда скважин, и может найти применение при формировании системы разработки нефтяной залежи в нефтяной зоне. Технической задачей предлагаемого способа является повышение нефтеизвлечения нефтяной зоны нефтяной залежи. Техническим результатом является повышение нефтеизвлечения нефтяной зоны залежи и увеличение продуктивности скважин за счет максимального охвата дренированием залежи по площади и разрезу. Способ разработки нефтяной залежи в нефтяной зоне включает бурение добывающих и нагнетательной скважин, закачку вытесняющего агента через нагнетательную скважину и добычу продукции через добывающие скважины. Предварительно выбирают два смежных треугольных элемента в нефтяной зоне нефтяной залежи с нефтеносной толщиной 4,0-7,0 м, разрабатываемой по проектной треугольной сетке 400×400 м, далее по углам каждого треугольного элемента бурят добывающую вертикальную скважину, по двум несмежным сторонам - горизонтальную добывающую скважину длиной не менее 200 м, отступая до углов треугольного элемента от 50 до 100 м, а по смежной стороне – многоствольную нагнетательную скважину с четырьмя разветвлениями, направленными к углам треугольных элементов и субперпендикулярных друг другу, при этом каждое разветвление многоствольной нагнетательной скважины, расположенное по смежной стороне треугольного элемента, бурят длиной не менее 100 м, отступая до углов треугольного элемента от 50 до 100 м, а два других разветвления – длиной не менее 170 м, отступая до углов треугольного элемента от 80 до 130 м, горизонтальные добывающие скважины и разветвления многоствольной нагнетательной скважины располагают параллельно подошве пласта и на расстоянии 2,0 м от неё, затем производят глубокую перфорацию в горизонтальных добывающих скважинах по всему стволу, причём каждое перфорационное отверстие отстоит от предыдущего не более чем на 10-15 м и азимутом направления не менее чем на 30° друг от друга субперпендикулярно основному стволу. Таким образом, предлагаемый способ разработки повышает нефтеизвлечения нефтяной зоны залежи и увеличивает продуктивность скважин за счет максимального охвата дренированием залежи по площади и разрезу.

Способ разработки нефтяной залежи в нефтяной зоне, включающий бурение добывающих и нагнетательной скважин, закачку вытесняющего агента через нагнетательную скважину и добычу продукции через добывающие скважины, отличающийся тем, что предварительно выбирают два смежных треугольных элемента в нефтяной зоне нефтяной залежи с нефтеносной толщиной 4,0-7,0 м, разрабатываемой по проектной треугольной сетке 400×400 м, далее по углам каждого треугольного элемента бурят добывающую вертикальную скважину, по двум несмежным сторонам - горизонтальную добывающую скважину длиной не менее 200 м, отступая до углов треугольного элемента от 50 до 100 м, а по смежной стороне – многоствольную нагнетательную скважину с четырьмя разветвлениями, направленными к углам треугольных элементов и субперпендикулярных друг другу, при этом каждое разветвление многоствольной нагнетательной скважины, расположенное по смежной стороне треугольного элемента, бурят длиной не менее 100 м, отступая до углов треугольного элемента от 50 до 100 м, а два других разветвления – длиной не менее 170 м, отступая до углов треугольного элемента от 80 до 130 м, горизонтальные добывающие скважины и разветвления многоствольной нагнетательной скважины располагают параллельно подошве пласта и на расстоянии 2,0 м от неё, затем производят глубокую перфорацию в горизонтальных добывающих скважинах по всему стволу, причём каждое перфорационное отверстие отстоит от предыдущего не более чем на 10-15 м и азимутом направления не менее чем на 30° друг от друга субперпендикулярно основному стволу.