Способ разработки участка нефтяной пластовой залежи с неоднородным коллектором (варианты) Российский патент 2025 года по МПК E21B43/20 E21B43/30 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки пластовой нефтяной залежи в неоднородном терригенном коллекторе порового типа.

Известен способ разработки неоднородного нефтяного месторождения (патент RU № 2101475, МПК E21B 43/20, БИ №1, 10.01.1998 г.), предусматривающий бурение нагнетательных и добывающих вертикальных и горизонтальных скважин, заводнение пласта и извлечение нефти на поверхность, уточнение геологического строения по результатам бурения и моделирования и бурение дополнительных скважин с горизонтальным стволом или горизонтальных стволов из старых скважин, определение расположения границ зон замещения коллекторов, дополнительно рассчитывают количество неподвижной нефти, сосредоточенной вблизи зон замещения коллекторов, затем осуществляют бурение горизонтальных стволов из старых скважин, расположенных вблизи границ зон замещения коллекторов и/или новых скважин с горизонтальным стволом в этой зоне, причем горизонтальные стволы бурят в направлении, перпендикулярном границе зоны замещения.

Известный способ не позволяет полностью охватить пласт заводнением из-за невозможности извлечения нефти, расположенной вблизи и в зоне разрыва зон замещения коллекторов, что приводит к снижению конечного коэффициента нефтеизвлечения.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому изобретению является способ разработки нефтяного месторождения с неоднородными коллекторами (патент RU № 2819865, МПК E21B 43/20, опубл. 28.05.2024 г., бюл. №16), предусматривающий бурение бокового горизонтального ствола из добывающих скважин при обводнении добывающих скважин до 98% в сторону зоны неколлектора и переводят под нагнетание с объемом закачки 1,4 объема добываемой жидкости от добывающих скважин и давлением на 10% выше начального пластового давления, в зонах разрыва зон неколлектора бурят параллельно региональному стрессу дополнительную горизонтальную добывающую скважину напротив нагнетательных скважин с боковым горизонтальным стволом.

Недостатками данного способа являются:

- неравномерный фронт вытеснения вследствие нагнетания в одном направлении по отношению к зоне распространения неколлектора;

- низкая продуктивность способа, связанная с тем, что не учитываются фильтрационные свойства пропластков.

Технической задачей является увеличение охвата дренированием и продуктивности скважин за счет вовлечения в разработку запасов нефти на границе и в зоне разрыва зон замещения коллекторов.

Техническая задача достигается способом разработки участка нефтяной пластовой залежи с неоднородным коллектором (варианты), включающим бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие, определение границ зон развития неколлектора и отбор продукции из застойных зон в зоне разрыва зон замещения коллекторов.

Новым является то, что определяют границы зон развития коллектора, при обводнении вертикальной добывающей скважины в зоне разрыва зон замещения коллекторов до 98% её переводят в нагнетательный фонд, при этом из неё бурят два боковых горизонтальных ствола – БГС, с противоположным направлением друг другу длиной не менее 150 м в горизонтальной части и отходом от основного вертикального ствола не менее 100 м и параллельно линии распространения неколлектора, а в застойных зонах вблизи зон распространения неколлекторов бурят горизонтальные добывающие скважины с длиной горизонтальной части не более 250 м в менее проницаемом прослое и не менее 1 м от подошвы залежи, после чего осваивают скважину с БГС под нагнетание и запускают в работу горизонтальные добывающие скважины, при этом закачку вытесняющего агента через скважину с БГС осуществляют в циклическом режиме: при нагнетании в вертикальный ствол скважины в течение двух дней, БГС находятся в простое, далее при нагнетании в БГС в течение пяти дней, вертикальный ствол находится в простое.

Новым является то, что на участке залежи выделяют зоны развития неколлектора, разбуривают сеткой скважин, за исключением зоны разрыва зон замещения коллекторов, в процессе эксплуатации производят замеры добычи нефти, воды и 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, в зоне разрыва зон замещения коллекторов бурят вертикальную скважину и производят зарезку из неё двух боковых горизонтальных стволов – БГС, с противоположным направлением друг другу длиной не менее 150 м в горизонтальной части и отходом от основного вертикального ствола не менее 100 м, а параллельно линии распространения неколлектора в застойных зонах вблизи зон распространения неколлекторов бурят горизонтальные добывающие скважины с длиной горизонтальной части не более 250 м в менее проницаемом прослое и не менее 1 м от подошвы залежи, при этом вытеснение осуществляют закачкой вытесняющего агента через скважину с БГС в циклическом режиме: при нагнетании в вертикальный ствол скважины в течение двух дней, БГС находятся в простое, далее при нагнетании в БГС в течение пяти дней, вертикальный ствол находится в простое.

На чертеже изображена схема способа.

Способ осуществляют следующим образом.

Первый вариант

На разрабатываемом участке залежи выделяют зоны развития неколлектора 1. Ведут добычу продукции из добывающих скважин, в том числе из добывающей скважины в зоне разрыва зон замещения коллекторов.

В процессе эксплуатации производят замеры добычи нефти, воды и 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 при обводнении добывающей скважины, расположенной в зоне разрыва зон замещения коллекторов до 98%, ее переводят в нагнетательный фонд и бурят из неё два боковых горизонтальных ствола - БГС 2, с противоположным направлением друг другу длиной не менее 150 м в горизонтальной части и отходом от основного вертикального ствола не менее 100 м и параллельно лини распространения неколлектора. Осваивают вертикальную скважину и её боковые стволы под нагнетание и параллельно линии распространения неколлектора в застойных зонах вблизи зон распространения неколлекторов бурят горизонтальные добывающие скважины 3 с длиной горизонтальной части не более 250 м в менее проницаемом прослое и не менее 1 м от подошвы залежи. Вытеснение осуществляется закачкой вытесняющего агента через разветвлённую БГС в циклическом режиме: при нагнетании в вертикальный ствол нагнетательной скважины в течение 2 дней, БГС - в простое, далее при нагнетании в БГС в течение пяти дней, вертикальный ствол находится в простое.

Второй вариант

На участке залежи выделяют зоны развития неколлектора, разбуривают сеткой скважин, утвержденной проектным документом, за исключением зоны разрыва зон замещения коллекторов 1, осуществляют обустройство скважин. Ведут добычу продукции из добывающих скважин, в зоне разрыва зон замещения коллекторов пробуренных скважин нет.

В процессе эксплуатации производят замеры добычи нефти, воды и 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 в зоне разрыва зон замещения коллекторов бурят вертикальную скважину и производят зарезку из неё двух БГС 2 с противоположным направлением друг другу длиной не менее 150 м в горизонтальной части и отходом от основного вертикального ствола не менее 100 м, а параллельно лини распространения неколлектора в застойных зонах вблизи зон распространения неколлекторов бурят горизонтальные добывающие скважины 3 с длиной горизонтальной части не более 250 м в менее проницаемом прослое и не менее 1 м от подошвы залежи.

Вытеснение осуществляется закачкой вытесняющего агента через скважину с БГС в циклическом режиме: при нагнетании в вертикальный ствол нагнетательной скважины в течение двух дней, БГС - в простое, далее при нагнетании в БГС 5 дней, вертикальный – в простое.

Пример конкретного выполнения по первому варианту

Участок месторождения с продуктивным пластом имеет следующие характеристики: проницаемость пропластков 0,198-0,460 мкм², нефтенасыщенность в пределах 78-87%, глубина залегания 1064 м, общая толщина пласта 18 м.

Проводят геофизические исследования, строят литологические карты и выделяют зоны распространения неколлектора 1, которые составляют 35% на залежи. При геологическом моделировании рассматриваемого участка определяют участок разрыва зон неколлектора. Участок месторождения с выделенными зонами разрыва зон замещения коллекторов разбуривают по проектной сетке скважин. Производят отбор продукции через добывающие скважины, одна из которых расположена в данной зоне.

Отбирают пробы нефти и определяют степень обводнения продукции. Добывающую скважину с обводнением 98% 2 и расположенную в зоне разрыва зон замещения коллекторов 4 переводят в нагнетательный фонд. Далее из нее проводят зарезку двух БГС в противоположных направлениях друг другу и длиной в горизонтальной части 150 м, при этом расстояние от вертикального ствола 100 м и параллельно линии распространения выделенных зон неколлектора.

В застойной зоне залежи бурят добывающие горизонтальные скважины 3 с длиной горизонтальной части 250 м перпендикулярно линии прохождения боковых горизонтальных стволов нагнетательной скважины и по обе стороны от нее на расстоянии 100 м каждый горизонтальный ствол добывающей скважины в пропластке с проницаемостью 0,198 мкм² и на отметке 1080 м.

Осваивают нагнетательную скважину с БГС под нагнетание, добывающие горизонтальные скважины запускают в работу.

Закачку осуществляют через разветвлённые БГС в следующем циклическом режиме: при нагнетании в вертикальный ствол 2 дня, горизонтальные - в простое, далее при нагнетании в боковые горизонтальные стволы 5 дней, вертикальный – в простое.

При этом происходит вовлечение в разработку, вытеснение недренируемых запасов нефти из застойной зоны разрыва неколлектора в зону развития коллекторов. Производят замеры добычи нефти, воды и объёмов закачки, контролируют степень обводнённости добываемой продукции в добывающем фонде.

Пример конкретного выполнения по второму варианту

Участок месторождения с продуктивным пластом имеет следующие характеристики: проницаемость пропластков 0,198-0,460 мкм², нефтенасыщенность в пределах 78-87%, глубина залегания 1064 м, общая толщина пласта 18 м.

Проводят геофизические исследования, строят литологические карты и выделяют зоны распространения неколлектора 1, которые составляют 35% на залежи. При геологическом моделировании рассматриваемого участка определяют участок разрыва зон неколлектора. Участок месторождения с выделенными зонами разрыва зон замещения коллекторов 4 разбуривают по проектной сетке скважин, в зоне разрыва зон замещения коллекторов бурения скважин нет. Производят отбор продукции через добывающие скважины.

Для увеличения степени вытеснения и области дренирования по площади и разрезу в зоне разрыва зон замещения коллекторов бурят новую вертикальную скважину 2, проводят опробование продуктивного пласта и получают приток нефти. Бурят из неё два боковых ствола с горизонтальным окончанием не менее 150 м в горизонтальной части в противоположных направлениях и отходом от основного вертикального ствола не менее 100 м и параллельно линии распространения неколлектора.

В застойной зоне залежи бурят добывающие горизонтальные скважины 3 с длиной горизонтальной части 250 м перпендикулярно линии прохождения боковых горизонтальных стволов нагнетательной скважины и по обе стороны от нее на расстоянии 100 м каждый горизонтальный ствол добывающей скважины в пропластке с проницаемостью 0,198 мкм² и на отметке 1080 м.

Осваивают нагнетательную скважину с БГС под нагнетание, добывающие горизонтальные скважины запускают в работу.

Закачку осуществляют через разветвлённые БГС в следующем циклическом режиме: при нагнетании в вертикальный ствол 2 дня, горизонтальные - в простое, далее при нагнетании в боковые горизонтальные стволы 5 дней, вертикальный – в простое.

При этом происходит вовлечение в разработку, вытеснение недренируемых запасов нефти из застойной зоны разрыва неколлектора в зону развития коллекторов. Производят замеры добычи нефти, воды и объёмов закачки, контролируют степень обводнённости добываемой продукции в добывающем фонде.

Применение данного способа позволит повысить нефтеотдачу месторождения, ввести в разработку дополнительные запасы нефти, находящиеся в зонах разрыва зон неколлектора и вблизи этих зон.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке пластовой нефтяной залежи в неоднородном терригенном коллекторе порового типа. Техническим результатом является увеличение продуктивности скважин за счет увеличения охвата пласта дренированием и вовлечения в разработку запасов нефти на границе и в зоне разрыва зон замещения коллекторов. В частности, заявлен способ разработки участка нефтяной пластовой залежи с неоднородным коллектором, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие, определение границ зон развития неколлектора и отбор продукции из застойных зон в зоне разрыва зон замещения коллекторов. При этом определяют границы зон развития коллектора. При обводнении вертикальной добывающей скважины в зоне разрыва зон замещения коллекторов до 98% её переводят в нагнетательный фонд. При этом из неё бурят два боковых горизонтальных ствола - БГС, с противоположным направлением друг другу длиной не менее 150 м в горизонтальной части и отходом от основного вертикального ствола не менее 100 м и параллельно линии распространения неколлектора. В застойных зонах вблизи зон распространения неколлекторов бурят горизонтальные добывающие скважины с длиной горизонтальной части не более 250 м в менее проницаемом прослое и не менее 1 м от подошвы залежи. После чего осваивают скважину с БГС под нагнетание и запускают в работу горизонтальные добывающие скважины. При этом закачку вытесняющего агента через скважину с БГС осуществляют в циклическом режиме: при нагнетании в вертикальный ствол скважины в течение двух дней, БГС находятся в простое, далее при нагнетании в БГС в течение пяти дней, вертикальный ствол находится в простое. 2 н.п. ф-лы, 1 ил.

1. Способ разработки участка нефтяной пластовой залежи с неоднородным коллектором, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие, определение границ зон развития неколлектора и отбор продукции из застойных зон в зоне разрыва зон замещения коллекторов, отличающийся тем, что определяют границы зон развития коллектора, при обводнении вертикальной добывающей скважины в зоне разрыва зон замещения коллекторов до 98% её переводят в нагнетательный фонд, при этом из неё бурят два боковых горизонтальных ствола - БГС с противоположным направлением друг другу длиной не менее 150 м в горизонтальной части и отходом от основного вертикального ствола не менее 100 м и параллельно линии распространения неколлектора, а в застойных зонах вблизи зон распространения неколлекторов бурят горизонтальные добывающие скважины с длиной горизонтальной части не более 250 м в менее проницаемом прослое и не менее 1 м от подошвы залежи, после чего осваивают скважину с БГС под нагнетание и запускают в работу горизонтальные добывающие скважины, при этом закачку вытесняющего агента через скважину с БГС осуществляют в циклическом режиме: при нагнетании в вертикальный ствол скважины в течение двух дней БГС находятся в простое, далее при нагнетании в БГС в течение пяти дней вертикальный ствол находится в простое.

2. Способ разработки участка нефтяной пластовой залежи с неоднородным коллектором, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие, определение границ зон развития неколлектора и отбор продукции из застойных зон в зоне разрыва зон замещения коллекторов, отличающийся тем, что на участке залежи выделяют зоны развития неколлектора, разбуривают сеткой скважин за исключением зоны разрыва зон замещения коллекторов, в процессе эксплуатации производят замеры добычи нефти, воды и 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, в зоне разрыва зон замещения коллекторов бурят вертикальную скважину и производят зарезку из неё двух боковых горизонтальных ствола - БГС с противоположным направлением друг другу длиной не менее 150 м в горизонтальной части и отходом от основного вертикального ствола не менее 100 м, а параллельно линии распространения неколлектора в застойных зонах вблизи зон распространения неколлекторов бурят горизонтальные добывающие скважины с длиной горизонтальной части не более 250 м в менее проницаемом прослое и не менее 1 м от подошвы залежи, при этом вытеснение осуществляют закачкой вытесняющего агента через скважину с БГС в циклическом режиме: при нагнетании в вертикальный ствол скважины в течение двух дней БГС находятся в простое, далее при нагнетании в БГС в течение пяти дней вертикальный ствол находится в простое.