Способ разработки нефтяной залежи с круговой нагнетательной скважиной в середине элемента Российский патент 2025 года по МПК E21B43/20 E21B43/30 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи.

Известен способ разработки нефтяного месторождения путем бурения горизонтальных и вертикальных скважин (патент США № 4718485, опубл. 21.01.1988).

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

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки неоднородной нефтяной залежи с водонефтяными зонами, включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин с вертикальными и горизонтальными стволами при определенном размещении в продуктивном пласте, закачку вытесняющей жидкости и добычу продукции (патент РФ № 2282022, МПК Е21В 43/20, опубл. 20.08.2006 г., Бюл. № 23). Согласно этому способу расположение основных горизонтальных и/или субгоризонтальных стволов скважин и размещение разветвлений обеспечивает сокращение попутно добываемой воды и увеличение срока работы скважин. Способ позволяет повысить коэффициент вытеснения.

Недостатком этого способа является большие затраты на бурение горизонтальных ответвлений и то, что часть пласта ниже основного горизонтального ствола остается не дренируемой и при обводнении одного интервала основного горизонтального и/или субгоризонтального ствола изолировать приток воды проблематично, практически невозможно, не обеспечивает эффективное вытеснение по площади. Все это снижает нефтеотдачу месторождения.

Технической задачей предлагаемого способа является повышение нефтеизвлечения нефтяной залежи с неоднородным коллектором и увеличение продуктивности скважин за счет максимального охвата дренированием залежи по площади и разрезу.

Указанная задача достигается способом разработки нефтяной залежи с круговой нагнетательной скважиной в середине элемента сетки скважин, включающим бурение сетки добывающих и нагнетательных скважин, закачку вытесняющего агента и добычу продукции.

Новым является то, что нефтяную залежь разбуривают редкой сеткой скважин 800×800 м, осуществляют ее обустройство, затем уточняют геологическое строение залежи, определяют степень неоднородности по площади и разрезу и строят карты распространения коллекторов по площади, после чего уплотняют сетку скважин до проектной 400×400 м, в которой элемент сетки формируют путем бурения по сторонам элемента горизонтальных скважин длиной не менее 300 м, образуя квадрат, оставляя до углов элемента по 50 м параллельно подошве и не менее чем 3 м от неё, и производят глубокую перфорацию по всему стволу в каждой скважине, причём каждое перфорационное отверстие отстоит от предыдущего не более чем на 12 м и азимутом направления не менее, чем на 60° друг от друга субперпендикулярно основному стволу, имея в таком случае не менее 25 отверстий, расположенных равномерно вдоль ствола каждой скважины по спирали глубиной 1,5-2 м каждое, а в точке пересечения диагоналей квадрата элемента сетки бурят круговую скважину с входом в пласт и набором угла 4,5° на 10 м, выходят на круг с радиусом 127 м, заканчивают бурение при достижении прямой, соединяющей две противоположные вершины квадратной сетки, от точки входа до забоя круговой скважины оставляют 100–127 м для вытеснения нефти из круга к добывающим горизонтальным скважинам с глубокой перфорацией, стволы которых находятся на расстоянии 2 м от подошвы пласта.

На фиг. показана схема разработки нефтяной залежи с круговой нагнетательной скважиной в середине элемента.

Способ разработки нефтяной залежи реализуют в следующей последовательности.

Нефтяную залежь разбуривают редкой сеткой скважин 800×800 м, осуществляют ее обустройство. Производят добычу продукции из добывающих скважин. Затем уточняют геологическое строение залежи, определяют степень неоднородности по площади и разрезу и строят карты распространения коллекторов по площади. Уплотняют сетку до проектной 400×400 м, в которой элемент сетки формируют путем бурения по сторонам элемента горизонтальных скважин длиной не менее 300 м образуя квадрат, оставляя до углов элемента по 50 м параллельно подошве и не менее чем 3 м от неё. Производят глубокую перфорацию по всему стволу в каждой скважине, причём каждое перфорационное отверстие отстоит от предыдущего не более чем на 12 м и азимутом направления не менее чем на 60° друг от друга субперпендикулярно основному стволу, имея не менее 25 отверстий, расположенных равномерно вдоль ствола каждой скважины по спирали глубиной 1,5-2,0 м каждое.

Для эффективного вытеснения нефти из элемента по площади и разрезу в точке пересечения диагоналей квадрата элемента сетки бурят круговую скважину с входом в пласт и набором угла 4,5° на 10 м, затем выходят на круг с радиусом 127 м, заканчивают бурение при достижении прямой, соединяющей две противоположные вершины квадратной сетки (фиг.). От точки входа до забоя круговой скважины оставляют 100–127 м для вытеснения нефти из круга к добывающим горизонтальным скважинам с глубокой перфорацией, стволы которых находятся на расстоянии 2 м от подошвы пласта.

Пример конкретного выполнения.

Разрабатывают пластовую нефтяную залежь. Залежь имеет следующие характеристики: коллектор неоднородный, средняя глубина - 1100 м, отметка водонефтяного контакта - минус 968 м, пластовая температура - 23,0°C, пластовое давление - 10,8 МПа пористость в пределах - 20-24 %, проницаемость в среднем - 0,420 мкм², нефтенасыщенность в пределах 73-86 %, вязкость нефти - 40 мПа·с, плотность нефти - 860 кг/м³. Нефтеносная толщина продуктивного пласта залежи в среднем составляет -5,0 м. Проектная квадратная сетка скважин составляет 400х400 м. Водонефтяной контакт в пределах элемента отсутствует.

Залежь разбуривают сеткой 800×800 м, осуществляют его обустройство. Производят добычу продукции из добывающих скважин, производят замеры дебитов нефти и воды. Уточняют геологическое строение залежи, определяют степень неоднородности по площади и разрезу. Строят карты распространения коллекторов по площади. Уплотняют сетку до проектной 400×400 м.

Выбирают участок в нефтяной зоне с толщиной неоднородного нефтеносного коллектора не менее 5 м, выбирают один элемент сетки в нефтяной зоне и бурят по сторонам элемента сетки горизонтальные скважины длиной не менее 300 м, оставляя до углов элемента по 50 м параллельно подошве и не менее чем 3,0 м от неё. Производят глубокую перфорацию по всему стволу в каждой скважине, причём каждое перфорационное отверстие отстоит от предыдущего не более чем на 12 м и азимутом направления не менее чем на 60° друг от друга субперпендикулярно основному стволу, имея не менее 25 отверстий, расположенных равномерно вдоль ствола каждой скважины по спирали глубиной 1,5-2,0 м каждое.

Для эффективного вытеснения нефти из элемента сетки по площади и разрезу в точке пересечения диагоналей квадрата элемента бурят круговую скважину с входом в пласт и набором угла 4,5° на 10 м, выходят на круг с радиусом 127 м, заканчивают бурение при достижении прямой, соединяющей две противоположные вершины квадратной сетки. От точки входа до забоя круговой скважины оставляют 100–127 м для вытеснения нефти из круга к добывающим горизонтальным скважинам с глубокой перфорацией, стволы которых находятся на расстоянии 2 м от подошвы пласта. Водонефтяной контакт в пределах элемента отсутствует.

Через полгода пластовое давление в зоне добывающих скважин составило 4 МПа. Запустили в работу нагнетательную.

Дебит добывающих горизонтальных скважин с глубокой перфорацией в среднем 25 т/сут, что в 2,5 раза выше, чем у окружающих вертикальных скважин. За 10 лет эксплуатации одной добывающей горизонтальной скважины с глубокой перфорацией всего будет добыто 90 тыс. т нефти и 15 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: 40 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 52 тыс. т меньше. Текущее нефтеизвлечение за 10 лет эксплуатации по рассматриваемому участку по известному способу составит 3 %, а по предлагаемому способу 7,5 %. В 2,5 раза увеличилось текущее нефтеизвлечение за 10 лет эксплуатации.

Способ повышает нефтеизвлечение из нефтяной залежи с неоднородным коллектором и увеличивает продуктивность скважин за счет максимального охвата дренированием залежи по площади и разрезу.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Техническим результатом является повышение нефтеизвлечения из нефтяной залежи с неоднородным коллектором за счет максимального охвата дренированием залежи по площади и разрезу. Заявлен способ разработки нефтяной залежи с круговой нагнетательной скважиной в середине элемента сетки скважин, включающий бурение сетки добывающих и нагнетательных скважин, закачку вытесняющего агента и добычу продукции. При этом нефтяную залежь разбуривают редкой сеткой скважин 800×800 м и осуществляют ее обустройство. Затем уточняют геологическое строение залежи, определяют степень неоднородности по площади и разрезу и строят карты распространения коллекторов по площади. После чего уплотняют сетку скважин до проектной 400×400 м, в которой элемент сетки формируют путем бурения по сторонам элемента горизонтальных скважин длиной не менее 300 м, образуя квадрат, оставляя до углов элемента по 50 м параллельно подошве и не менее чем 3 м от неё, и производят глубокую перфорацию по всему стволу в каждой скважине. Причём каждое перфорационное отверстие отстоит от предыдущего не более чем на 12 м и азимутом направления не менее чем на 60° друг от друга субперпендикулярно основному стволу, имея в таком случае не менее 25 отверстий, расположенных равномерно вдоль ствола каждой скважины по спирали глубиной 1,5-2 м каждое. В точке пересечения диагоналей квадрата элемента сетки бурят круговую скважину с входом в пласт и набором угла 4,5° на 10 м, выходят на круг с радиусом 127 м и заканчивают бурение при достижении прямой, соединяющей две противоположные вершины квадратной сетки. При этом от точки входа до забоя круговой скважины оставляют 100-127 м для вытеснения нефти из круга к добывающим горизонтальным скважинам с глубокой перфорацией, стволы которых находятся на расстоянии 2 м от подошвы пласта. 1 ил.

Способ разработки нефтяной залежи с круговой нагнетательной скважиной в середине элемента сетки скважин, включающий бурение сетки добывающих и нагнетательных скважин, закачку вытесняющего агента и добычу продукции, отличающийся тем, что нефтяную залежь разбуривают редкой сеткой скважин 800×800 м, осуществляют ее обустройство, затем уточняют геологическое строение залежи, определяют степень неоднородности по площади и разрезу и строят карты распространения коллекторов по площади, после чего уплотняют сетку скважин до проектной 400×400 м, в которой элемент сетки формируют путем бурения по сторонам элемента горизонтальных скважин длиной не менее 300 м, образуя квадрат, оставляя до углов элемента по 50 м параллельно подошве и не менее чем 3 м от неё, и производят глубокую перфорацию по всему стволу в каждой скважине, причём каждое перфорационное отверстие отстоит от предыдущего не более чем на 12 м и азимутом направления не менее чем на 60° друг от друга субперпендикулярно основному стволу, имея в таком случае не менее 25 отверстий, расположенных равномерно вдоль ствола каждой скважины по спирали глубиной 1,5-2 м каждое, а в точке пересечения диагоналей квадрата элемента сетки бурят круговую скважину с входом в пласт и набором угла 4,5° на 10 м, выходят на круг с радиусом 127 м, заканчивают бурение при достижении прямой, соединяющей две противоположные вершины квадратной сетки, причем от точки входа до забоя круговой скважины оставляют 100-127 м для вытеснения нефти из круга к добывающим горизонтальным скважинам с глубокой перфорацией, стволы которых находятся на расстоянии 2 м от подошвы пласта.