Способ разработки нефтяной залежи в неоднородном коллекторе Российский патент 2025 года по МПК E21B43/20 E21B43/30 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи в неоднородном слоистом коллекторе.

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 залежи неоднородного нефтяного объекта с водонефтяными зонами и/или массивного типа.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки залежи неоднородного нефтяного объекта 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 RU № 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 недренируемой и при обводнении одного интервала основного горизонтального и/или субгоризонтального ствола изолировать приток воды проблематично, практически невозможно. Все это снижает нефтеотдачу месторождения.

Технической задачей предлагаемого способа является повышение нефтеизвлечения нефтяной залежи в неоднородном слоистом коллекторе и увеличение продуктивности скважин за счет максимального охвата дренированием залежи по площади и разрезу.

Указанная задача достигается описываемым способом разработки нефтяной залежи в неоднородном слоистом коллекторе, включающим бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку вытесняющего агента и добычу продукции, при этом в процессе эксплуатации выполняют замеры добычи нефти, воды и закачки вытесняющего агента для уточнения текущих условий разработки и моделирования процесса разработки залежи.

Новым является то, что производят уточнение геологического строения неоднородного слоистого коллектора и его коллекторские свойства по площади и разрезу, полученные результаты сопоставляют с данными геолого-гидродинамического моделирования с учетом текущих условий разработки, затем в коллекторе бурят хотя бы одну горизонтальную скважину длиной не менее 210 м между двумя вертикальными скважинами по утверждённой проектной сетке в менее проницаемом прослое параллельно на расстоянии не менее в 1,5–2 м от подошвы в чисто нефтяной зоне залежи, производят глубокую перфорацию на глубину 1 м по всему стволу, причём каждое перфорационное отверстие отстоит от предыдущего не более чем на 30 м и азимутом направления не менее чем на 30° и субперпендикулярно основному стволу.

На фиг. 1 представлена схема размещения разветвленной горизонтальной скважины в плане.

На фиг. 2 представлена траектория разветвленной горизонтальной скважины на схематическом разрезе залежи.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Месторождение разбуривают редкой сеткой скважин, осуществляют его обустройство. Производят закачку вытесняющей жидкости в нагнетательные скважины и добычу продукции из добывающих скважин. В процессе эксплуатации производят замеры добычи нефти, воды и закачки вытесняющего агента. Уточняют геологическое строение неоднородного слоистого коллектора, его коллекторские свойства по площади и разрезу. Полученные результаты сопоставляют с данными геолого-гидродинамического моделирования с учетом текущих условий разработки.

С использованием полученной информации определяют размещение хотя бы одной горизонтальной скважины (фиг. 1) длиной не менее 210 м между двумя вертикальными скважинами по утверждённой проектной сетке в менее проницаемом прослое параллельно на расстоянии в 1,5–2,0 м от подошвы в чисто нефтяной зоне залежи.

Производят глубокую перфорацию на глубину 1 м по всему стволу, причём каждое перфорационное отверстие отстоит от предыдущего не более чем на 30 м и азимутом направления не менее чем на 30° и субперпендикулярно основному стволу (фиг. 1 и фиг. 2). Выбор расположения скважины зависит от геологического строения залежи.

Пример конкретного применения способа.

Разрабатывают пластовую нефтяную залежь. Залежь имеет следующие характеристики: коллектор неоднородный, средняя глубина – 1120 м, отметка водонефтяного контакта – минус 987 м, пластовая температура – 23,5°C, пластовое давление – 11,2 МПа пористость в пределах – 19-24%, проницаемость в пределах 0,195–0,420 мкм², нефтенасыщенность в пределах 76-87%, вязкость нефти – 39 мПа·с, плотность нефти – 863 т/м³. Толщина объекта разработки в среднем составляет – 4,4 м.

Объект разбуривают редкой 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. Расположение наименее проницаемого прослоя в разрезе находится на глубинах 1119–1120 м. Строят карты распространения коллекторов по площади, определяют место заложения горизонтальной скважины. Бурят горизонтальный ствол в наименее проницаемом прослое с проницаемостью 0,195 мкм² длиной 300 м параллельно подошве, не доходя до неё 2 м. Обсаживают скважину и производят глубокую перфорацию глубиной 1,2 м через каждые 20 метров, меняя направление по кругу и субперпендикулярно стволу.

Обустраивают горизонтальную скважину и запускают в эксплуатацию. Дебит скважины в 2,5 раза выше, чем у окружающих скважин, и составляет 20 т/сут. За 10 лет эксплуатации скважины всего будет добыто 73 тыс. т нефти и 14,6 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 34 тыс. т меньше. Текущее нефтеизвлечение за 10 лет эксплуатации по рассматриваемому участку по известному способу составит 3,0%, а по предлагаемому способу 5,6%. Почти в два раза увеличилось текущее нефтеизвлечение за 10 лет эксплуатации.

Применение предложенного способа позволит обеспечить повышение нефтеизвлечения нефтяной залежи в неоднородном слоистом коллекторе и увеличение продуктивности скважин за счет максимального охвата дренированием разреза залежи.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи в неоднородном слоистом коллекторе. Техническим результатом является повышение нефтеизвлечения нефтяной залежи в неоднородном слоистом коллекторе и увеличение продуктивности скважин за счет максимального охвата дренированием разреза залежи. Заявлен способ разработки нефтяной залежи в неоднородном слоистом коллекторе, бурение вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, закачка вытесняющего агента и добыча продукции. При этом в процессе эксплуатации выполняют замеры добычи нефти, воды и закачки вытесняющего агента для уточнения текущих условий разработки и моделирования процесса разработки залежи. Производят уточнение геологического строения неоднородного слоистого коллектора и его коллекторские свойства по площади и разрезу. Полученные результаты сопоставляют с данными геолого-гидродинамического моделирования с учетом текущих условий разработки. Затем в коллекторе бурят хотя бы одну горизонтальную скважину длиной не менее 210 м между двумя вертикальными скважинами по утверждённой проектной сетке в менее проницаемом прослое параллельно на расстоянии в 1,5–2 м от подошвы в чисто нефтяной зоне залежи. После чего производят глубокую перфорацию на глубину не менее 1 м по всему стволу. Причём каждое перфорационное отверстие отстоит от предыдущего не более чем на 30 м и азимутом направления не менее чем на 30° и субперпендикулярно основному стволу. 2 ил.

Способ разработки нефтяной залежи в неоднородном слоистом коллекторе, включающий бурение вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, закачку вытесняющего агента и добычу продукции, при этом в процессе эксплуатации выполняют замеры добычи нефти, воды и закачки вытесняющего агента для уточнения текущих условий разработки и моделирования процесса разработки залежи, отличающийся тем, что производят уточнение геологического строения неоднородного слоистого коллектора и его коллекторские свойства по площади и разрезу, полученные результаты сопоставляют с данными геолого-гидродинамического моделирования с учетом текущих условий разработки, затем в коллекторе бурят хотя бы одну горизонтальную скважину длиной не менее 210 м между двумя вертикальными скважинами по утверждённой проектной сетке в менее проницаемом прослое параллельно на расстоянии в 1,5–2 м от подошвы в чисто нефтяной зоне залежи, после чего производят глубокую перфорацию на глубину не менее 1 м по всему стволу, причём каждое перфорационное отверстие отстоит от предыдущего не более чем на 30 м и азимутом направления не менее чем на 30° и субперпендикулярно основному стволу.