Способ разработки нефтяной залежи в нефтяной зоне Российский патент 2025 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной зоны нефтяной залежи и обеспечивает повышение нефтеизвлечения нефтяной зоны нефтяной залежи в неоднородном коллекторе и увеличение продуктивности скважин за счет максимального охвата дренированием разреза и площади зоны залежи.

Известен способ разработки нефтяного месторождения путем бурения горизонтальных и вертикальных скважин (патент США № 4718485, опубл. 21.01.1988 г.), включающий по меньшей мере одну горизонтальную эксплуатационную скважину, приблизительно расположенную на оси, проходящей между двумя вертикальными эксплуатационными скважинами, и параллельную ей, при этом горизонтальная скважина имеет длину, равную примерно 30-60 % расстояния между двумя вертикальными эксплуатационными скважинами.

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 438/20, 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 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. Все это снижает нефтеотдачу.

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

Указанная задача достигается способом разработки нефтяной залежи в нефтяной зоне, включающим бурение добывающих и нагнетательных вертикальных и горизонтальных скважин, закачку вытесняющего агента и добычу продукции.

Новым является то, что нефтяную залежь разбуривают сеткой скважин 800х800 и/или 1200х1200 м, производят замеры добычи нефти и воды, затем уточняют геологическое строение залежи, определяют степень неоднородности по площади и разрезу, строят карты распространения коллекторов по площади, после уплотняют сетку до проектной 400х400 м, выбирают хотя бы один элемент в чисто нефтяной зоне с нефтеносной толщиной неоднородной залежи 4,5-5,0 м и бурят по сторонам элемента горизонтальные скважины длиной не менее 300 м параллельно подошве и в 2,0-2,5 м от неё, оставляя до углов элемента по 50 м, после производят глубокую перфорацию по всему стволу скважин, причём каждое перфорационное отверстие отстоит от предыдущего не более, чем на 10-20 м и азимутом направления не менее, чем на 40° друг от друга, субперпендикулярно основному стволу, далее производят замеры дебитов нефти, обводнённости продукции и пластового давления, затем в пересечении диагоналей скважин в центре элемента бурят нагнетательную вертикальную скважину с разветвлением на 4 ствола в забойной зоне с направлением к углам элемента на 90° друг от друга длиной 50-70 м на расстоянии 1-1,5 м от подошвы пласта.

Сущность изобретения.

Одной из основных задач нефтяной промышленности является достижение максимального коэффициента нефтеизвлечения, которая решается, в том числе максимальным дренированием пласта по площади и разрезу. В предлагаемом способе осуществляется максимальное дренирование пласта по площади путём использования горизонтальной технологии и разрезу путём увеличения объёма дренируемой породы вокруг горизонтального ствола скважины с использованием глубокой перфорации, подключая к дренированию максимально возможную толщину в неоднородной нефтяной залежи.

На фиг. изображена схема осуществления способа.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Нефтяную залежь разбуривают сеткой скважин 800х800 и/или 1200х1200 м, осуществляют её обустройство. Производят добычу продукции из добывающих скважин. В процессе эксплуатации производят замеры добычи нефти и воды. Уточняют геологическое строение залежи, определяют степень неоднородности по площади и разрезу. Строят карты распространения коллекторов по площади. Уплотняют сетку до проектной 400х400 м. Выбирают хотя бы один элемент в чисто нефтяной зоне с нефтеносной толщиной неоднородной залежи 4,5-5,0 м и бурят по сторонам элемента горизонтальные скважины длиной не менее 300 м параллельно подошве и в 2,0-2,5 м от неё, оставляя до углов элемента по 50 м (фиг.). Производят глубокую перфорацию по всему стволу скважин, причём каждое перфорационное отверстие отстоит от предыдущего не более, чем на 10-20 м и азимутом направления не менее, чем на 40° друг от друга, субперпендикулярно основному стволу. Производят замеры дебитов нефти, обводнённости продукции и пластового давления.

Для эффективного вытеснения нефти из элемента в пересечении диагоналей скважин в центре элемента бурят нагнетательную вертикальную скважину с разветвлением на четыре ствола в забойной зоне с направлением к углам элемента на 90° друг от друга длиной 50-70 м на расстоянии 1-1,5 м от подошвы пласта. Проводят закачку вытесняющего агента.

Пример конкретного применения способа.

Разрабатывают пластовую нефтяную залежь. Залежь имеет следующие характеристики: коллектор неоднородный, средняя глубина - 1090 м, отметка водонефтяного контакта - минус 972 м, пластовая температура - 24,0°C, пластовое давление - 10,8 МПа, пористость в пределах 20-23 %, проницаемость в пределах 0,324-0,450 мкм², нефтенасыщенность в пределах 78-84 %, вязкость нефти - 35 мПа с, плотность нефти - 860 кг/м³. Нефтеносная толщина продуктивного пласта залежи в среднем составляет 4,6 м. Проектная квадратная сетка скважин составляет 400х400 м.

Залежь разбуривают сеткой 800х800 м, осуществляют ее 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 400х400 м. Выбирают один элемент в чисто нефтяной зоне с толщиной неоднородного нефтеносного коллектора 4,5-5,0 м и бурят по сторонам элемента горизонтальные скважины длиной не менее 300 м параллельно подошве и в 2,0-2,5 м от неё, оставляя до углов элемента по 50 м. Производят глубокую перфорацию по всему стволу, причём каждое перфорационное отверстие отстоит от предыдущего не более, чем на 10 м и азимутом направления не менее, чем на 40° друг от друга, субперпендикулярно основному стволу. В итоге получилось 30 отверстий, равномерно расположенных по стволу скважины по спирали глубиной перфорации 1,5-2,0 м каждый. Производят замеры дебитов нефти, обводнённости продукции и пластового давления.

Для эффективного вытеснения нефти из элемента в пересечении диагоналей в центре элемента бурят вертикальную нагнетательную скважину с разветвлением на четыре ствола в забойной зоне с направлением к углам элемента на 90° друг от друга длиной 50-70 м на расстоянии 1-1,5 м от подошвы залежи. Обсаживают скважину. Через полгода пластовое давление в зоне добывающих скважин составило 7,6 МПа. Запустили в работу нагнетательную скважину.

Дебит добывающих горизонтальных 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.

Способ позволяет повысить нефтеизвлечение нефтяной залежи и увеличить продуктивность скважин за счет максимального охвата дренированием залежи по площади и разрезу.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Техническим результатом является повышение нефтеизвлечения в неоднородном коллекторе за счет максимального охвата дренированием разреза и площади зоны залежи. Заявлен способ разработки нефтяной залежи в нефтяной зоне, в котором нефтяную залежь разбуривают сеткой скважин 800×800 и/или 1200×1200 м, осуществляют её обустройство. Производят добычу продукции из добывающих скважин. В процессе эксплуатации производят замеры добычи 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 хотя бы один элемент в чисто нефтяной зоне с нефтеносной толщиной неоднородной залежи 4,5-5,0 м и бурят по сторонам элемента горизонтальные скважины длиной не менее 300 м параллельно подошве и в 2,0-2,5 м от неё, оставляя до углов элемента по 50 м. Производят глубокую перфорацию по всему стволу скважин, причём каждое перфорационное отверстие отстоит от предыдущего не более чем на 10-20 м и с азимутом направления не менее чем на 40° друг от друга, субперпендикулярно основному стволу. Производят замеры дебитов нефти, обводнённости продукции и пластового давления. Для эффективного вытеснения нефти из элемента в пересечении диагоналей скважин в центре элемента бурят нагнетательную вертикальную скважину с разветвлением на 4 ствола в забойной зоне с направлением к углам элемента на 90° друг от друга длиной 50-70 м на расстоянии 1-1,5 м от подошвы пласта. Проводят закачку вытесняющего агента. 1 ил.

Способ разработки нефтяной залежи в нефтяной зоне, включающий бурение добывающих и нагнетательных вертикальных и горизонтальных скважин, закачку вытесняющего агента и добычу продукции, отличающийся тем, что нефтяную залежь разбуривают сеткой скважин 800×800 и/или 1200×1200 м, производят замеры добычи нефти и воды, затем уточняют геологическое строение залежи, определяют степень неоднородности по площади и разрезу, строят карты распространения коллекторов по площади, после уплотняют сетку до проектной 400×400 м, выбирают хотя бы один элемент в чисто нефтяной зоне с нефтеносной толщиной неоднородной залежи 4,5-5,0 м и бурят по сторонам элемента горизонтальные скважины длиной не менее 300 м параллельно подошве и в 2,0-2,5 м от неё, оставляя до углов элемента по 50 м, после производят глубокую перфорацию по всему стволу скважин, причём каждое перфорационное отверстие отстоит от предыдущего не более чем на 10-20 м и с азимутом направления не менее чем на 40° друг от друга, субперпендикулярно основному стволу, далее производят замеры дебитов нефти, обводнённости продукции и пластового давления, затем в пересечении диагоналей скважин в центре элемента бурят нагнетательную вертикальную скважину с разветвлением на 4 ствола в забойной зоне с направлением к углам элемента на 90 друг от друга длиной 50-70 м на расстоянии 1-1,5 м от подошвы пласта.