Способ разработки многопластовой залежи нефти с круговой нагнетательной скважиной в середине участка Российский патент 2025 года по МПК E21B43/14 E21B43/30 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к разработке залежей нефти, продуктивные пласты которых состоят из нескольких пропластков, совпадающих в структурном плане.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки многопластовой залежи нефти (патент RU №2613669, МПК Е21В 43/20, Е21В 43/14, опубл. 21.03.2017 г., бюл. № 9), включающий определение участков многопластовой залежи, где пластовое давление каждого пропластка исключает гидродинамическую связь между ними при сообщении, осуществляют бурение вертикальных нагнетательных скважин в центральной части участка залежи и добывающих скважин по периметру внутри участка залежи, при этом нагнетательные скважины строят вертикальными, а добывающие – наклонными так, чтобы профиль приемистости по всем пропласткам от нагнетательной скважины к близлежащим добывающим скважинам был равномерным.

Недостатком данного способа является то, что нагнетательная скважина на залежи вертикальная, поэтому будет неравномерное вытеснение нефти водой по вертикали залежи и неравномерная выработка запасов нефти из пропластков с неоднородным разрезом, где наиболее проницаемые пропластки нефти вырабатываются интенсивнее.

Технической задачей изобретения является повышение эффективности выработки (повышение КИН) участков многопластовой залежи нефти с послойной неоднородностью, пропластки которой имеют примерно равные пластовые давления, за счет строительства скважин с учетом проницаемостей пропластков и выравнивание фронта вытеснения на участках залежи, состоящих из пропластков различной проницаемости, увеличение профилей приемистости низкопроницаемых пропластков.

Указанная задача достигается способом разработки многопластовой залежи нефти с круговой нагнетательной скважиной в середине участка, включающим определение пропластков с различной проницаемостью, бурение нагнетательной и добывающих скважин, закачку вытесняющей жидкости в каждый пропласток через нагнетательную скважину и добычу продукции залежи из каждого пропластка через добывающие скважины.

Новым является то, что нагнетательная скважина в середине участка с разнопроницаемыми пропластками многопластовой залежи выполнена круговой с входом в пласт и набором угла 4° на 10 м и глубокой перфорацией, причём каждое перфорационное отверстие отстоит от предыдущего не более, чем на 10 м, имея не менее 25-30 отверстий, расположенных равномерно вдоль ствола скважины по спирали, глубиной 1,5-2,0 м каждое с меняющимся направлением перфорации по мере заглубления нагнетательного ствола, при этом по результатам гидродинамического исследования, проведённого после окончания бурения круговой нагнетательной скважины, перфорационные отверстия в пропластках ориентируют вниз или вверх под углом к стволу скважины 60-70° , оставляя от точки входа до забоя круговой скважины 50-70 м для вытеснения нефти из круга нагнетательной скважины к добывающим вертикальным скважинам, затем по периметру участка залежи бурят добывающие скважины, при этом добывающие скважины бурят наклонно от вертикали, причем в случае, если верхний пропласток имеет меньшую проницаемость, а нижний пропласток - большую проницаемость, добывающая скважина строится с удалением по мере углубления от кругового ствола нагнетательной скважины, а когда верхний пропласток имеет большую проницаемость, а нижний пропласток - меньшую проницаемость, добывающая скважина строится с приближением по мере углубления к круговому стволу нагнетательной скважины.

На чертеже показана схема разработки многопластовой залежи нефти залежи с круговой нагнетательной скважиной в середине участка.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Проводят гидродинамические исследования в скважинах и по результатам определяют участок многопластовой залежи с пропластками, совпадающими в структурном плане. Определяют пластовые давления у каждого из пропластков, исключая гидродинамическую связь между ними при сообщении, и соответствующие пропласткам проницаемости.

Проводят бурение круговой нагнетательной скважины 1 (чертеж) в центральной части участка залежи с входом в пласт и набором угла 4° на 10 м и глубокой перфорацией, причём каждое перфорационное отверстие отстоит от предыдущего не более чем на 10 м, имея в таком случае не менее 25-30 отверстий расположенных равномерно вдоль ствола скважины по спирали, глубиной 1,5-2,0 м каждое с меняющимся направлением перфорации по мере заглубления нагнетательного ствола, контролируя гидродинамическими исследованиями ствол скважины, проведёнными после окончания её бурения, ориентируют перфорационное и/или перфорационные отверстия вниз под углом к стволу скважины 60-70°, оставляя от точки входа до забоя круговой скважины 50-70 м для вытеснения нефти из круга нагнетательной скважины к добывающим вертикальным скважинам.

Проводят бурение добывающих скважин 2 (чертеж) по периметру участка залежи. Добывающие скважины бурят наклонно от вертикали.

В том случае, когда верхний пропласток имеет меньшую проницаемость, а нижний пропласток имеет большую проницаемость, добывающая скважина строится с удалением по мере углубления от кругового ствола нагнетательного скважины. В том случае, когда верхний пропласток имеет большую проницаемость, а нижний пропласток имеет меньшую проницаемость, добывающая скважина строится с приближением по мере углубления к круговому стволу нагнетательной скважины.

После чего осуществляют закачку вытесняющей жидкости в каждый пропласток через круговую нагнетательную скважину 1 (чертеж) и добычу продукции залежи из каждого пропластка через наклонные добывающие скважины 2 (чертеж).

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают многопластовую нефтяную залежь с характеристиками: коллектор неоднородный, средняя глубина 1240 м, начальное пластовое давление 12,5 МПа, проницаемость пропластков 0,264-0,495 мкм², нефтенасыщенность в пределах 79-88%. Нефтенасыщенная толщина продуктивного пласта 12 м.

Проводят геофизические исследования и выделяют участок залежи с разнопроницаемыми пропластками. Проводят замеры пластовых давлений, которые показывают, что пропластки гидродинамически не связаны.

Проводят бурение и строительство круговой нагнетательной скважины 1 (чертеж) в центральной части участка залежи с входом в пласт и набором угла 4° на 10 м. Заканчивают бурение при достижении расстояния между точкой входа и до забоя 60 м для вытеснения нефти из круга нагнетательной скважины к наклонным добывающим скважинам.

По результатам гидродинамического исследования, проведенного после окончания бурения круговой нагнетательной скважины, глубокие перфорационные отверстия ориентируют в зависимости от расположения пропластков вниз или вверх под углом к стволу наклонных добывающих скважин 65°.

Проводят бурение и строительство наклонных добывающих скважин 2 (чертеж) по периметру участка залежи.

В случае, когда проницаемость верхнего пропластка составляет 0,264 мкм², проницаемость нижнего пропластка - 0,495 мкм² наклонная добывающая скважина строится с удалением по мере углубления от кругового ствола нагнетательной скважины. В случае, когда проницаемость верхнего пропластка 0,387 мкм², а нижнего - 0,302 мкм², наклонная добывающая скважина строится с приближением к круговому стволу нагнетательной скважины по мере углубления.

Запускают в работу нагнетательную скважину с закачкой вытесняющей жидкости в каждый пропласток. Ведут добычу продукции участка залежи из каждого пропластка через наклонные добывающие скважины.

Благодаря использованию предлагаемого способа осуществляется максимальное дренирование продуктивного пласта по каждому из неоднородных пропластков по разрезу путём увеличения объёма дренируемой породы вокруг кругового ствола нагнетательной скважины с использованием глубокой перфорации в центре элемента. Обеспечивая равномерный профиль приемистости по всем пропласткам.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к разработке залежей нефти, продуктивные пласты которых состоят из нескольких пропластков, совпадающих в структурном плане. Техническим результатом является повышение дренирования продуктивного пласта по каждому из неоднородных пропластков по разрезу путём увеличения объёма дренируемой породы вокруг кругового ствола нагнетательной скважины, обеспечивая равномерный профиль приемистости по всем пропласткам. Предложен способ разработки многопластовой залежи нефти с круговой нагнетательной скважиной в середине участка, включающий определение пропластков с различной проницаемостью, бурение нагнетательной и добывающих скважин, закачку вытесняющей жидкости в каждый пропласток через нагнетательную скважину и добычу продукции залежи из каждого пропластка через добывающие скважины. При этом нагнетательная скважина выполнена круговой с входом в пласт и набором угла 4° на 10 м и глубокой перфорацией. Причём каждое перфорационное отверстие отстоит от предыдущего не более чем на 10 м, имея не менее 25-30 отверстий, расположенных равномерно вдоль ствола скважины по спирали, глубиной 1,5-2,0 м каждое с меняющимся направлением перфорации по мере заглубления нагнетательного ствола. При этом по результатам гидродинамического исследования, проведённого после окончания бурения круговой нагнетательной скважины, перфорационные отверстия в пропластках ориентируют вниз или вверх под углом к стволу скважины 60-70°, оставляя от точки входа до забоя круговой скважины 50-70 м для вытеснения нефти из круга нагнетательной скважины к добывающим вертикальным скважинам. Добывающие скважины бурят наклонно от вертикали по периметру участка залежи. При этом в случае, если верхний пропласток имеет меньшую проницаемость, а нижний пропласток - большую проницаемость, добывающая скважина строится с удалением по мере углубления от кругового ствола нагнетательной скважины, а когда верхний пропласток имеет большую проницаемость, а нижний пропласток - меньшую проницаемость, добывающая скважина строится с приближением по мере углубления к круговому стволу нагнетательной скважины. 1 ил.

Способ разработки многопластовой залежи нефти с круговой нагнетательной скважиной в середине участка, включающий определение пропластков с различной проницаемостью, бурение нагнетательной и добывающих скважин, закачку вытесняющей жидкости в каждый пропласток через нагнетательную скважину и добычу продукции залежи из каждого пропластка через добывающие скважины, отличающийся тем, что нагнетательная скважина в середине участка с разнопроницаемыми пропластками многопластовой залежи выполнена круговой с входом в пласт и набором угла 4° на 10 м и глубокой перфорацией, причём каждое перфорационное отверстие отстоит от предыдущего не более чем на 10 м, имея не менее 25-30 отверстий, расположенных равномерно вдоль ствола скважины по спирали, глубиной 1,5-2,0 м каждое с меняющимся направлением перфорации по мере заглубления нагнетательного ствола, при этом по результатам гидродинамического исследования, проведённого после окончания бурения круговой нагнетательной скважины, перфорационные отверстия в пропластках ориентируют вниз или вверх под углом к стволу скважины 60-70°, оставляя от точки входа до забоя круговой скважины 50-70 м для вытеснения нефти из круга нагнетательной скважины к добывающим вертикальным скважинам, затем по периметру участка залежи бурят добывающие скважины, при этом добывающие скважины бурят наклонно от вертикали, причем в случае, если верхний пропласток имеет меньшую проницаемость, а нижний пропласток - большую проницаемость, добывающая скважина строится с удалением по мере углубления от кругового ствола нагнетательной скважины, а когда верхний пропласток имеет большую проницаемость, а нижний пропласток - меньшую проницаемость, добывающая скважина строится с приближением по мере углубления к круговому стволу нагнетательной скважины.