Способ разработки нефтяной пластовой залежи с неоднородным коллектором Российский патент 2025 года по МПК E21B43/20 

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 № 2259474, МПК E21B 43/20, опубл. 27.08.2005), предусматривающий бурение нагнетательных и добывающих 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 ввести в разработку застойные зоны нефти, расположенные вблизи и в зоне разрыва зон замещения коллекторов, характеризуется пониженным значением конечного коэффициента извлечения нефти.

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), включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие скважины, определение границ зон неколлекторов и отбор продукции пласта из застойных зон вблизи зоны неколлекторов. Определяют степень обводнения продукции, при обводнении добывающих скважин до 98 % бурят боковой горизонтальный ствол из добывающих скважин 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, определяют участки разрыва зон неколлектора, после чего в участках разрыва зон неколлектора бурят параллельно региональному стрессу дополнительную горизонтальную добывающую скважину напротив нагнетательных скважин с боковым горизонтальным стволом.

Недостатками данного способа является:

- 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.

Техническими задачами изобретения являются обеспечение равномерного фронта вытеснения нефти из нефтенасыщенного пласта и увеличение охвата дренированием, увеличение продуктивности скважин за счет вовлечения в разработку запасов нефти на границе с зоной неколлектора.

Технические задачи достигаются способом разработки нефтяной пластовой залежи с неоднородным коллектором, включающим бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие скважины, определение границ зон развития неколлектора и отбор продукции из застойных зон вблизи зоны неколлекторов.

Новым является то, что при обводнении добывающей скважины до 98 % на одном из участков залежи бурят из неё два боковых горизонтальных ствола с противоположным направлением друг другу длиной не менее 250 м в горизонтальной части и отходом от основного вертикального ствола не менее 100 м и параллельно линии распространения неколлектора, осваивают вертикальную добывающую скважину и её боковые стволы под нагнетание, в зоне разрыва зон неколлектора бурят горизонтальную добывающую скважину с длиной горизонтальной части не более 150 м против нагнетательной скважины с боковыми горизонтальными стволами в менее проницаемом прослое и не менее 1,5 м от подошвы залежи, осуществляют закачку вытесняющего агента через разветвлённую скважину с боковыми горизонтальными стволами в циклическом режиме: при нагнетании в вертикальный ствол нагнетательной скважины в течение 3 дней, горизонтальные - в простое, далее при нагнетании в боковые горизонтальные стволы - 7 дней, вертикальный - в простое.

Способ осуществляют следующим образом.

Участок залежи разбуривают сеткой скважин, утвержденной проектным документом, осуществляют её обустройство. Производят закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и добычу продукции из добывающих скважин.

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 до 98 % на одном из участков залежи бурят из неё два боковых горизонтальных ствола с противоположным направлением друг другу длиной не менее 250 м в горизонтальной части и отходом от основного вертикального ствола не менее 100 м и параллельно лини распространения неколлектора, осваивают вертикальную добывающую скважину и её боковые стволы под нагнетание, в зоне разрыва зон неколлектора бурят горизонтальную добывающую скважину с длиной горизонтальной части не более 150 м против нагнетательной скважины с боковыми горизонтальными стволами в менее проницаемом прослое и не менее 1,5 м от подошвы залежи, в случае если данный пропласток нижний. Вытеснение осуществляют закачкой вытесняющего агента через разветвлённую скважину с боковыми горизонтальными стволами в циклическом режиме: при нагнетании в вертикальный ствол нагнетательной скважины в течение 3 дней, горизонтальные - в простое, далее при нагнетании в боковые горизонтальные стволы 7 дней, вертикальный - в простое.

Пример конкретного выполнения.

Участок месторождения с продуктивным пластом имеет следующие характеристики: проницаемость пропластков 0,298–0,512 мкм², нефтенасыщенность в пределах 76-84 %, глубина залегания 1020 м, общая толщина пласта 23 м.

Участок месторождения разбуривают по проектной сетке скважин (фиг.). Производят отбор продукции через добывающие скважины. Проводят геофизические исследования, строят карты и выделяют зоны распространения неколлектора, которые составляют 28 % на месторождении. При геологическом моделировании рассматриваемого участка определяют участок разрыва зон неколлектора. Извлекаемые запасы нефти составляют 800 тыс.т. Отбирают пробы нефти и определяют степень обводнения продукции. Добывающую скважину с обводнением 98 % и расположенную в области разрыва зон неколлектора переводят в нагнетательный фонд. Далее из нее проводят зарезку двух боковых горизонтальных стволов в противоположных направлениях друг другу и длиной в горизонтальной части 250 м, при этом расстояние от вертикального ствола 100 м и параллельно линии распространения выделенных зон неколлектора.

Бурят добывающую горизонтальную скважину с длиной горизонтальной части 150 м в зоне разрыва зон неколлектора против нагнетательной скважины с боковыми горизонтальными стволами в пропластке с проницаемостью 0,298 мкм² и на отметке 1041 м.

Осваивают нагнетательную скважину с боковыми горизонтальными стволами под нагнетание, добывающую горизонтальную скважину запускают в работу.

Закачку осуществляют через разветвлённые боковые горизонтальные стволы в следующем циклическом режиме: при нагнетании в вертикальный ствол 3 дня, горизонтальные - в простое, далее при нагнетании в боковые горизонтальные стволы - 7 дней, вертикальный – в простое.

При этом происходит выравнивание фронта вытеснения по всей линии продвижения вытесняющей жидкости. Производят замеры добычи нефти, воды и объёмов закачки, контролируют степень обводнённости добываемой продукции в добывающем фонде.

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

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, к способам разработки в неоднородном терригенном коллекторе. Данный способ включает разбуривание участка залежи, закачку вытесняющего агента, добычу из добывающих скважин. При обводнении добывающей скважины до 98 % бурят два боковых горизонтальных ствола с противоположным направлением друг другу длиной не менее 250 м в горизонтальной части и отходом от основного вертикального ствола не менее 100 м и параллельно линии распространения неколлектора, осваивают вертикальную добывающую скважину и её боковые стволы под нагнетание, в зоне разрыва зон неколлектора бурят горизонтальную добывающую скважину с длиной горизонтальной части не более 150 м против нагнетательной скважины с боковыми горизонтальными стволами в менее проницаемом прослое и не менее 1,5 м от подошвы залежи. Вытеснение осуществляют закачкой вытесняющего агента через разветвлённую БГС в циклическом режиме: при нагнетании в вертикальный ствол нагнетательной скважины в течение 3 дней, горизонтальный - в простое, далее при нагнетании в боковые горизонтальные стволы 7 дней, вертикальный - в простое. Данный способ позволит повысить нефтеотдачу месторождения. 1 ил., 1 пр.

Способ разработки нефтяной пластовой залежи с неоднородным коллектором, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие скважины, определение границ зон развития неколлектора и отбор продукции из застойных зон вблизи зоны неколлекторов, отличающийся тем, что при обводнении добывающей скважины до 98% на одном из участков залежи бурят из неё два боковых горизонтальных ствола с противоположным направлением друг другу длиной не менее 250 м в горизонтальной части и отходом от основного вертикального ствола не менее 100 м и параллельно линии распространения неколлектора, осваивают вертикальную добывающую скважину и её боковые стволы под нагнетание, в зоне разрыва зон неколлектора бурят горизонтальную добывающую скважину с длиной горизонтальной части не более 150 м против нагнетательной скважины с боковыми горизонтальными стволами в менее проницаемом прослое и не менее 1,5 м от подошвы залежи, осуществляют закачку вытесняющего агента через разветвлённую скважину с боковыми горизонтальными стволами в циклическом режиме при нагнетании в вертикальный ствол нагнетательной скважины в течение 3 дней, горизонтальные - в простое, далее при нагнетании в боковые горизонтальные стволы - 7 дней, вертикальный - в простое.