Способ разработки многопластовых залежей нефти с круговой добывающей скважиной в середине элемента и горизонтальными нагнетательными скважинами Российский патент 2025 года по МПК E21B43/30 E21B43/20 E21B43/14 E21B47/00 

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

Известен способ разработки неоднородного нефтяного месторождения (патент RU № 2101475, МПК Е21В 43/20, опубл. 10.01.1998 г.), который предусматривает бурение проектного числа нагнетательных и добывающих скважин, заводнение и извлечение нефти на поверхность с последующим бурением дополнительных скважин, учитывающих объемную неоднородность пласта, которую определяют по результатам эксплуатации месторождения и моделированием. Дополнительные скважины бурят с горизонтальным стволом или бурят горизонтальные стволы из старых скважин, причем горизонтальные стволы проводят по линии, соединяющей застойные целики нефти, а при наличии зон замещения, линз, тупиковых зон или зон с низкими коллекторскими свойствами - по линии, соединяющей эти зоны.

Недостатком данного способа является то, что не позволяет охватить всю залежь нефти воздействием, вследствие чего нефтеотдача залежи остается на низком уровне.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки мелких залежей и отдельных линз нефтяного месторождения (патент RU № 2447271, МПК Е21В 43/20, опубл. 10.04.2012 г.), включающий бурение нагнетательных горизонтальных скважин параллельно контуру нефтеносности и/или линиям замещения коллектора и не менее 70 м внутрь залежи от указанных линий в плане, забой предыдущей скважины и точку входа в пласт последующей скважины размещают на расстоянии друг от друга не менее 50 м, горизонтальный ствол бурят длиной не менее 2 расстояний утвержденной сетки скважин, при снижении пластового давления ниже значений 80 % от начального и/или при обводнении горизонтальных скважин, запущенных под добычу, более 90 % переводят их под нагнетание, вытесняя нефть к центру залежи и от зон замещения на неколлектор в зону развития коллекторов.

Недостатком данного способа является большие затраты на бурение горизонтальных скважин, часть продуктивной толщи по разрезу основного горизонтального ствола остается недренируемой, не обеспечивает эффективное вытеснение.

Техническими задачами предлагаемого изобретения являются повышение эффективности выработки (повышение КИН) мелких многопластовых залежей нефти, пропластки которых 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 участка многопластовых залежей нефти с круговой добывающей скважиной в середине участка и горизонтальными нагнетательными скважинами, предусматривающем бурение нагнетательных и добывающих скважин, отбор продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины.

Новым является то, что проводят геофизические исследования в скважинах и по результатам определяют участок многопластовой залежи с пропластками, совпадающими в структурном плане, затем определяют пластовые давления у каждого из пропластков, исключая гидродинамическую связь между ними при сообщении, соответствующие пропласткам проницаемости, отбирают пробы нефти для исследований, далее на выбранном участке осуществляют бурение нагнетательных горизонтальных скважин параллельно контуру нефтеносности и/или линиям замещения коллектора и на расстоянии 80-100 м внутрь залежи от контура нефтеносности и/или линий замещения коллектора, забой предыдущей скважины и точку входа в пласт последующей скважины размещают на расстоянии 200-250 м друг от друга, горизонтальный ствол бурят длиной 2,2-2,5 расстояний утвержденной сетки скважин и запускают под добычу, после того, как пластовое давление снизилось на 15-20 % от начального и/или при обводнении горизонтальных скважин, запущенных под добычу, более 97 % переводят их под нагнетание, в центральной части выбранного участка осуществляют бурение круговой добывающей скважины с входом в пласт и набором угла 3,5°-4° и с выходом на радиус описывающей окружности 250-300 м, с глубокой перфорацией, причём каждое перфорационное отверстие отстоит от предыдущего не более, чем на 8 ме, а забой скважины максимально приближен к круговому стволу и не более, чем на 40-50 м от него, имея в таком случае 42-50 отверстий, расположенных равномерно вдоль ствола скважины по спирали глубиной 1,5-2,0 м, и каждое с меняющимся направлением перфорации по мере углубления добывающего ствола, контролируя по ГИС ствол скважины, проведённого после окончания её бурения так, что в верхнем и/или верхних пропластках ориентируют перфорационное и/или перфорационные отверстия вниз под углом к стволу скважины 50°-60°, в следующих пропластках изменяют угол до выполаживания на горизонталь и в дальнейшем подъёма направления перфорационного отверстия на выше залегающий и/или вышезалегающие пропластки, сохраняя от точки входа до забоя радиус круговой скважины 200-250 м и с отходом от нагнетательных горизонтальных скважин, расположенных параллельно контуру нефтеносности и/или линиям замещения коллектора, на 250-300 м от них, затем производят закачку вытесняющей жидкости в горизонтальные нагнетательные скважины и добычу продукции из круговой добывающей скважины, производят в процессе эксплуатации замеры добычи нефти, воды и закачки.

На фиг. показана схема осуществления способа.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Проводят геофизические исследования в скважинах и по результатам определяют участок 1 (фиг.) многопластовой залежи с пропластками, совпадающими в структурном плане и определяют пластовые давления, которые у каждого из пропластков исключают гидродинамическую связь между ними при сообщении, соответствующие пропласткам проницаемости, отбирают пробы нефти для исследований.

На выбранном участке осуществляют бурение нагнетательных горизонтальных скважин 2 параллельно контуру нефтеносности и/или линиям замещения коллектора и на расстоянии 80-100 м внутрь залежи от контура нефтеносности и/или линий замещения коллектора, забой предыдущей скважины и точку входа в пласт последующей скважины размещают на расстоянии 200-250 м друг от друга, горизонтальный ствол бурят длиной 2,2-2,5 расстояний утвержденной сетки скважин и запускают под добычу. После того, как пластовое давление снизилось на 15-20 % от начального и/или при обводнении горизонтальных скважин, запущенных под добычу, более 97 % переводят их под нагнетание.

В центральной части выбранного участка осуществляют бурение круговой добывающей скважины 3 с входом в пласт и набором угла 3,5° - 4°, с выходом на радиус описывающей окружности 250-300 м, с глубокой перфорацией, причём каждое перфорационное отверстие отстоит от предыдущего не более, чем на 8 м, причём забой скважины максимально приближен к круговому стволу и не более, чем на 40-50 м от него, имея в таком случае 42-50 отверстий, расположенных равномерно вдоль ствола скважины по спирали глубиной 1,5-2,0 м, и каждое с меняющимся направлением перфорации по мере углубления добывающего ствола, контролируя по ГИС ствол скважины, проведённого после окончания её бурения так, что в верхнем и/или верхних пропластках ориентируют перфорационное и/или перфорационные отверстия вниз под углом к стволу скважины 50°-60°, в следующих пропластках изменяют угол до выполаживания на горизонталь и в дальнейшем подъёма направления перфорационного отверстия на выше залегающий и/или вышезалегающие пропластки, сохраняя от точки входа до забоя радиус круговой скважины 200-250 м, и с отходом от нагнетательных горизонтальных скважин, расположенных параллельно контуру нефтеносности и/или линиям замещения коллектора, на 250-300 м от них для предотвращения прорыва нагнетательного агента к добывающим перфорационным шипам ствола и к самому добывающему стволу и возможности максимальной выработки нефти на участке залежи путём закачки вытесняющего агента в нагнетательные горизонтальные скважины.

Производят закачку вытесняющей жидкости в горизонтальные нагнетательные скважины и добычу продукции из круговой добывающей скважин. В процессе эксплуатации производят замеры добычи нефти, воды и закачки.

Пример конкретного выполнения.

В отложениях терригенного карбона на глубине залегания 1158 м разрабатывают многопластовую терригенную залежь. Залежь разбурена вертикальными, наклонно-направленными и горизонтальными скважинами по проектной сетке с расстоянием между скважинами 550 м. Начальное пластовое давление продуктивного пласта составляет 12 МПа, проницаемость изменяется в пределах 0,203-0,498 мкм², нефтенасыщенность коллектора изменяется в пределах 74-83 %. Нефтенасыщенная толщина продуктивного пласта 12 м.

На участке 1 залежи (фиг.) проводят бурение и строительство нагнетательных горизонтальных скважин 3 параллельно контуру и в 80 м от него на расстоянии 200 м друг от друга. Длина горизонтального ствола составляет 750 м, то есть 2,5 расстояния утвержденной сетки скважин. Осваивают горизонтальные нагнетательные скважины как добывающие. В процессе эксплуатации производят замеры добычи нефти, воды, пластового давления.

Через два года разработки обводненность горизонтальных нагнетательных скважин, запущенных под добычу, увеличилась до 98 % и текущее пластовое давление снизилось до 10,1 МПа.

Проводят бурение и строительство круговой добывающей скважины 2 в центральной части выбранного участка 1 с входом в пласт и набором угла 4°, с выходом на радиус описывающей окружности 250 м с глубокой перфорацией, причём каждое перфорационное отверстие отстоит от предыдущего не более, чем на 8 м, причём забой скважины максимально приближен к круговому стволу и на 40 м от него, имея в таком случае 45 отверстий, расположенных равномерно вдоль ствола скважины по спирали глубиной 1,8 м и каждое с меняющимся направлением перфорации по мере углубления добывающего ствола, контролируя по ГИС ствол скважины, проведённого после окончания её бурения так, что в верхнем и/или верхних пропластках ориентируют перфорационное и/или перфорационные отверстия вниз под углом к стволу скважины 60° в следующих пропластках изменяют угол до выполаживания на горизонталь и в дальнейшем подъёма направления перфорационного отверстия на выше залегающий и/или вышезалегающие пропластки, сохраняя от точки входа до забоя радиус круговой скважины 250 м, и с отходом от нагнетательных горизонтальных скважин, расположенных параллельно контуру нефтеносности и/или линиям замещения коллектора, не более 300 м от них для предотвращения прорыва нагнетательного агента к добывающим перфорационным шипам ствола и к самому добывающему стволу и возможности максимальной выработки нефти на участке залежи путём закачки вытесняющего агента в нагнетательные горизонтальные скважины.

Производят закачку вытесняющей жидкости в горизонтальные нагнетательные скважины и ведут добычу из круговой добывающей скважины.

Использование предлагаемого способа позволит максимально увеличить коэффициент вытеснения нефти, значительно повысить выработку запасов нефти как по площади, так и по разрезу.

Изобретение относится к способу разработки многопластовых залежей нефти с круговой добывающей скважиной в середине участка и горизонтальными нагнетательными скважинами. Техническим результатом является увеличение коэффициента вытеснения нефти, повышение выработки запасов нефти как по площади, так и по разрезу. Способ включает проведение геофизических исследований в скважинах и определение участка многопластовой залежи с пропластками, совпадающими в структурном плане, и определение пластового давления, которое у каждого из пропластков исключает гидродинамическую связь между ними при сообщении. Также способ включает отбор пробы нефти для исследований. На выбранном участке осуществляют бурение нагнетательных горизонтальных скважин параллельно контуру нефтеносности и/или линиям замещения коллектора и на расстоянии 80-100 м внутрь залежи от контура нефтеносности и/или линий замещения коллектора, забой предыдущей скважины и точку входа в пласт последующей скважины размещают на расстоянии 200-250 м друг от друга. Горизонтальный ствол бурят длиной 2,2-2,5 расстояний утвержденной сетки скважин и запускают под добычу. После того, как пластовое давление снизилось на 15-20 % от начального и/или при обводнении горизонтальных скважин, запущенных под добычу, более 97 % переводят их под нагнетание. В центральной части выбранного участка осуществляют бурение круговой добывающей скважины с входом в пласт и набором угла 3,5°-4°, с выходом на радиус описывающей окружности 250-300 м, с глубокой перфорацией. Каждое перфорационное отверстие отстоит от предыдущего не более чем на 8 м. Забой скважины максимально приближен к круговому стволу и не более чем на 40-50 м от него, имея в таком случае 42-50 отверстий, расположенных равномерно вдоль ствола скважины по спирали глубиной 1,5-2 м, и каждое с меняющимся направлением перфорации по мере углубления добывающего ствола, контролируя по ГИС ствол скважины, проведённого после окончания её бурения так, что в верхнем и/или верхних пропластках ориентируют перфорационное и/или перфорационные отверстия вниз под углом к стволу скважины 50°-60°. В следующих пропластках изменяют угол до выполаживания на горизонталь и в дальнейшем подъёма направления перфорационного отверстия на выше залегающий и/или вышезалегающие пропластки, сохраняя от точки входа до забоя радиус круговой скважины 200-250 м, и с отходом от нагнетательных горизонтальных скважин, расположенных параллельно контуру нефтеносности и/или линиям замещения коллектора, на 250-300 м от них для предотвращения прорыва нагнетательного агента к добывающим перфорационным шипам ствола и к самому добывающему стволу и возможности максимальной выработки нефти на участке залежи путём закачки вытесняющего агента в нагнетательные горизонтальные скважины. Производят закачку вытесняющей жидкости в горизонтальные нагнетательные скважины и добычу продукции из круговой добывающей скважины. В процессе эксплуатации производят замеры добычи нефти, воды и закачки. 1 ил.

Способ разработки участка многопластовых залежей нефти с круговой добывающей скважиной в середине участка и горизонтальными нагнетательными скважинами, включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин, отбор продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отличающийся тем, что проводят геофизические исследования в скважинах и по результатам определяют участок многопластовой залежи с пропластками, совпадающими в структурном плане, затем определяют пластовые давления у каждого из пропластков, исключая гидродинамическую связь между ними при сообщении, соответствующие пропласткам проницаемости, отбирают пробы нефти для исследований, далее на выбранном участке осуществляют бурение нагнетательных горизонтальных скважин параллельно контуру нефтеносности и/или линиям замещения коллектора и на расстоянии 80-100 м внутрь залежи от контура нефтеносности и/или линий замещения коллектора, забой предыдущей скважины и точку входа в пласт последующей скважины размещают на расстоянии 200-250 м друг от друга, горизонтальный ствол бурят длиной 2,2-2,5 расстояний утвержденной сетки скважин и запускают под добычу, после того, как пластовое давление снизилось на 15-20 % от начального и/или при обводнении горизонтальных скважин, запущенных под добычу, более 97 % переводят их под нагнетание, в центральной части выбранного участка осуществляют бурение круговой добывающей скважины с входом в пласт и набором угла 3,5°-4° и с выходом на радиус описывающей окружности 250-300 м, с глубокой перфорацией, причём каждое перфорационное отверстие отстоит от предыдущего не более чем на 8 м, а забой скважины максимально приближен к круговому стволу и не более чем на 40-50 м от него, имея в таком случае 42-50 отверстий, расположенных равномерно вдоль ствола скважины по спирали глубиной 1,5-2,0 м, и каждое с меняющимся направлением перфорации по мере углубления добывающего ствола, контролируя по ГИС ствол скважины, проведённого после окончания её бурения так, что в верхнем и/или верхних пропластках ориентируют перфорационное и/или перфорационные отверстия вниз под углом к стволу скважины 50°-60°, в следующих пропластках изменяют угол до выполаживания на горизонталь и в дальнейшем подъёма направления перфорационного отверстия на выше залегающий и/или вышезалегающие пропластки, сохраняя от точки входа до забоя радиус круговой скважины 200-250 м и с отходом от нагнетательных горизонтальных скважин, расположенных параллельно контуру нефтеносности и/или линиям замещения коллектора, на 250-300 м от них, затем производят закачку вытесняющей жидкости в горизонтальные нагнетательные скважины и добычу продукции из круговой добывающей скважины, производят в процессе эксплуатации замеры добычи нефти, воды и закачки.