Способ разработки нефтяной многопластовой залежи горизонтальными скважинами и внутрискважинной перекачкой Российский патент 2025 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяной многопластовой залежи и может быть использовано как на ранней стадии разработки, так и на поздней.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежи многопластового нефтяного месторождения с водонефтяными зонами и/или массивного типа (патент RU № 2282022, МПК E21B 43/20, опубл. 20.08.2006, Бюл. № 23), включающий замеры добычи нефти, воды и закачки воды для уточнения текущих условий разработки и моделирования процесса разработки залежи, определение минимального расстояния от вскрытого интервала до водонефтяного контакта, при котором не происходит преждевременного обводнения продукции скважины, бурение разветвленных горизонтальных и/или субгоризонтальных скважин, при этом основной горизонтальный и/или субгоризонтальный ствол располагают выше водонефтяного контакта на минимальном расстоянии, обеспечивающем безводный период эксплуатации скважин, а горизонтальные и/или субгоризонтальные, и/или вертикальные разветвления бурят по восходящему профилю с тем же азимутом, что и у основного горизонтального и/или субгоризонтального ствола и/или с отходом от него в сторону кровли продуктивного пласта или пропластка.

Недостатком этого способа является 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, невозможность обеспечить эффективное вытеснение по площади.

Технической задачей предлагаемого способа является обеспечение максимального и равномерного вытеснения нефти из залежи, увеличение продуктивности скважин за счет максимального охвата дренированием залежи по площади и разрезу.

Указанная задача достигается способом разработки нефтяной многопластовой залежи горизонтальными добывающими скважинами и внутрискважиннной перекачкой, включающим бурение добывающих скважин, добыча продукции из скважин, замеры добычи нефти, воды и закачки.

Новым является то, что уточняют геологическое строение залежи, определяют степень неоднородности по площади и разрезу, на основании геолого-гидродинамической модели в продуктивном пласте с нефтеносной толщиной 5,0-7,0 м бурят горизонтальную добывающую скважину с длиной горизонтального участка 300-400 м параллельно подошве пласта и в 2,5-3,0 м от нее, производят глубокую перфорацию по всему горизонтальному участку ствола, причем каждое перфорационное отверстие отстоит от предыдущего не более, чем на 15-20 м и азимутом направления не менее, чем на 40-50° друг от друга субперпендикулярно основному стволу, имея в таком случае 15-27 отверстий равномерно вдоль горизонтального участка ствола скважины по спирали глубиной 1,5- 2,0 м каждый, после отработки на нефть и достижения обводненности продукции более 98 % для эффективного вытеснения нефти начинают закачку рабочего агента из нижележащего водоносного пласта-донора в горизонтальный ствол с глубокой перфорацией в вышележащий нефтеносный пласт-акцептор с постоянным расходом, равным 1,1-1,3 объема добываемой продукции от окружающих добывающих скважин, при этом цикл закачки составляет 8 календарных дней, затем 2 суток нагнетательная скважина находится в простое, прекращают закачку при увеличении обводненности продукции в добывающих скважинах до 75 % от начальной водонасыщенности, а возобновляют закачку рабочего агента после снижения обводненности продукции до 15 % выше начальной водонасыщенности, после остановки закачки рабочего агента до 75 календарных дней определяют среднюю обводненность продукции в добывающих скважинах, которую принимают за начальную водонасыщенность, и продолжают циклы закачки рабочего агента по такому же принципу, но исходя из нового значения начальной водонасыщенности, которую периодически изменяют.

На фиг. изображена схема осуществления способа.

Сущность способа заключается в следующем.

Месторождение разбуривают сеткой скважин 350×350 м, осуществляют его 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. На основании геолого-гидродинамической модели в продуктивном пласте с нефтеносной толщиной 5,0-7,0 м бурят горизонтальную скважину с длиной горизонтального участка 300-400 м параллельно подошве пласта и в 2,5-3,0 м от нее. Производят глубокую перфорацию по всему горизонтальному участку ствола, причем каждое перфорационное отверстие отстоит от предыдущего не более, чем на 15-20 м и азимутом направления не менее, чем на 40°-50° друг от друга субперпендикулярно основному стволу, имея в таком случае 15-27 отверстий равномерно вдоль горизонтального участка ствола скважины по спирали глубиной 1,5- 2,0 м каждый.

После отработки на нефть и достижения обводненности продукции более 98 % для эффективного вытеснения нефти начинают закачку рабочего агента из нижележащего водоносного пласта-донора в горизонтальный ствол с глубокой перфорацией в вышележащий нефтеносный пласт-акцептор с постоянным расходом, равным 1,1-1,3 объема добываемой продукции от окружающих добывающих скважин. Цикл закачки составляет 8 календарных дней, затем 2 суток нагнетательная скважина находится в простое, прекращают закачку при увеличении обводненности продукции в добывающих скважинах до 75 % от начальной водонасыщенности, а возобновляют закачку рабочего агента после снижения обводненности продукции до 15 % выше начальной водонасыщенности, после остановки закачки рабочего агента до 75 календарных дней определяют среднюю обводненность продукции в добывающих скважинах, которую принимают за начальную водонасыщенность, и продолжают циклы закачки рабочего агента по такому же принципу, но исходя из нового значения начальной водонасыщенности, которую периодически изменяют.

Пример конкретного применения способа

Разрабатывают многопластовую нефтяную залежь со следующими характеристиками: коллектор неоднородный, средняя глубина залегания продуктивного пласта 1105 м, нефтенасыщенная толщина пласта 6,0 м, нефтенасыщенность - 78 %, начальная водонасыщенность - 19,2 %,

Залежь разбуривают сеткой скважин 350×350 м. Производят добычу продукции из добывающих скважин, производят замеры дебитов нефти и воды. Уточняют геологическое строение залежи, определяют степень неоднородности по площади и разрезу. На основании геолого-гидродинамической модели бурят горизонтальную скважину 1 (Фиг.) с длиной горизонтального участка 300 м на отметке 1108,5 м и параллельно подошве пласта 3. Производят глубокую перфорацию 2 по всему горизонтальному участку скважины, имея при этом 17 отверстий по спирали глубиной 1,5-2,0 м. Ведут добычу нефти и замеры дебитов добывающих скважин и обводненности продукции.

Отбор продукции из добывающих скважин составил 95 м^3/сут, обводненность продукции из горизонтальных добывающих скважин с глубокой перфорацией составила 98 %, переводят горизонтальные скважины под закачку. Ведут закачку пластовой воды 8 суток подряд из нижележащего водоносного пласта 4 объемом 114 м³/сут. Останавливают закачку пластовой воды на 2 суток, по истечении которых возобновляют на 8 суток подряд. При достижении обводненности продукции из наклонно-направленных добывающих скважин 34 % прекращают закачку. Далее по истечению 2,5 месяцев обводненность продукции добывающих скважин снизилась до 22 %. После чего возобновляют закачку рабочего агента. При этом, если в течение 2,5 месяцев обводненность продукции не снизилась до 22 %, за начальную водонасыщенность принимают то значение, которое получили по истечение этого срока. Продолжают аналогично циклическую закачку.

Предлагаемый способ увеличивает коэффициент нефтеизвлечения путём максимального и равномерного по разрезу и площади распространения вытесняющего агента в пласте и продвижения фронта вытеснения, используя циклику, позволяет отказаться от бурения дополнительных нагнетательных скважин на разрабатываемый пласт.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяной многопластовой залежи и может быть использовано как на ранней стадии разработки, так и на поздней. Месторождение разбуривают сеткой скважин 350×350 м, осуществляют его 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. На основании геолого-гидродинамической модели в продуктивном пласте с нефтеносной толщиной 5,0-7,0 м бурят горизонтальную добывающую скважину с длиной горизонтального участка 300-400 м параллельно подошве пласта и в 2,5-3,0 м от нее. Производят глубокую перфорацию по всему горизонтальному участку ствола. Каждое перфорационное отверстие отстоит от предыдущего не более, чем на 15-20 м и азимутом направления не менее, чем на 40-50° друг от друга субперпендикулярно основному стволу. Имеющиеся 15-27 отверстий равномерно расположены вдоль горизонтального участка ствола скважины по спирали глубиной 1,5-2,0 м каждое. После отработки на нефть и достижения обводненности продукции более 98 % для эффективного вытеснения нефти начинают закачку рабочего агента из нижележащего водоносного пласта-донора в горизонтальный ствол с глубокой перфорацией в вышележащий нефтеносный пласт-акцептор с постоянным расходом равным 1,1-1,3 объема добываемой продукции от окружающих добывающих скважин. Цикл закачки составляет 8 календарных дней, затем 2 суток нагнетательная скважина находится в простое. Прекращают закачку при увеличении обводненности продукции в добывающих скважинах до 75 % от начальной водонасыщенности. Возобновляют закачку рабочего агента только после снижения обводненности продукции до 15 % выше начальной водонасыщенности. После остановки закачки рабочего агента до 75 календарных дней определяют среднюю обводненность продукции в добывающих скважинах. Среднюю обводненность принимают за начальную водонасыщенность и продолжают циклы закачки рабочего агента по такому же принципу, но исходя из нового значения начальной водонасыщенности, которую периодически изменяют. Предлагаемый способ увеличивает коэффициент нефтеизвлечения путём максимального и равномерного по разрезу и площади распространения вытесняющего агента в пласте и продвижения фронта вытеснения, используя циклику, позволяет отказаться от бурения дополнительных нагнетательных скважин на разрабатываемый пласт. 1 ил.

Способ разработки нефтяной многопластовой залежи горизонтальными добывающими скважинами и внутрискважиннной перекачкой, включающий бурение горизонтальных добывающих скважин, добычу продукции из скважин, замеры добычи нефти, воды и закачки, отличающийся тем, что уточняют геологическое строение залежи, определяют степень неоднородности по площади и разрезу, на основании геолого-гидродинамической модели в продуктивном пласте с нефтеносной толщиной 5,0-7,0 м бурят горизонтальную добывающую скважину с длиной горизонтального участка 300-400 м параллельно подошве пласта и в 2,5-3,0 м от нее, производят глубокую перфорацию по всему горизонтальному участку ствола, причем каждое перфорационное отверстие отстоит от предыдущего не более, чем на 15-20 м и азимутом направления не менее, чем на 40-50° друг от друга субперпендикулярно основному стволу, имея в таком случае 15-27 отверстий равномерно вдоль горизонтального участка ствола скважины по спирали глубиной 1,5-2,0 м каждое, после отработки на нефть и достижения обводненности продукции более 98 % для эффективного вытеснения нефти начинают закачку рабочего агента из нижележащего водоносного пласта-донора в горизонтальный ствол с глубокой перфорацией в вышележащий нефтеносный пласт-акцептор с постоянным расходом, равным 1,1-1,3 объема добываемой продукции от окружающих добывающих скважин, при этом цикл закачки составляет 8 календарных дней, затем 2 суток нагнетательная скважина находится в простое, прекращают закачку при увеличении обводненности продукции в добывающих скважинах до 75 % от начальной водонасыщенности, а возобновляют закачку рабочего агента после снижения обводненности продукции до 15 % выше начальной водонасыщенности, после остановки закачки рабочего агента до 75 календарных дней определяют среднюю обводненность продукции в добывающих скважинах, которую принимают за начальную водонасыщенность, и продолжают циклы закачки рабочего агента по такому же принципу, но исходя из нового значения начальной водонасыщенности, которую периодически изменяют.