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

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки к разработке нефтяной многопластовой залежи с применением разветвленной горизонтальной скважины и внутрискважинной перекачки и может быть использовано как на ранней стадии разработки, так и на поздней.

Известен способ разработки нефтяной залежи (заявка № 2024101127 от 17.01.2024), включающий предварительное определение начальной водонасыщенности продукции в добывающих скважинах, закачку рабочего агента из нижележащего водоносного пласта-донора в вышележащий нефтеносный пласт-акцептор с постоянным расходом равным 1,2 объема добываемой продукции от окружающих добывающих скважин. Цикл закачки составляет 14 календарных дней, 2 суток нагнетательная скважина находится в простое, прекращают закачку при увеличении обводненности продукции в добывающих скважинах до 65% от начальной водонасыщенности, а возобновляют закачку рабочего агента после снижения обводненности продукции до 10% выше начальной водонасыщенности, после остановки закачки рабочего агента до двух месяцев 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.

Недостатком этого способа является то, что охват вытеснением недостаточен для полного извлечения запасов нефти из-за того, что фронт вытеснения продвигается не по всей площади и разрезу.

Известен способ разработки неоднородной нефтяной залежи (патент RU № 2364717, МПК E21B 43/30, опубл. 20.08.2009 в бюл. № 23), включающий расположение в кусте добывающих и нагнетательных скважин по семиточечной системе с центральной нагнетательной скважиной, бурение стволов многозабойных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Стволы многозабойных добывающих скважин располагают под углом более 20° к направлению естественной трещиноватости, а расстояние от центральной нагнетательной скважины до точки входа в пласт многозабойной добывающей скважины, размещенной от центральной нагнетательной скважины в направлении естественной трещиноватости, устанавливают на 10-20% больше, чем расстояние от центральной нагнетательной скважины до точки входа в пласт многозабойной добывающей скважины, размещенной от центральной нагнетательной скважины перпендикулярно направлению естественной трещиноватости.

Недостатком этого способа является то, что необходимо обустройство системы ППД дополнительно.

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 в 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 являются затраты на бурение дополнительных нагнетательных скважин на разрабатываемой залежи и неравномерное вытеснение нефти по площади и разрезу.

Техническим результатом предлагаемого способа является обеспечение максимального и равномерного вытеснения нефти из залежи, увеличение продуктивности скважин за счет применения внутрискважинной перекачки в разветвленные горизонтальные скважины.

Технический результат достигается способом разработки нефтяной многопластовой залежи, включающим бурение разветвленной горизонтальной скважины, пуск скважины в добычу.

Новым является то, что осуществляют бурение разветвленной горизонтальной скважины с длиной стволов 250-350 м в продуктивном пласте с нефтеносной толщиной 4,5 -7,0 м, ведут добычу нефти, замеряют обводненность добываемой продукции, при обводненности 98% и более переводят разветвленную горизонтальную скважину в нагнетательный фонд, изолируют основной горизонтальный ствол от боковых горизонтальных разветвлений и из нижележащего водоносного пласта-донора в разветвленную горизонтальную скважину в течение пяти суток закачивают рабочий агент с постоянным расходом равным 1,2-1,4 объема добываемой продукции от окружающих добывающих скважин, далее осуществляют технологическую выдержку одни сутки разветвленная горизонтальная скважина находится в простое, циклы закачки рабочего агента в разветвленную горизонтальную скважину повторяют, при увеличении обводненности продукции до 80% от начальной водонасыщенности прекращают закачку, а после снижения обводненности продукции до 10% и выше от начальной водонасыщенности закачку рабочего агента возобновляют, после остановки закачки рабочего агента до 60 суток определяют среднюю обводненность продукции в разветвленной горизонтальной скважине, которую принимают за начальную водонасыщенность, и продолжают циклы закачки рабочего агента по такому же принципу закачки в течение пяти суток и технологической выдержки в течение одних суток, но исходя из нового значения начальной водонасыщенности.

На чертеже изображена схема осуществления способа, где 1 – горизонтальная скважина (основной ствол), 2 – боковые горизонтальные разветвлениями, 3 – продуктивный нефтеносный пласт, 4 – водоносный пласт-донор.

Сущность способа заключается в следующем.

На основании геолого-гидродинамической модели осуществляют бурение разветвленной горизонтальной скважины 1 с длиной стволов 250-350 м в продуктивном пласте 3 с нефтеносной толщиной 4,5 -7,0 м, с горизонтальными разветвлениями 2 как по разрезу, так и по площади залежи. Ведут добычу нефти.

Замеряют обводненность добываемой продукции.

При обводненности 98% и более переводят разветвленную горизонтальную скважину 1 в нагнетательный фонд, изолируют основной горизонтальный ствол от боковых горизонтальных разветвлений 2.

Из нижележащего водоносного пласта-донора 4 в разветвленную горизонтальную скважину 1 (в вышележащий нефтеносный пласт-акцептор) в течение пяти суток закачивают рабочий агент с постоянным расходом равным 1,2-1,4 объема добываемой продукции от окружающих добывающих скважин. Применение внутрискважинной перекачки в разветвленной горизонтальной скважине 1 обеспечивает максимальное и равномерное вытеснения нефти из залежи, увеличение продуктивности скважин. Обеспечивают экономию на бурении и обустройстве отдельных нагнетательных скважин за счет использования «своей» воды из нижележащего пласта (внутрискважинная закачка).

Далее осуществляют технологическую выдержку одни сутки разветвленная горизонтальная скважина 1 находится в простое.

Циклы закачки рабочего агента в разветвленную горизонтальную скважину 1 повторяют.

При увеличении обводненности продукции до 80% от начальной водонасыщенности прекращают закачку, а после снижения обводненности продукции до 10% и выше от начальной водонасыщенности закачку рабочего агента возобновляют.

После остановки закачки рабочего агента до 60 суток определяют среднюю обводненность продукции в разветвленной горизонтальной скважине 1, которую принимают за начальную водонасыщенность, и продолжают циклы закачки рабочего агента по такому же принципу, но исходя из нового значения начальной водонасыщенности.

Замер средней обводненности продукции повторяют после каждой остановки закачки рабочего агента до 60 суток.

Пример конкретного применения способа.

Разрабатывают многопластовую нефтяную залежь со следующими характеристиками: коллектор неоднородный, средняя глубина залегания продуктивного пласта 1127 м, нефтенасыщенная толщина пласта 5,2 м, нефтенасыщенность – 81%, начальная водонасыщенность – 21,1%.

Залежь разбуривают сеткой скважин вертикальных добывающих скважин 350×350 м и разветвленных горизонтальных добывающих. 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 разветвленную горизонтальную скважину 1 и с разветвлениями 2 с длиной ствола 250 м в продуктивном пласте 3. Ведут добычу нефти и замеры дебитов добывающих скважин и обводненности продукции.

Отбор продукции из добывающих скважин составил 123 м^3/сут, обводненность продукции из разветвленной горизонтальной добывающей скважины 1 составила 98%, основной ствол горизонтальной скважины 1 изолируют от боковых горизонтальных разветвлений 2 и переводят под закачку. Начинают закачку пластовой воды 5 суток подряд из нижележащего водоносного пласта 4 объемом 148 м³/сут. Останавливают закачку пластовой воды на одни сутки, по истечение которых возобновляют на 5 суток подряд. При достижении обводненности продукции из наклонно-направленных добывающих скважин 38% прекращают закачку. Далее по истечению 2 месяцев обводненность продукции наклонно-направленных добывающих скважин снизилась до 23,2%. После чего возобновляют закачку рабочего агента. При этом, если в течение 2 месяцев обводненность продукции не снизилась до 23,2%, за начальную водонасыщенность принимают то значение, которое получили по истечение этого срока. Продолжают аналогично циклическую закачку.

Предлагаемый способ значительно увеличивает коэффициент нефтеизвлечения путём максимального распространения вытесняющего агента в пласте и продвижения фронта вытеснения, используя циклику. А также экономичен, позволяет отказаться от бурения дополнительных нагнетательных скважин на разрабатываемый пласт.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяной многопластовой залежи с применением разветвленной горизонтальной скважины и внутрискважинной перекачки и может быть использовано как на ранней стадии разработки, так и на поздней. Способ разработки нефтяной многопластовой залежи включает бурение разветвленной горизонтальной скважины, пуск скважины в добычу. Осуществляют бурение разветвленной горизонтальной скважины с длиной стволов 250-350 м в продуктивном пласте с нефтеносной толщиной 4,5-7,0 м, ведут добычу нефти, замеряют обводненность добываемой продукции. При обводненности 98% и более переводят разветвленную горизонтальную скважину в нагнетательный фонд, изолируют основной горизонтальный ствол от боковых горизонтальных разветвлений и из нижележащего водоносного пласта-донора в разветвленную горизонтальную скважину в течение пяти суток закачивают рабочий агент с постоянным расходом, равным 1,2-1,4 объема добываемой продукции от окружающих добывающих скважин, далее осуществляют технологическую выдержку – одни сутки разветвленная горизонтальная скважина находится в простое, циклы закачки рабочего агента в разветвленную горизонтальную скважину повторяют. При увеличении обводненности продукции до 80% от начальной водонасыщенности прекращают закачку, а после снижения обводненности продукции до 10% выше от начальной водонасыщенности закачку рабочего агента возобновляют, после остановки закачки рабочего агента до 60 суток определяют среднюю обводненность продукции в разветвленной горизонтальной скважине, которую принимают за начальную водонасыщенность, и продолжают циклы закачки рабочего агента по такому же принципу закачки в течение пяти суток и технологической выдержки в течение одних суток, но исходя из нового значения начальной водонасыщенности. Техническим результатом является обеспечение максимального и равномерного вытеснения нефти из залежи, увеличение продуктивности скважин за счет применения внутрискважинной перекачки в разветвленные горизонтальные скважины. 1 ил.

Способ разработки нефтяной многопластовой залежи, включающий бурение разветвленной горизонтальной скважины, пуск скважины в добычу, отличающийся тем, что осуществляют бурение разветвленной горизонтальной скважины с длиной стволов 250-350 м в продуктивном пласте с нефтеносной толщиной 4,5-7,0 м, ведут добычу нефти, замеряют обводненность добываемой продукции, при обводненности 98% и более переводят разветвленную горизонтальную скважину в нагнетательный фонд, изолируют основной горизонтальный ствол от боковых горизонтальных разветвлений и из нижележащего водоносного пласта-донора в разветвленную горизонтальную скважину в течение пяти суток закачивают рабочий агент с постоянным расходом, равным 1,2-1,4 объема добываемой продукции от окружающих добывающих скважин, далее осуществляют технологическую выдержку – одни сутки разветвленная горизонтальная скважина находится в простое, циклы закачки рабочего агента в разветвленную горизонтальную скважину повторяют, при увеличении обводненности продукции до 80% от начальной водонасыщенности прекращают закачку, а после снижения обводненности продукции до 10% выше от начальной водонасыщенности закачку рабочего агента возобновляют, после остановки закачки рабочего агента до 60 суток определяют среднюю обводненность продукции в разветвленной горизонтальной скважине, которую принимают за начальную водонасыщенность, и продолжают циклы закачки рабочего агента по такому же принципу закачки в течение пяти суток и технологической выдержки в течение одних суток, но исходя из нового значения начальной водонасыщенности.