Способ разработки участка нефтяной пластовой залежи с зонами развития неколлектора 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 нефтяного месторождения с неоднородными коллекторами (патент RU № 2819865, МПК E21B 43/20, опубл. 28.05.2024 г., бюл. № 16), предусматривающий бурение бокового горизонтального ствола из добывающих скважин при обводнении добывающих скважин до 98 % в сторону зоны неколлектора и переводят под нагнетание с объемом закачки 1,4 объема добываемой жидкости от добывающих скважин и давление на 10 % выше начального пластового давления, в зонах 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.

Известен способ разработки участка нефтяной пластовой залежи с неоднородным коллектором порового типа (патент RU №2833660, МПК E21B 43/20, 43/30, опубл. 28.01.2025 в бюл. № 4), включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие, определение границ зон развития неколлектора и отбор продукции из застойных зон в зоне разрыва зон замещения коллекторов, отличающийся тем, что определяют границы зон развития коллектора, при обводнении вертикальной добывающей скважины в зоне разрыва зон замещения коллекторов до 98% её переводят в нагнетательный фонд, при этом из неё бурят два боковых горизонтальных ствола - БГС с противоположным направлением друг другу длиной не менее 150 м в горизонтальной части и отходом от основного вертикального ствола не менее 100 м и параллельно линии распространения неколлектора, а в застойных зонах вблизи зон распространения неколлекторов бурят горизонтальные добывающие скважины с длиной горизонтальной части не более 250 м в менее проницаемом прослое и не менее 1 м от подошвы залежи, после чего осваивают скважину с БГС под нагнетание и запускают в работу горизонтальные добывающие скважины, при этом закачку вытесняющего агента через скважину с БГС осуществляют в циклическом режиме: при нагнетании в вертикальный ствол скважины в течение двух дней БГС находятся в простое, далее при нагнетании в БГС в течение пяти дней вертикальный ствол находится в простое.

Недостатком данного способа является то, что он не учитывает разработку участка залежи с отсутствием системы ППД, не позволяет максимально охватить дренированием и увеличить продуктивность скважин за счет расстановки добывающего фонда.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому изобретению является способ разработки неоднородного нефтяного месторождения (патент RU № 2101475, МПК E21B 43/20, опубл. 10.01.1998 в бюл. №1), предусматривающий бурение нагнетательных и добывающих вертикальных и горизонтальных 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 полностью охватить пласт заводнением из-за невозможности извлечения нефти, расположенной вблизи и в зоне разрыва зон замещения коллекторов, что приводит к снижению конечного коэффициента нефтеизвлечения.

Технической задачей является максимальный охвата дренированием и коэффициент извлечения нефти за счет вовлечения в разработку запасов нефти на границе и в зоне разрыва зон замещения коллекторов нагнетательной горизонтальной скважиной и расположение добывающих горизонтальных скважин.

Техническая задача достигается способом разработки участка нефтяной пластовой залежи с зонами развития неколлектора, включающим уточнение геологического строения по результатам бурения и моделирования, определение границы зон развития коллектора, выделение зоны неколлектора, бурение добывающей горизонтальной скважины и отбор продукции.

Новым является то, что бурение добывающей горизонтальной скважины производят с длиной 350-400 м, при снижения дебита нефти до 0,5 т/сут производят глубокую перфорацию добывающей горизонтальной скважины по всему стволу, причём каждое перфорационное отверстие отстоит от предыдущего не более, чем на 10-12 м и расположено субперпендикулярно основному стволу и линии распространения неколлектора, осваивают добывающую горизонтальную скважину с глубокой перфорацией под нагнетание, далее с двух сторон от переведенной под нагнетание горизонтальной скважины симметрично бурят по три горизонтальные добывающие скважины с длиной горизонтальной части не более 250 м, при этом на каждой стороне располагают одну горизонтальную добывающую скважину напротив зоны разрыва зон развития неколлектора и перпендикулярно переведенной под нагнетание горизонтальной скважине на расстоянии 350-400 м от нее, а две другие добывающие горизонтальные скважины располагают с двух сторон от скважины, расположенной перпендикулярно переведенной под нагнетание горизонтальной скважине в зоне разрыва, на расстоянии 200-250 м от нее, под углом 30-35° к линии распространения неколлектора в застойных зонах и не превышая расстояния до зон распространения неколлекторов 200-250 м, при том все горизонтальные стволы добывающих скважин проводят в наименее проницаемом прослое и не менее 1,0-1,5 м от подошвы залежи, закачивают вытесняющий агент через нагнетательную горизонтальную скважину с глубокой перфорацией в циклическом режиме: при нагнетании в горизонтальный ствол нагнетательной скважины в течение 2-3 дней, добывающие горизонтальные - в простое, далее нагнетание останавливают и в течение 7 дней ведут добычу добывающими горизонтальными скважинами.

На фигуре изображена схема осуществления способа, где 1 - зона распространения неколлектора, 2 - добывающая горизонтальная скважина с глубокой перфорацией по всему стволу, 3 - добывающая горизонтальная скважина, расположенная перпендикулярно переведенной под нагнетание горизонтальной скважине в зоне разрыва, 4 - добывающая горизонтальная скважина, расположенная на расстоянии 200-250 м от скважины, расположенной перпендикулярно переведенной под нагнетание горизонтальной скважине в зоне разрыва, под углом 30-35° к линии распространения неколлектора в застойных зонах и не превышая расстояния до зон распространения неколлекторов 200-250 м, 5 - зона разрыва неколлектора.

Сущность способа заключается в следующем.

На разрабатываемом участке залежи выделяют зоны распространения неколлектора 1. Ведут добычу продукции из добывающих скважин, в том числе из добывающей горизонтальной скважины в зоне разрыва зон развития неколлектора.

В процессе эксплуатации производят замеры дебита нефти. Проводят геофизические исследования скважин. Уточняют геологическую модель рассматриваемого участка, в том числе фильтрационно-ёмкостные свойства неоднородного продуктивного пласта по площади и разрезу.

Бурение добывающей горизонтальной скважины 2 производят с длиной 350-400 м.

При снижения дебита нефти до 0,5 т/сут производят глубокую перфорацию добывающей горизонтальной скважины 2 по всему стволу, что увеличивает степень вытеснения и область дренирования по площади и разрезу по результатам полученных исследований.

Причём каждое перфорационное отверстие отстоит от предыдущего не более, чем на 10-12 м и расположено субперпендикулярно основному стволу и линии распространения неколлектора 5, имея в таком случае не менее 30-40 отверстий, расположенных равномерно вдоль ствола горизонтальной скважины по спирали глубиной 1,5-2,0 м каждое.

Осваивают добывающую горизонтальную скважину 2 с глубокой перфорацией под нагнетание.

Далее с двух сторон от переведенной под нагнетание горизонтальной скважины 2 симметрично бурят по три горизонтальные добывающие скважины 3, 4 с длиной горизонтальной части не более 250 м.

При этом на каждой стороне располагают одну горизонтальную добывающую скважину 3 напротив зоны разрыва зон развития неколлектора и перпендикулярно переведенной под нагнетание горизонтальной скважине на расстоянии 350-400 м от нее, а две другие добывающие горизонтальные скважины 4 располагают с двух сторон от скважины, расположенной перпендикулярно переведенной под нагнетание горизонтальной скважине в зоне разрыва, на расстоянии 200-250 м от нее, под углом 30-350 к линии распространения неколлектора в застойных зонах и не превышая расстояния до зон распространения неколлекторов 200-250 м.

При том все горизонтальные стволы добывающих скважин 3, 4 проводят в наименее проницаемом прослое и не менее 1,0-1,5 м от подошвы залежи.

Закачивают вытесняющий агент через нагнетательную горизонтальную скважину 2 с глубокой перфорацией в циклическом режиме: при нагнетании в горизонтальный ствол нагнетательной скважины 2 в течение 2-3 дней, добывающие горизонтальные 3, 4 - в простое, далее нагнетание останавливают и в течение 7 дней ведут добычу добывающими горизонтальными скважинами.

Пример конкретного выполнения.

Участок месторождения с продуктивным пластом имеет следующие характеристики: проницаемость пропластков 0,163 - 0,385 мкм², нефтенасыщенность в пределах 80-88 %, глубина залегания 1105 м, общая толщина пласта 14 м.

Проводят геофизические исследования, строят литологические карты и выделяют зоны распространения неколлектора 1, которые составляют 40 % на залежи. При геологическом моделировании рассматриваемого участка определяют участок разрыва зон распространения неколлектора. Участок месторождения с выделенными зонами разрыва разбуривают по проектной сетке скважин. Производят отбор продукции через добывающие скважины, одна 2 из которых с горизонтальным стволом 400 м расположена в данной зоне.

Ведут замеры дебита нефти по скважинам. В добывающей горизонтальной скважине 2 с дебитом нефти 0,5 т/сут и расположенной в зоне разрыва зон распространения неколлектора 5 производят глубокую перфорацию по всему стволу, причём каждое перфорационное отверстие отстоит от предыдущего на 10 метров и субперпендикулярно основному стволу и лини распространения неколлектора, имея в таком случае 40 отверстий, расположенных равномерно вдоль ствола горизонтальной скважины по спирали глубиной 1,6 метра каждое. Осваивают добывающую горизонтальную скважину 2 с глубокой перфорацией под нагнетание.

Напротив зоны разрыва зон развития неколлектора бурят горизонтальные добывающие скважины 3 с длиной горизонтальной части 250 м и перпендикулярно нагнетательной горизонтальной скважине 2 на расстоянии 350 м от нее и по паре добывающих горизонтальных скважин 4 с длиной 250 м каждая по обеим сторонам от перпендикулярных зоне разрыва добывающих горизонтальных скважин на расстоянии 200 м от них под углом 30° к линии распространения неколлектора 1 в застойных зонах и не превышая расстояния до зон распространения неколлекторов 200 м. Горизонтальные стволы добывающих скважин 3, 4 проводят в пропластке с проницаемостью 0,163 мкм² и на глубине не ниже 1118 м. Вытеснение осуществляют закачкой вытесняющего агента через нагнетательную горизонтальную скважину 2 с глубокой перфорацией в циклическом режиме: при нагнетании в горизонтальный ствол нагнетательной скважины в течение 2-3 дней, добывающие горизонтальные 3, 4 - в простое, далее нагнетание останавливают и в течение 7 дней ведут добычу добывающими горизонтальными скважинами.

При этом происходит максимальное полное вовлечение в разработку запасов нефти, вытеснение не дренируемых запасов нефти из застойной зоны разрыва зон распространения неколлектора в зону развития коллекторов.

Применение данного способа позволит максимально повысить нефтеотдачу участка нефтяной пластовой залежи, осложненного зоной развития неколлектора, ввести в разработку не дренируемые запасы нефти, находящиеся в зонах разрыва зон распространения неколлектора и вблизи этих зон.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки пластовой нефтяной залежи в неоднородном терригенном коллекторе порового типа. Способ разработки участка нефтяной пластовой залежи с зонами развития неколлектора включает уточнение геологического строения по результатам бурения и моделирования, определение границы зон развития коллектора, выделение зоны неколлектора, бурение добывающей горизонтальной скважины и отбор продукции. Бурение добывающей горизонтальной скважины производят с длиной 350-400 м, при снижения дебита нефти до 0,5 т/сут производят глубокую перфорацию добывающей горизонтальной скважины по всему стволу. Каждое перфорационное отверстие отстоит от предыдущего не более чем на 10-12 м и расположено субперпендикулярно основному стволу и линии распространения неколлектора. Добывающую горизонтальную скважину с глубокой перфорацией осваивают под нагнетание. Далее с двух сторон от переведенной под нагнетание горизонтальной скважины симметрично бурят по три горизонтальные добывающие скважины с длиной горизонтальной части не более 250 м. На каждой стороне располагают одну горизонтальную добывающую скважину напротив зоны разрыва зон развития неколлектора и перпендикулярно переведенной под нагнетание горизонтальной скважине на расстоянии 350-400 м от нее. Две другие добывающие горизонтальные скважины располагают с двух сторон от скважины, расположенной перпендикулярно переведенной под нагнетание горизонтальной скважине в зоне разрыва, на расстоянии 200-250 м от нее, под углом 30-35° к линии распространения неколлектора в застойных зонах и не превышая расстояния до зон распространения неколлекторов 200-250 м. Все горизонтальные стволы добывающих скважин проводят в наименее проницаемом прослое и не менее 1,0-1,5 м от подошвы залежи. Закачивают вытесняющий агент через нагнетательную горизонтальную скважину с глубокой перфорацией в циклическом режиме: при нагнетании в горизонтальный ствол нагнетательной скважины в течение 2-3 дней, добывающие горизонтальные - в простое, далее нагнетание останавливают и в течение 7 дней ведут добычу добывающими горизонтальными скважинами. Применение данного способа позволит максимально повысить нефтеотдачу участка нефтяной пластовой залежи, осложненного зоной развития неколлектора, ввести в разработку не дренируемые запасы нефти, находящиеся в зонах разрыва зон распространения неколлектора и вблизи этих зон. 1 ил.

Способ разработки участка нефтяной пластовой залежи с зонами развития неколлектора, включающий уточнение геологического строения по результатам бурения и моделирования, определение границы зон развития коллектора, выделение зоны неколлектора, бурение добывающей горизонтальной скважины и отбор продукции, отличающийся тем, что бурение добывающей горизонтальной скважины производят с длиной 350-400 м, при снижении дебита нефти до 0,5 т/сут производят глубокую перфорацию добывающей горизонтальной скважины по всему стволу, причем каждое перфорационное отверстие отстоит от предыдущего не более чем на 10-12 м и расположено субперпендикулярно основному стволу и линии распространения неколлектора, осваивают добывающую горизонтальную скважину с глубокой перфорацией под нагнетание, далее с двух сторон от переведенной под нагнетание горизонтальной скважины симметрично бурят по три горизонтальные добывающие скважины с длиной горизонтальной части не более 250 м, при этом на каждой стороне располагают одну горизонтальную добывающую скважину напротив зоны разрыва зон развития неколлектора и перпендикулярно переведенной под нагнетание горизонтальной скважине на расстоянии 350-400 м от нее, а две другие добывающие горизонтальные скважины располагают с двух сторон от скважины, расположенной перпендикулярно переведенной под нагнетание горизонтальной скважине в зоне разрыва, на расстоянии 200-250 м от нее, под углом 30-35° к линии распространения неколлектора в застойных зонах и не превышая расстояния до зон распространения неколлекторов 200-250 м, притом все горизонтальные стволы добывающих скважин проводят в наименее проницаемом прослое и не менее 1,0-1,5 м от подошвы залежи, закачивают вытесняющий агент через нагнетательную горизонтальную скважину с глубокой перфорацией в циклическом режиме: при нагнетании в горизонтальный ствол нагнетательной скважины в течение 2-3 дней, добывающие горизонтальные - в простое, далее нагнетание останавливают и в течение 7 дней ведут добычу добывающими горизонтальными скважинами.