Способ разработки многопластовой залежи нефти с круговой добывающей скважиной в середине элемента Российский патент 2025 года по МПК E21B43/20 E21B43/30 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 многопластовой залежи нефти (патент RU № 2613669, МПК Е21В 43/20, Е21В 43/14, опубл. 21.03.2017 г., Бюл. № 9), включающий определение участков многопластовой залежи, где пластовое давление каждого пропластка исключает гидродинамическую связь между ними при сообщении, осуществляют бурение вертикальных нагнетательных скважин в центральной части участка залежи и добывающих скважин по периметру внутри участка залежи, при этом нагнетательные скважины строят вертикальными, а добывающие - наклонными так, чтобы профиль приемистости по всем пропласткам от нагнетательной скважины к близлежащим добывающим скважинам был равномерным.

Недостатком данного способа является то, что нагнетательная скважина на залежи вертикальная, поэтому будет неравномерное вытеснение нефти водой по вертикали залежи и неравномерная выработка запасов нефти из пропластков с неоднородным разрезом, где наиболее проницаемые пропластки нефти вырабатываются интенсивнее.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки неоднородной нефтяной залежи с водонефтяными зонами, включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин с вертикальными и горизонтальными стволами при определенном размещении в продуктивном пласте, закачку вытесняющей жидкости и добычу продукции (патент РФ № 2282022, МПК Е21В 43/20, опубл. 20.08.2006 г., Бюл. № 23).

Недостатком данного способа является то, что не учитывается положение пропластков в продуктивном пласте, вытеснение нефти в элементе в целом будет неравномерным.

Техническими задачами предлагаемого изобретения являются повышение эффективности выработки (повышение КИН) многопластовой залежи нефти, пропластки которой 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
многопластовой залежи нефти с круговой добывающей скважиной в середине элемента, включающим бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку вытесняющего агента, замеры добычи нефти и воды.

Новым является то, что проводят геофизические исследования в скважинах и по результатам определяют участок многопластовой залежи с пропластками, совпадающими в структурном плане, определяют пластовые давления у каждого из пропластков, исключают гидродинамическую связь между ними при сообщении, затем в центральной части элемента участка залежи осуществляют бурение круговой добывающей скважины с входом в пласт и набором угла 3,5-4,5°, по гидродинамическому моделированию предусматривающем бурение наклонных нагнетательных скважин по углам элемента и круговой добывающей скважины в середине элемента с выходом на радиус, описывающей окружности 250 м и с отходом от нагнетательных скважин элемента, расположенных по углам элемента не более 130 м от них, с глубокой перфорацией, причем каждое перфорационное отверстие отстоит от предыдущего не более чем на 10 м, при этом забой скважины максимально приближен к круговому стволу и не более чем на 30-50 м от него, имея в таком случае не менее 47 отверстий, расположенных равномерно вдоль ствола скважины по спирали глубиной 2 м и каждое с меняющимся направлением перфорации по мере углубления ствола добывающей скважины, проводят геофизические исследования ствола добывающей скважины, проведенные после окончания ее бурения так, что в верхнем и/или верхних пропластках ориентируют перфорационное и/или перфорационные отверстия вниз под углом к стволу скважины не более 60°, а в следующих пропластках изменяют угол до выполаживания на горизонталь и в дальнейшем подъема направления перфорационного отверстия на выше залегающий и/или вышезалегающие пропластки, сохраняя от точки входа до забоя радиус круговой скважины 250 м, причем забой скважины максимально приближен к круговому стволу и не более чем на 30-50 м от него, расстояние от нагнетательной до ствола круговой скважины не менее 130 м, при этом наклонные нагнетательные скважины бурят так, чтобы профиль приемистости по всем пропласткам от нагнетательной скважины к близлежащим добывающим скважинам был равномерным, в том случае, когда верхний пропласток имеет меньшую проницаемость, а нижний пропласток имеет большую проницаемость нагнетательная скважина строится с удалением по мере углубления от кругового ствола добывающей скважины, а когда верхний пропласток имеет большую проницаемость, а нижний пропласток имеет меньшую проницаемость, нагнетательная скважина строится с приближением по мере углубления к круговому стволу добывающей скважины, после чего осуществляют закачку вытесняющей жидкости в каждый пропласток через нагнетательные скважины и добычу продукции залежи из каждого пропластка через круговую добывающую скважину.

На фиг. показана схема способа разработки многопластовой залежи нефти с круговой добывающей скважиной в середине элемента.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Проводят геофизические исследования в скважинах и по результатам определяют участок многопластовой залежи с пропластками, совпадающими в структурном плане. Определяют пластовые давления у каждого из пропластков, исключают гидродинамическую связь между ними при сообщении.

В центральной части элемента участка залежи осуществляют бурение круговой добывающей скважины 1 (фиг.) с входом в пласт и набором угла 3,5° - 4,5°, по гидродинамическому моделированию предусматривающем бурение наклонных нагнетательных скважин по углам элемента и круговой добывающей скважины в середине элемента с выходом на радиус, описывающей окружности 250 м и с отходом от нагнетательных скважин элемента, расположенных по углам элемента не более 130 м от них, с глубокой перфорацией, причем каждое перфорационное отверстие отстоит от предыдущего не более чем на 10 м, при этом забой скважины максимально приближен к круговому стволу и не более чем на 30-50 м от него, имея в таком случае не менее 47 отверстий, расположенных равномерно вдоль ствола скважины по спирали глубиной 2 м и каждое с меняющимся направлением перфорации по мере углубления добывающего ствола, проводят геофизические исследования ствола добывающей скважины, проведенные после окончания ее бурения так, что в верхнем и/или верхних пропластках ориентируют перфорационное и/или перфорационные отверстия вниз под углом к стволу скважины не более 60°, а в следующих пропластках изменяют угол до выполаживания на горизонталь и в дальнейшем подъема направления перфорационного отверстия на выше залегающий и/или вышезалегающие пропластки, сохраняя от точки входа до забоя радиус круговой скважины 250 м, причем забой скважины максимально приближен к круговому стволу и не более чем на 30-50 м от него, а расстояние от нагнетательной до ствола круговой скважины не менее 130 м.

При этом наклонные нагнетательные скважины бурят так, чтобы профиль приемистости по всем пропласткам от нагнетательной скважины к близлежащим добывающим скважинам был равномерным.

В том случае, когда верхний пропласток имеет меньшую проницаемость, а нижний пропласток имеет большую проницаемость, нагнетательная скважина строится с удалением по мере углубления от кругового ствола добывающей скважины. В том случае, когда верхний пропласток имеет большую проницаемость, а нижний пропласток имеет меньшую проницаемость, нагнетательная скважина строится с приближением по мере углубления к круговому стволу добывающей скважины.

После чего осуществляют закачку вытесняющей жидкости в каждый пропласток через нагнетательные скважины 2 (фиг.) и добычу продукции залежи из каждого пропластка через круговую добывающую скважину 1 (фиг.).

Пример конкретного выполнения.

Разрабатывают многопластовую нефтяную залежь с характеристиками: коллектор неоднородный, средняя глубина 1196 м, начальное пластовое давление 12,0 МПа, проницаемость пропластков 0,184-0,521 мкм², нефтенасыщенность в пределах 76-84 %. Нефтенасыщенная толщина продуктивного пласта 14 м.

Проводят геофизические исследования и выделяют участок залежи с разнопроницаемыми пропластками. Проводят замеры пластовых давлений, которые показывают, что пропластки гидродинамически не связаны.

Проводят бурение и строительство круговой добывающей скважины 1 (фиг.) в центральной части участка залежи с входом в пласт и набором угла 4,5° на 10 метров с выходом на радиус, описывающей окружности 250 м и с отходом от нагнетательных скважин элемента, расположенных по углам элемента и не более 130 м от них, с глубокой перфорацией, причем каждое перфорационное отверстие отстоит от предыдущего не более чем на 10 м, причем забой скважины максимально приближен к круговому стволу на 40 м от него, имея в таком случае не менее 47 отверстий, расположенных равномерно вдоль ствола скважины по спирали глубиной 2 м и каждое с меняющимся направлением перфорации по мере углубления добывающего ствола, контролируя по ГИС ствол скважины, проведенных после окончания ее бурения так, что в верхнем и/или верхних пропластках перфорационное и/или перфорационные отверстия сориентированы вниз под углом к стволу скважины на 50°, в следующих пропластках угол выполаживается до горизонтали и в дальнейшем поднимается на выше залегающий и/или вышезалегающие пропластки, сохраняя от точки входа до забоя радиус круговой скважины 250 м, причем забой скважины максимально приближен к круговому стволу на 40 м, расстояние от нагнетательной до ствола круговой скважины не менее 130 м для предотвращения прорыва нагнетательного агента к добывающим перфорационным шипам ствола и к самому добывающему стволу и возможности максимальной выработки нефти из элемента путем закачки вытесняющего агента в вертикальные и/или наклонные нагнетательные скважины, расположенные по углам элемента.

Проводят бурение и строительство наклонных нагнетательных скважин 2 (фиг.) по углам элемента на участке залежи.

При этом наклонные нагнетательные бурят так, чтобы профиль приемистости по всем пропласткам от нагнетательной скважины к близлежащим добывающим скважинам был равномерным.

В случае, когда проницаемость верхнего пропластка составляет 0,184 мкм², проницаемость нижнего пропластка - 0,521 мкм² ствол наклонной нагнетательной скважины строится с удалением по мере углубления от кругового ствола добывающей скважины. В случае, когда верхний пропласток 0,495 мкм², нижний - 0,196 мкм² ствол наклонной нагнетательной скважины строится с приближением к круговому стволу добывающей скважины по мере углубления.

Запускают в работу нагнетательные скважины с закачкой вытесняющей жидкости. Ведут добычу продукции участка залежи через круговую добывающую скважину.

Благодаря использованию предлагаемого способа осуществляется максимальное дренирование продуктивного пласта по разрезу путем увеличения объема дренируемой породы вокруг кругового ствола добывающей скважины с использованием глубокой перфорации в центре элемента, обеспечивая равномерный профиль приемистости по всем пропласткам и максимальную выработку запасов на участке залежи.

Изобретение относится к способу разработки многопластовой залежи нефти с круговой добычей скважиной в середине. Техническим результатом является повышение эффективности выработки многопластовой залежи нефти и увеличение профилей приемистости низкопроницаемых пропластков. Способ включает проведение геофизических исследований в скважинах и по результатам определяют участок многопластовой залежи с пропластками, совпадающими в структурном плане. Определяют пластовые давления у каждого из пропластков, исключают гидродинамическую связь между ними при сообщении. В центральной части участка залежи осуществляют бурение круговой добывающей скважины с входом в пласт под углом 3,5-4,5°, по гидродинамическому моделированию предусматривающем бурение наклонных нагнетательных скважин по углам элемента и круговой добывающей скважины в середине элемента с выходом на радиус описывающей окружности 250 м и с отходом от нагнетательных скважин элемента, расположенных по углам элемента не более 130 м от них, с глубокой перфорацией. Каждое перфорационное отверстие отстоит от предыдущего не более чем на 10 м. Забой скважины максимально приближен к круговому стволу и не более чем на 30-50 м от него, имея в таком случае не менее 47 отверстий, расположенных равномерно вдоль ствола скважины по спирали глубиной 2 м и каждое с меняющимся направлением перфорации по мере углубления добывающего ствола. Проводят геофизические исследования ствола добывающей скважины, проведённые после окончания её бурения так, что в верхнем и/или верхних пропластках ориентируют перфорационное и/или перфорационные отверстия вниз под углом к стволу скважины не более 60°. В следующих пропластках изменяют угол до выполаживания на горизонталь и в дальнейшем подъёма направления перфорационного отверстия на вышезалегающий и/или вышезалегающие пропластки, сохраняя от точки входа до забоя радиус круговой скважины 250 м. Забой скважины максимально приближен к круговому стволу и не более чем на 30-50 м от него, а расстояние от нагнетательной до ствола круговой скважины не менее 130 м. Наклонные нагнетательные скважины бурят так, чтобы профиль приемистости по всем пропласткам от нагнетательной скважины к близлежащим добывающим скважинам был равномерным. В случае когда верхний пропласток имеет меньшую проницаемость, а нижний пропласток имеет большую проницаемость, нагнетательная скважина строится с удалением по мере углубления от кругового ствола добывающей скважины. В случае когда верхний пропласток имеет большую проницаемость, а нижний пропласток имеет меньшую проницаемость, нагнетательная скважина строится с приближением по мере углубления к круговому стволу добывающей скважины. После чего осуществляют закачку вытесняющей жидкости в каждый пропласток через нагнетательные скважины и добычу продукции залежи из каждого пропластка через круговую добывающую скважину. 1 ил.

Способ разработки многопластовой залежи нефти с круговой добывающей скважиной в середине элемента, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку вытесняющего агента, замеры добычи нефти и воды, отличающийся тем, что проводят геофизические исследования в скважинах и по результатам определяют участок многопластовой залежи с пропластками, совпадающими в структурном плане, определяют пластовые давления у каждого из пропластков, исключают гидродинамическую связь между ними при сообщении, затем в центральной части элемента участка залежи осуществляют бурение круговой добывающей скважины с входом в пласт и набором угла 3,5-4,5°, по гидродинамическому моделированию предусматривающем бурение наклонных нагнетательных скважин по углам элемента и круговой добывающей скважины в середине элемента с выходом на радиус описывающей окружности 250 м и с отходом от нагнетательных скважин элемента, расположенных по углам элемента не более 130 м от них, с глубокой перфорацией, причём каждое перфорационное отверстие отстоит от предыдущего не более чем на 10 м, при этом забой скважины максимально приближен к круговому стволу и не более чем на 30-50 м от него, имея в таком случае не менее 47 отверстий, расположенных равномерно вдоль ствола скважины по спирали глубиной 2 м и каждое с меняющимся направлением перфорации по мере углубления ствола добывающей скважины, проводят геофизические исследования ствола добывающей скважины, проведённые после окончания её бурения так, что в верхнем и/или верхних пропластках ориентируют перфорационное и/или перфорационные отверстия вниз под углом к стволу скважины не более 60°, а в следующих пропластках изменяют угол до выполаживания на горизонталь и в дальнейшем подъёма направления перфорационного отверстия на вышезалегающий и/или вышезалегающие пропластки, сохраняя от точки входа до забоя радиус круговой скважины 250 м, причём забой скважины максимально приближен к круговому стволу и не более чем на 30-50 м от него, расстояние от нагнетательной до ствола круговой скважины не менее 130 м, при этом наклонные нагнетательные скважины бурят так, чтобы профиль приемистости по всем пропласткам от нагнетательной скважины к близлежащим добывающим скважинам был равномерным, в том случае, когда верхний пропласток имеет меньшую проницаемость, а нижний пропласток имеет большую проницаемость нагнетательная скважина строится с удалением по мере углубления от кругового ствола добывающей скважины, а когда верхний пропласток имеет большую проницаемость, а нижний пропласток имеет меньшую проницаемость, нагнетательная скважина строится с приближением по мере углубления к круговому стволу добывающей скважины, после чего осуществляют закачку вытесняющей жидкости в каждый пропласток через нагнетательные скважины и добычу продукции залежи из каждого пропластка через круговую добывающую скважину.