способ разработки залежей нефти с применением разветвленных горизонтальных скважин

Формула изобретения

Способ разработки залежей нефти с применением разветвленных горизонтальных скважин, включающий бурение вертикальных нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие горизонтальные скважины, отличающийся тем, что добывающие скважины строят в виде разветвленных горизонтальных скважин, которые бурят выше уровня водонефтяного контакта - ВНК, а вертикальные - на расстоянии не менее 50 м от забоев разветвленных горизонтальных скважин, производят вторичное вскрытие залежи вертикальных скважин выше и ниже соответствующего забоя горизонтальной скважины, причем вторичное вскрытие вертикальной скважины выше соответствующего забоя производят с большей плотностью вскрываемых отверстий, чем вскрытие ниже соответствующего забоя для создания более равномерного фронта заводнения.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с применением разветвленных горизонтальных скважин.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU № 2434127, МПК Е21В 43/24, опубл. бюл. № 32 от 20.11.2011 г.), включающий бурение вертикальных нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие горизонтальные скважины. Двухустьевую горизонтальную добывающую скважину бурят с использованием одного отклонителя вблизи подошвы продуктивного пласта, а вертикальную нагнетательную скважину - с расположением забоя над средней частью горизонтального участка добывающей скважины на расстоянии, исключающем прорыв теплоносителя, при этом продуктивный пласт условно делят на несколько зон с разными температурными режимами, при закачке теплоносителя по мере прогрева пласта и при достижении предельной обводненности продукции скважин отбор начинают с нижней, более прогретой зоны, после достижения продукции температуры 80-90% от температуры прорыва отбор переносят в зоны более низких температур, изолируя зоны с высокой температурой, близкой к температуре прорыва, глухими пакерами, при повышении температуры в новых зонах отбора зоны отбора перемещают в более холодные зоны с отсечением высокотемпературных зон глухими пакерами, а при снижении температуры до уменьшения текучести ниже необходимого значения зоны отбора переносят в зоны с более высокими температурами, которые ниже 70% температуры прорыва, а пакеры извлекают.

Недостатками способа являются сложность в строительстве двухустьевой горизонтальной скважины, увеличение затрат на строительство скважин для организации теплового воздействия.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU № 2334095, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. № 26 от 20.09.2008 г.), включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Горизонтальный ствол добывающей скважины проводят в 1,5-2,5 м над подошвой продуктивного пласта, горизонтальный ствол перфорируют, выше горизонтального ствола добывающей скважины на 3,5-4,5 м размещают низ вертикальной нагнетательной скважины, перфорированной в интервале 0,5-1,5 м от низа, вертикальную нагнетательную скважину размещают от вертикального ствола добывающей скважины на расстоянии, большем 2/3 длины горизонтального участка добывающей скважины, вплоть до конца горизонтального ствола, при этом в качестве рабочего агента используют пар в чередовании с воздухом.

Основным недостатком известного способа является низкая эффективность процесса вытеснения нефти из-за неравномерного прогрева пласта по всему интервалу горизонтального ствола агентом воздействия.

Техническими задачами настоящего изобретения являются повышение нефтеотдачи, повышение эффективности процесса вытеснения нефти за счет нагнетания рабочего агента выше и ниже гипсометрического положения траектории низа горизонтального ответвления добывающей скважины, увеличение охвата пласта воздействием за счет бурения разветвленных горизонтальных скважин, вовлечение в разработку остаточных запасов нефти.

Техническая задача решается способом разработки залежей нефти с применением разветвленных горизонтальных скважин, включающим бурение вертикальных нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие горизонтальные скважины.

Новым является то, что добывающие скважины строят в виде горизонтально-разветвленных скважин, которые бурят выше уровня водонефтяного контакта (ВНК), а вертикальные - на расстоянии не менее 50 м от забоев разветвленных горизонтальных скважин, производят вторичное вскрытие залежи вертикальных скважин выше и ниже соответствующего забоя горизонтальной скважины, причем вторичное вскрытие вертикальной скважины выше соответствующего забоя производят с большей плотностью вскрываемых отверстий, чем вскрытие ниже соответствующего забоя для создания более равномерного фронта заводнения.

Сущность изобретения.

В предложенном способе решаются задачи повышения эффективности вытеснения нефти, увеличения нефтеизвлечения, повышения темпа отбора, увеличения охвата воздействием по площади и вертикали.

На чертеже представлена схема реализации предлагаемого способа разработки залежей нефти с применением разветвленных горизонтальных скважин, где

1 - участок залежи нефти; 2 - горизонтальная добывающая скважина; 3, 4, 5 - вертикальные нагнетательные скважины; 6 - водонефтяной контакт (ВНК); 7, 7¹ - интервалы перфорации.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

На залежи нефти 1 в продуктивном пласте выше уровня ВНК 6 бурят как минимум одну разветвленную горизонтальную добывающую скважину 2, через которую в дальнейшем производится отбор продукции. На расстоянии не менее 50 м от соответствующих забоев (I, II, III) горизонтальной скважины 2 осуществляют строительство вертикальных нагнетательных скважин 3, 4, 5. В нагнетательных скважинах 3. 4, 5 цементируют затрубное пространство, производят вторичное вскрытие залежи с образованием перфорационных отверстий 7, 7 ¹ выше и ниже гипсометрического положения траектории соответствующего горизонтального ствола добывающей скважины 2, причем вторичное вскрытие 7 вертикальных скважин 3, 4, 5 выше горизонтальных ответвлений (I, II, III) производят с большей плотностью вскрываемых отверстий 7 как минимум в два раза, чем вскрытие 7¹ ниже горизонтальных ответвлений (I, II, III) для создания более равномерного фронта заводнения.

Далее для выравнивания профиля приемистости производят закачку водоизолирующего состава в нагнетательную скважину 3, задавливая в пласт в объеме, необходимом для частичной изоляции водопритока из водонасыщенной части продуктивного пласта залежи 1. Объем приравнивается объему ствола скважины при давлении в затрубье не более 2-3 МПа. Для этого используется или центробежный насос автоцистерны, обеспечивающий давление на выкиде 0,6-1,0 МПа, или передвижной насосный агрегат. Давление должно контролироваться двумя манометрами на 5-10 МПа, установленными на затрубье и на устье скважины.

Далее в нагнетательные скважины 3, 4, 5 подают вытесняющий агент в объеме, определяемом расчетным путем и составляющем 2 м³ на 1 т добываемой нефти. В качестве вытесняющего агента используют воду или подогретый реагент в зависимости от типа коллектора и интервалов вязкости продуктивного пласта. После чего осуществляют отбор продукции.

Пример конкретного выполнения.

Разрабатывают залежь нефти 1 с терригенным коллектором. На залежи имеется высокопродуктивная зона толщиной 50-60 м с температурой 25°C, давлением 13 МПа, нефтенасыщенностью 0,93 д.ед., пористостью 26%, проницаемостью 0,82 мкм², плотностью нефти 911 кг/м³ и вязкостью 56 мПа·с.

На залежи нефти 1 в продуктивном пласте выше уровня ВНК на 25 м пробурили одну разветвленную горизонтальную добывающую скважину 2 длиной основного ствола 400 м. На расстоянии 75 м от соответствующих забоев (I, II, III) горизонтальной скважины 2 осуществляют строительство трех вертикальных нагнетательных скважин 3, 4, 5. В нагнетательных скважинах 3, 4, 5 цементируют затрубное пространство, производят вторичное вскрытие залежи с образованием перфорационных отверстий 7, 7¹ выше и ниже гипсометрического положения траектории соответствующего горизонтального ствола (I, II, III) добывающей скважины 2, причем вторичное вскрытие 7 вертикальных скважин 3, 4, 5 выше горизонтальных ответвлениий (I, II, III) производят с большей плотностью вскрываемых отверстий 7 с частотой 1 м, чем вскрытие 7¹ ниже горизонтальных ответвлений (I, II, III) частотой 3 м для создания более равномерного фронта заводнения. Между интервалами вскрытия установили пакер 6.

Далее для выравнивания профиля приемистости производят закачку водоизолирующего состава в нагнетательную скважину 3, например, полиакриламида, залавливая в пласт в объеме, равном 3 м³.

Далее в нагнетательные скважины 3, 4, 5 подают вытесняющий агент в объеме, определяемом расчетным путем и составляющем 11 м³. После чего осуществляют отбор продукции.

Благодаря применению предложенного способа разработки залежей нефти с применением разветвленных горизонтальных скважин темп отбора нефти увеличивается до 11% от извлекаемых запасов.

Эксплуатация участка рассчитана до достижения проектной нефтеотдачи 0,5. В процессе отработки всего интервала увеличивается охват пласта воздействием, нефтеотдача увеличилась на 16%, дополнительная добыча нефти за весь срок эксплуатации участка составила 246 тыс.т нефти.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу пласта, темп отбора нефти, увеличить охват пласта воздействием, максимально вовлечь в разработку остаточные запасы нефти.