способ разработки нефтяной залежи

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи, включающий разбуривание залежи вертикальными и/или наклонно направленными нагнетательными скважинами и размещенными крестообразно со взаимно перпендикулярным расположением стволов горизонтальными добывающими скважинами, закачку рабочего агента через вертикальные и/или наклонно направленные нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие горизонтальные скважины, отличающийся тем, что горизонтальные добывающие скважины выполняют длиной, более чем в 4 раза превышающей расстояние между добывающими и нагнетательными скважинами, так что горизонтальные добывающие скважины вскрывают в начале и в конце ствола нижние пропластки, а в середине ствола - верхние пропластки, в перпендикулярном направлении в начале и в конце ствола горизонтальные добывающие скважины вскрывают верхние пропластки, а в середине ствола - нижние пропластки, при этом горизонтальные добывающие скважины образуют сетку, в центре каждой ячейки которой размещают от 1 до 3 вертикальных и/или наклонно направленных нагнетательных скважин, при этом минимальное расстояние между горизонтальной добывающей скважиной в вертикальной плоскости - 1 м, для отсечения мест прорыва рабочего агента в горизонтальные добывающие скважины предусматривают водонабухающие пакеры.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти в карбонатных и терригенных коллекторах.

Известен способ разработки нефтяной залежи с использованием горизонтальных нагнетательных скважин, включающий отбор нефти, закачку рабочего агента через горизонтальные скважины в циклическом режиме и отбор нефти через добывающие скважины. В известном способе горизонтальные скважины располагают на участке разработки крестообразно со взаимно перпендикулярным расположением горизонтальных скважин, отбор нефти через горизонтальные скважины ведут до снижения пластового давления на 10-25%, одну из горизонтальных скважин переводят под нагнетание рабочего агента, которое ведут до достижения рабочим агентом других горизонтальных нагнетательных скважин, расположенных перпендикулярно, горизонтальные скважины, до которых дошел рабочий агент, переводят под нагнетание рабочего агента в циклическом режиме с попеременной закачкой рабочего агента во взаимно перпендикулярные горизонтальные скважины (патент РФ № 2166070, кл. E21B 43/20, опубл. 27.04.2001).

Недостатком данного способа является невысокая нефтеотдача в связи с недостаточным охватом пласта по толщине, особенно при наличии слоистого коллектора, и большие капитальные затраты на строительство множества горизонтальных скважин.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки нефтяной залежи с использованием горизонтальных нагнетательных скважин, включающий закачку рабочего агента через горизонтальные скважины, размещенные на участке разработки крестообразно со взаимно перпендикулярным расположением горизонтальных скважин, в циклическом режиме с попеременной закачкой рабочего агента во взаимно перпендикулярные горизонтальные скважины и отбор нефти через вертикальные добывающие скважины. В известном способе закачку рабочего агента в горизонтальные нагнетательные скважины ведут с падающим объемом закачки, при этом периодически резко увеличивают объем закачки перед каждым периодом закачки, периодичность резкого увеличения объема и продолжительности периода падающей закачки определяют опытным путем для различных коллекторов по характеру роста обводненности добываемой продукции, причем по мере обводненности вертикальных добывающих скважин выше экономически рентабельной величины разработки нефтяной залежи из них пробуривают дополнительно наклонные стволы перпендикулярно ближайшей нагнетательной горизонтальной скважине и пускают их под нагнетание рабочего агента с сохранением цикличности режима нагнетания (патент РФ № 2465445, кл. E21B 43/20, опубл. 27.10.2012, - прототип).

В известном способе также недостаточный охват пласта по толщине, особенно при наличии слоистого коллектора, что приводит к невысокой нефтеотдаче и большим капитальным затратам на строительство множества горизонтальных скважин. Использование в качестве нагнетательных скважин горизонтальных, а в качестве добывающих - вертикальных, позволяет увеличить охват пласта вытеснением по площади, но снижает темпы отбора нефти и увеличивает скорость обводнения продукции скважин.

В предложенном изобретении решается задача повышения охвата пласта вытеснением как по толщине, так и по площади, увеличения нефтеотдачи продуктивного пласта и повышения темпов отбора нефти.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем разбуривание залежи вертикальными и/или наклонно направленными нагнетательными скважинами и горизонтальными добывающими скважинами, размещенными крестообразно со взаимно перпендикулярным расположением стволов, закачку рабочего агента через вертикальные и/или наклонно направленные нагнетательные скважины и отбор нефти через горизонтальные добывающие скважины, согласно изобретению горизонтальные добывающие скважины выполняют длиной, более чем в 4 раза превышающей расстояние между добывающими и нагнетательными скважинами, так что горизонтальные добывающие скважины вскрывают в начале и в конце ствола нижние пропластки, а в середине ствола - верхние пропластки, в перпендикулярном направлении в начале и в конце ствола горизонтальные добывающие скважины вскрывают верхние пропластки, а в середине ствола - нижние пропластки, при этом горизонтальные добывающие скважины образуют сетку, в центре каждой ячейки которой размещают от 1 до 3 вертикальных и/или наклонно направленных нагнетательных скважин, при этом минимальное расстояние между горизонтальной добывающей скважиной в вертикальной плоскости - 1 м, для отсечения мест прорыва рабочего агента в горизонтальные добывающие скважины предусматривают водонабухающие пакеры.

Сущность изобретения

На нефтеотдачу нефтяной залежи существенное влияние оказывает охват залежи воздействием. Существующие технические решения не в полной мере позволяют отбирать нефть из залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.

На фиг.1 представлено схематическое изображение участка залежи в плане с размещением скважин. На фиг.2 и 3 представлены схемы участка залежи соответственно в профиль и в фас вдоль центральных горизонтальных скважин во взаимно перпендикулярных направлениях с выделением в пласте пропластков коллектора и не коллектора и уровнем водонефтяного контакта (ВНК). Обозначения: 1-4 - вертикальные нагнетательные скважины, 5-10 - горизонтальные добывающие скважины со взаимно перпендикулярным расположением горизонтальных стволов, h -минимальное расстояние между горизонтальными стволами в вертикальной плоскости, 11 - коллектор, 12 - не коллектор, 13 - водонабухающие пакеры, I - верхние нефтенасыщенные пропластки, II - нижние нефтенасыщенные пропластки, z-минимальное расстояние от горизонтального ствола до ВНК.

Способ реализуют следующим образом.

Участок массивной залежи, выделенный по сейсморазведке 2Д и/или 3Д в карбонатных коллекторах (фиг.1) или участок пластово-сводовой залежи в терригенных коллекторах разбуривают вертикальными нагнетательными скважинами 1-4 по редкой квадратной сетке. Уточняют геологическое строение залежи. Строят структурные карты по кровле пластов-коллекторов рассматриваемой залежи и карты общих нефтенасыщенных толщин массивной залежи для карбонатных коллекторов или эффективных нефтенасыщенных толщин в залежах пластово-сводового типа в терригенных отложениях. Строят геологическую и гидродинамическую модели залежи. Далее на основе наиболее оптимальных расчетных на модели данных траекторий скважин между вертикальными нагнетательными скважинами 1-4 бурят горизонтальные добывающие скважины 5-10 со взаимно перпендикулярным расположением горизонтальных стволов. Минимальное расстояние между горизонтальными стволами в местах их пересечения принимают h=1 м. При наличии слоистого коллектора или многопластовой системы дополнительно горизонтальные стволы выполняют по следующей траектории:

- в одном направлении (скважины 5, 6, 7) выполняют со вскрытием в середине ствола верхних пропластков I, а в начале и в конце ствола нижних пропластков II;

- в перпендикулярном направлении (скважины 8, 9, 10) в начале и в конце ствола выполняют со вскрытием верхних пропластков I, в середине ствола - нижних пропластков II;

Минимальное расстояние z от горизонтального ствола до водонефтяного контакта (ВНК) принимают более 3 м для карбонатных пород и более 1,5 м для терригенных (с учетом наличия глинистых перемычек между нефтеносными и водоносными пропластками).

В местах пересечения горизонтальных стволов (узлах) предусматривают водонабухающие пакеры для отсечения мест прорыва воды.

Осуществляют обустройство скважин. Ведут добычу нефти из горизонтальных добывающих скважин 5-10, а нагнетание пластовой воды осуществляют в вертикальные нагнетательные скважины 1-4.

В процессе выработки запасов нефти происходит прорыв воды к горизонтальным добывающим скважинам 5-10 по наиболее проницаемым пропласткам пласта. При обводненности боле 98% добывающей скважины ее останавливают, проводят геофизические исследования, определяют интервалы обводнения по горизонтальному стволу. Далее отсекают обводнившиеся интервалы водонабухающими пакерами и вновь пускают скважину в работу.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка.

Результатом внедрения данного способа является повышение степени нефтеизвлечения и темпов отбора нефти.

Пример конкретного выполнения способа

По сейсморазведке 3Д выделяют участок массивной залежи размером 1500×1500 м (фиг.1), продуктивные пласты которого представлены порово-трещинными карбонатными отложениями башкирского яруса. Пласт слоистый, состоит из 2 нефтенасыщенных пропластков по 4 м каждый, с начальной нефтенасыщенностью 0,554. Вязкость нефти в пластовых условиях 64 мПа·с. Общая толщина пласта 29-32 м. ВНК на глубине 910 м. Начальное пластовое давление 8 МПа. Проницаемость матрицы 30,2 мД, трещин - 500 мД. Пористость матрицы 0,143.

Участок разбуривают вертикальными нагнетательными скважинами 1-4 по редкой квадратной сетке 600×600 м. Уточняют геологическое строение залежи. Строят структурные карты по кровле пластов-коллекторов рассматриваемой залежи и карты общих нефтенасыщенных толщин массивной залежи, геологическую и гидродинамическую модели залежи. Проводят гидродинамические расчеты на модели проектируемых горизонтальных скважин, определяют наиболее оптимальные их траектории. Далее на основе полученных данных между вертикальными нагнетательными скважинами бурят горизонтальные добывающие скважины 5-10 со взаимно перпендикулярным расположением стволов. По вертикали горизонтальные стволы выполняют по следующей траектории:

- в одном направлении (скважины 5, 6, 7) выполняют со вскрытием в середине ствола верхнего пропластка I, а в начале и в конце ствола нижнего II (фиг.2);

- в перпендикулярном направлении (скважины 8, 9, 10) в начале и в конце ствола выполняют со вскрытием верхнего пропластка I, в середине ствола - нижнего пропластка II (фиг.3);

- минимальное расстояние между горизонтальными стволами в местах их пересечения принимают h=1 м;

- расстояние z горизонтального ствола до ВНК принимают более 3 м (с учетом наличия глинистых перемычек между нефтеносными и водоносными пропластками) (фиг.2, 3).

В местах пересечения горизонтальных стволов (узлах) предусматривают водонабухающие пакеры 13 (фиг.1, 2, 3) для отсечения мест прорыва воды.

Осуществляют обустройство скважин. Ведут добычу нефти из горизонтальных добывающих скважин 5-10, а нагнетание пластовой воды осуществляют в вертикальные нагнетательные скважины 1-4.

В процессе выработки запасов нефти происходит прорыв воды к горизонтальным добывающим скважинам 5-10 по наиболее проницаемым пропласткам пласта. При обводненности боле 98% добывающей скважины ее останавливают, проводят геофизические исследования, определяют интервалы обводнения по горизонтальному стволу. Далее отсекают обводнившиеся интервалы водонабухающими пакерами и вновь пускают скважину в работу.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка.

В результате за время разработки, которое ограничили обводнением всех добывающих скважин участка до 98% либо достижением минимально рентабельного дебита нефти по 1 скважине 0,5 т/сут, было добыто с участка 645,4 тыс. м ³ нефти, коэффициент извлечения нефти составил 0,226. По прототипу при прочих равных условиях и с расстоянием между скважинами 300 м было добыто 192,7 тыс. м³ нефти, коэффициент извлечения нефти 0,068. При разработке только вертикальными скважинами с сеткой 300×300 м было добыто 174,4 тыс. м³ нефти, коэффициент извлечения нефти 0,061. Прирост коэффициента извлечения нефти по предлагаемому способу составил 0,158 по сравнению с прототипом и 0,165 по сравнению с разработкой участка только вертикальными скважинами.

Таким образом, предлагаемый способ обеспечивает увеличение коэффициента нефтеизвлечения и повышение темпов отбора нефти.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи нефти.