способ разработки узких нефтяных оторочек

Формула изобретения

1. Способ разработки узких нефтяных оторочек, включающий отбор нефти через систему горизонтальных добывающих скважин, отличающийся тем, что стволы горизонтальных добывающих скважин бурят перпендикулярно контурам газоносности и нефтеносности и располагают вблизи средней части оторочки, причем соседние скважины забуривают в нефтяную оторочку в противоположных направлениях и, если одну из них направляют от водонефтяного контура по восходящей траектории к газонефтяному контакту, то соседнюю направляют от газонефтяного контура по нисходящей траектории к водонефтяному контакту, а точки входа горизонтального ствола в продуктивный пласт располагают на кривой, близкой к синусоиде, описываемой общим уравнением

Y = Asin(x),

где А - расстояние от середины оторочки до точки входа горизонтальной скважины в продуктивный пласт;

коэффициент растяжения, учитывающий степень растяжения или сжатия синусоиды;

расстояние между горизонтальными скважинами;

L_д - длина контура газоносности;

L₀ - длина контура нефтеносности;

n - количество скважин.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что по мере продвижения газонефтяного и водонефтяного контактов к горизонтальному стволу скважины, обводнившиеся и загазованные участки горизонтальных стволов скважин отсекают, например, путем установки цементных мостов.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке низкопродуктивных нефтегазовых залежей с узкими нефтяными оторочками.

Известно, что традиционная эксплуатация нефтяных оторочек системой вертикальных скважин характеризуется крайне неустойчивыми дебитами нефти из-за быстрого загазовывания скважин конусом вышележащего газа и обводнения подошвенной водой, что приводит к снижению нефтеотдачи. Для предотвращения быстрого прорыва газа применяют барьерное заводнение, заключающееся в нагнетании воды в газовую шапку над газонефтяным контактом через систему вертикальных нагнетательных скважин [1].

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки нефтяных оторочек горизонтальными скважинами [2]. Такой способ позволяет повысить эффективность разработки подобных объектов по сравнению с использованием вертикальных скважин за счет увеличения начальных дебитов нефти и периода безводной и безгазовой эксплуатации скважин. Однако его недостаток в том, что после прорыва газа или воды в горизонтальный ствол происходит быстрое падение продуктивности скважины, предотвратить которое путем применения обычных геолого-технических мероприятий практически невозможно.

Целью предлагаемого изобретения является увеличение эффективности разработки узких низкопродуктивных нефтяных оторочек за счет повышения продуктивности добывающих скважин и возможности осуществления мероприятий по продлению периода безводной и безгазовой добычи нефти.

Цель достигается за счет отбора нефти через систему горизонтальных добывающих скважин, которые определенным образом размещают в пределах оторочки, что позволяет максимально задействовать естественный режим пласта, связанный с газовой шапкой и водонапорной системой, а также обеспечивают возможность изоляции обводненных и загазованных участков горизонтальных стволов скважин. Горизонтальные скважины бурят перпендикулярно контурам газоносности и нефтеносности и располагают вблизи средней части оторочки. При этом соседние скважины забуривают в нефтяную оторочку в противоположных направлениях, причем, если одну из них направляют от водонефтяного контура по восходящей траектории к газонефтяному контакту, то соседнюю направляют от газонефтяного контура по нисходящей траектории к водонефтяному контакту. Точки входа горизонтального ствола в продуктивный пласт располагают на кривой, близкой к синусоиде (см. чертеж), описываемой общим уравнением

Y = Asin(X),

где A - расстояние от середины оторочки до точки входа горизонтальной скважины в продуктивный пласт;

коэффициент растяжения, учитывающий степень растяжения или сжатия синусоиды.

- расстояние между горизонтальными скважинами;

L_g - длина контура газоносности;

L₀ - длина контура нефтеносности;

n - количество скважин.

При этом величина A определяет степень перекрытия соседних горизонтальных стволов скважин в плане относительно друг друга и зависит от ширины оторочки. Чем шире оторочка, тем меньше может быть A, сокращаясь в пределе до нуля.

Длина горизонтальных стволов скважин (L) и расстояние между ними (T) устанавливают в зависимости от геологического строения объекта разработки, количества и проектной продуктивности скважин, обеспечивающей рентабельность разработки узкой нефтяной оторочки. Оптимальную длину горизонтальных стволов скважин рассчитывают с учетом необходимых начальных дебитов, обеспечивающих эффективный процесс разработки с равномерным стягиванием контуров нефтеносности и газоносности, исключающим преждевременное обводнение и прорыв газа. Такой подход дает возможность на первом этапе получить максимальные дебиты нефти, которые будут постепенно уменьшаться за счет сокращения длины горизонтального ствола скважины по мере отключения его загазованных и обводнившихся участков, обеспечив с самого начала рентабельную разработку нефтяных оторочек.

На чертеже приведена схема расположения горизонтальных скважин в узкой нефтяной оторочке.

Предлагаемое расположение горизонтальных скважин на площади и в разрезе позволяет более эффективно разрабатывать узкие нефтяные оторочки, обеспечивать равномерное стягивание контуров газоносности и нефтеносности и продлять безгазовую и безводную добычу нефти за счет постепенного уменьшения длины горизонтального ствола скважины по мере отключения его загазованных и обводнившихся участков путем установки цементных мостов, пакеров, закачки химических реагентов и др.

При необходимости поддержания пластового давления на первоначальном уровне и предотвращения перемещения газонефтяного контакта наряду с предлагаемой системой размещения добывающих скважин может быть организовано барьерное заводнение путем нагнетания воды в газонефтяную переходную зону через систему нагнетательных скважин, которые могут быть как вертикальными, так и горизонтальными.

Признаками изобретения являются:

- способ размещения горизонтальных стволов скважин по площади нефтяной оторочки;

- способ размещения горизонтальных стволов скважин в продуктивном разрезе.

Пример конкретного использования

Нефтяная оторочка верейской нефтегазовой залежи Лудошурского месторождения имеет ширину 700-900 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 3,6 до 8,8 м, составляя в среднем 4,5 м. Средний коэффициент удельной продуктивности вертикальных скважин по нефти при испытании составлял 0,27 м³/(сутМПам). Расчетный средний дебит вертикальных скважин равен 4,4 м³/сут. Динамическая вязкость нефти в пластовых условиях 26,4 мПас, проницаемость пород 0,055 мкм², пористость 0,158. Коэффициент расчлененности 2,82; коэффициент эффективности толщины ("песчанистости") 0,465. Разработка этого объекта самостоятельной сеткой скважин экономически нерентабельна. Проектными документами предусмотрена его эксплуатация возвратным фондом скважин с нижележащих объектов разработки, что в современных условиях также экономически невыгодно. Реализация предлагаемого способа разработки узких нефтяных оторочек, предусматривающего бурение в пределах данного объекта 16 боковых горизонтальных стволов длиной 100-120 м (эффективная длина составит 56 м) на расстоянии 250-350 м от контуров газоносности и нефтеносности и 500 м друг от друга, позволяет перевести его в разряд экономически рентабельных. Это происходит за счет увеличения начальных дебитов горизонтальных скважин по сравнению с вертикальными в 2,32 раза (в среднем до 10,1 м³/сут) и роста темпов разработки оторочки.

Источники информации, принятые во внимание при составлении заявки

1. Сургучев М. Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. -М.: Недра. - 1985. - 308 с.

2. Алиев З. С. , Шеремет В.В. Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших газовые и газонефтяные пласты.- М.: Недра. - 1995. - 131 с. -прототип.