способ разработки нефтяной залежи с использованием горизонтальных нагнетательных скважин

Формула изобретения

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, отличающийся тем, что 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.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи, разбуренной вертикальными и горизонтальными скважинами.

Известен способ разработки неоднородной многопластовой нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины из пластов, на поздней стадии разработки залежи остановку по крайней мере одной скважины, цементировку под давлением ранее перфорированных интервалов и установку в скважине цементного моста с образованием нового искусственного забоя выше интервалов перфорации, с глубины выше верхнего интервала перфорации бурение нового наклонного ствола скважины с переходом на горизонтальный ствол в невыработанном пласте или наклонный ствол, проходящий через несколько невыработанных пластов, расположение новых забоев на расстоянии не менее 50 м от забоев ранее пробуренных скважин, назначение плотности перфорации стволов в невыработанных пластах согласно коллекторским свойствам пластов и отбор нефти из всех вскрытых пластов одновременно [1].

Недостатком известного способа является невысокая нефтеотдача залежи.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой нефти, включающий вскрытие залежи равномерной треугольной сеткой добывающих скважин с формированием площадных 13-точечных элементов разработки с центральной скважиной и по 6 скважин в каждом концентрическом ряду, в центральной скважине забуривание из самостоятельных окон горизонтальных стволов на заданные пачки пластов объекта разработки с протяженностью до 1/3 расстояния между скважинами сетки, отбор продукции и закачку теплоносителя циклически с равным количеством закачиваемого теплоносителя в каждом цикле, осуществление каждого цикла в три этапа: на первом этапе закачка теплоносителя через центральную добывающую скважину и добывающие скважины внешнего кольца, расположенные через одну, а из расположенных между ними остальных добывающих скважин отбор продукции, на втором этапе через центральную скважину отбор продукции и выполнение перевода добывающих скважин внешнего кольца, через которые закачивали теплоноситель, на отбор продукции и перевод добывающих скважин внешнего кольца, через которые отбирали продукцию, на закачку теплоносителя, на третьем этапе отбор продукции из добывающих скважин, через которые закачивали теплоноситель, и отбор продукции из всех остальных добывающих скважин.

Известный способ позволяет разрабатывать нефтяную залежь с отбором основных запасов нефти, однако значительная часть запасов остается в залежи.

В предложенном изобретении решается задача увеличения нефтеотдачи залежи за счет более полного охвата пластов воздействием, вовлечения в разработку ранее неработавших продуктивных зон пластов.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи с использованием горизонтальных нагнетательных скважин, включающем отбор нефти и закачку рабочего агента через горизонтальные скважины в циклическом режиме и отбор нефти через добывающие скважины, согласно изобретению горизонтальные скважины располагают на участке разработки крестообразно со взаимно перпендикулярным расположением горизонтальных скважин, отбор нефти через горизонтальные скважины ведут на начальном этапе разработки 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.

Существенными признаками изобретения являются:

1) отбор нефти и закачка рабочего агента через горизонтальные скважины в циклическом режиме;

2) отбор нефти через добывающие скважины;

3) расположение горизонтальных скважин на участке разработки крестообразно со взаимно перпендикулярным расположением горизонтальных скважин;

4) отбор нефти через горизонтальные скважины на начальном этапе разработки до снижения пластового давления на 10-25%;

5) переведение одной из горизонтальных скважин под нагнетание рабочего агента;

6) нагнетание рабочего агента до достижения рабочим агентом других горизонтальных нагнетательных скважин, расположенных перпендикулярно;

7) перевод под нагнетание рабочего агента горизонтальных скважин, до которых дошел рабочий агент, в циклическом режиме с попеременной закачкой рабочего агента во взаимно перпендикулярные горизонтальные скважины.

Признаки 1-2 являются общими с прототипом, признаки 3-7 являются существенными отличительными признаками изобретения.

При разработке нефтяной залежи часть запасов залежи остается неохваченной воздействием, вследствие чего нефтеотдача залежи остается на невысоком уровне. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующей совокупностью операций.

При разработке нефтяной залежи ведут отбор нефти через добывающие скважины. Горизонтальные скважины располагают на участке разработки крестообразно со взаимно перпендикулярным расположением горизонтальных скважин. Предпочтительное расположение горизонтальных скважин таково, когда напротив центральной части горизонтального ствола одной горизонтальной скважины бурят по обе стороны горизонтальные перпендикулярные стволы других горизонтальных скважин. В плане получается крестообразное расположение горизонтальных скважин. Вокруг горизонтальных скважин располагают вертикальные добывающие скважины. Отбирают нефть через горизонтальные и вертикальные скважины на начальном этапе разработки до снижения пластового давления на 10-25%. Одну из горизонтальных скважин, предпочтительно ту, напротив центральной части горизонтального ствола которой бурят по обе стороны горизонтальные перпендикулярные стволы других горизонтальных скважин, переводят под закачку рабочего агента. Закачку рабочего агента ведут до достижения рабочим агентом других горизонтальных нагнетательных скважин, расположенных перпендикулярно. Обводнившиеся горизонтальные скважины переводят под нагнетание рабочего агента в циклическом режиме с попеременной закачкой рабочего агента во взаимно перпендикулярные горизонтальные скважины.

В качестве рабочего агента может использоваться попутно добываемая пластовая вода.

Пример конкретного выполнения способа

Разрабатывают нефтяную залежь Южно-Киенгопского месторождения. Залежь многопластовая, на залежи выделяют четыре яруса: башкирский, верейский, бобриковский, турнейский. В соответствии с этими ярусами характеристики залежи следующие: глубина залежи 1250, 1525, 1530, 1537 м, тип коллектора карбонатный, кварцевый песчаник и алевролит, кварцевый песчаник и алевролит, карбонатный, пористость 17, 19, 19, 11%, проницаемость 130, 800, 800, 100 мД, средняя нефтенасыщенная толщина 16,2, 4,3, 9,8, 17,6 м, площадь нефтеносности 538,6, 184,5, 479,8, 172,6 га, начальная отметка водонефтяного контакта -1059, -1276, -1343,2, -1349 м, начальное пластовое давление 13, 15,9, 15,9, 15,9 МПа, температура пласта 31, 34,5, 34,5, 35^oC, тип залежи: массивно-слоистый, пластово-сводовый, пластово-сводовый, пластовый, вязкость нефти в пластовых условиях 3,46, 2,44, 2,14, 1,77 Пас, плотность нефти в поверхностных условиях 0,863, 0,835, 0,835, 0,839 г/см³ давление насыщения 9,67, 8,0, 10,47, 11,3 МПа, газовый фактор 16,7, 10, 10, 33 м³/т, содержание серы 1,95, 1,5, 1,5, 1,5%, содержание парафинов 3,9, 3,6, 3,2, 3,3%, содержание смол 7,55, 8,3, 8,0, 6,4%.

Верейский ярус выделяют в отдельный объект разработки.

На чертеже представлена карта размещения скважин верейского горизонта, где 1-7 - горизонтальные скважины, 8-13 - вертикальные добывающие скважины.

При разработке нефтяной залежи ведут отбор нефти через добывающие скважины. Горизонтальные скважины располагают на участке разработки крестообразно со взаимно перпендикулярным расположением горизонтальных скважин. Напротив центральной части горизонтального ствола горизонтальной скважины 1 бурят по обе стороны горизонтальные перпендикулярные стволы 2 и 3 других горизонтальных скважин. В плане получается крестообразное расположение горизонтальных скважин. Горизонтальные скважины 4-7 завершают картину участка разработки. Вокруг горизонтальных скважин располагают вертикальные добывающие скважины 8-13. Отбирают нефть через горизонтальные и вертикальные скважины на начальном этапе разработки до снижения пластового давления на 20%. Горизонтальную скважину 1 переводят под закачку рабочего агента. Закачку рабочего агента ведут до достижения рабочим агентом горизонтальных скважин 2 и 3, расположенных перпендикулярно. Горизонтальные скважины 1-3 переводят под нагнетание рабочего агента в циклическом режиме с попеременной закачкой рабочего агента во взаимно перпендикулярные горизонтальные скважины. В период закачки рабочего агента через горизонтальную скважину 1 останавливают закачку через нагнетательные скважины 2 и 3 и, наоборот, в период закачки рабочего агента через горизонтальные скважины 2 и 3 останавливают закачку рабочего агента через горизонтальную скважину 1. Цикличность закачки рабочего агента составляет: 15 сут закачка, 15 сут остановка. По мере обводненности других горизонтальных скважин осуществляют их перевод под нагнетание рабочего агента с сохранением циклического режима нагнетания.

В качестве рабочего агента используют попутно добываемую пластовую воду.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи на 3-4%.

Источники информации

1. Патент РФ N 2097536, опубл. 1997 г.

2. Патент РФ N 2132942, опубл. 1999 г. - прототип.