способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами, включающий проводку в скважине основного транспортного горизонтального ствола, бурение из основного транспортного горизонтального ствола дополнительных ответвленных стволов в работающие участки пласта и включение скважины в работу по добыче нефти, отличающийся тем, что основной транспортный горизонтальный ствол бурят наклонно через толщу пласта в направлении водонефтяного контакта, дополнительные ответвленные стволы бурят восходящими, отметки забоев дополнительных восходящих ответвленных стволов бурят с понижением отметок их забоев к концу основного транспортного горизонтального ствола, отметку забоя последнего дополнительного ответвленного восходящего ствола назначают, исходя из отношения расстояния по вертикали от нижней точки основного транспортного горизонтального ствола, являющейся одновременно отметкой устья последнего дополнительного ответвленного восходящего ствола, до водонефтяного контакта к расстоянию от забоя последнего дополнительного ответвленного восходящего ствола до водонефтяного контакта, равного 0,3-0,5, отметку забоя первого дополнительного ответвленного восходящего ствола назначают, исходя из отношения расстояния по вертикали от устья первого дополнительного ответвленного восходящего ствола до водонефтяного контакта к расстоянию от забоя первого дополнительного ответвленного восходящего ствола до водонефтяного контакта, равного 0,6-0,8, отметку забоя дополнительного ответвленного восходящего ствола в промежутке между первым и последним дополнительным ответвленным восходящим стволом назначают, исходя из отношения расстояния по вертикали от устья соответствующего дополнительного ответвленного восходящего ствола до водонефтяного контакта к расстоянию от забоя того же дополнительного ответвленного восходящего ствола до водонефтяного контакта, равного 0,3-0,8, основной транспортный горизонтальный ствол снабжают колонной насосно-компрессорных труб с размещением низа колонны насосно-компрессорных труб в нижней точке основного транспортного горизонтального ствола, а отбор нефти производят через дополнительные ответвленные восходящие стволы.

Описание изобретения к патенту

Предлагаемое изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи горизонтальными скважинами.

Известен способ разработки нефтяного месторождения, включающий разбуривание месторождения системой скважин с горизонтальными стволами, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины и добычу нефти через добывающие скважины. Дополнительно проводят дренажные скважины с горизонтальными стволами, размещают их в подошве месторождения с газонапорным режимом или в кровле месторождения с водонапорным режимом, при этом система горизонтальных скважин имеет пересекающиеся или скрещивающиеся в плане стволы, а добывающие скважины гидродинамически связаны с местами пересечения горизонтальных стволов дренажных скважин, закачку вытесняющего агента осуществляют в кровлю месторождения при газонапорном режиме или в подошву месторождения при водонапорном режиме (патент РФ №1623276, кл. Е 21 В 43/20, опубл.1999.11.27).

Известный способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с высокой нефтеотдачей вследствие быстрого обводнения добываемой продукции поднимающимися конусами обводнения.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами, включающий проводку в скважине основного транспортного горизонтального ствола, по всей его длине от его забоя до кровли пласта проведение потокометрии, по данным потокометрии нахождение прилегающих к основному транспортному горизонтальному стволу работающих участков пласта и неработающих участков пласта, затем из основного транспортного горизонтального ствола в неработающие участки пласта бурение ответвленных ниспадающих стволов волнообразного профиля, проведение в них потокометрии, выявление прилегающих к ответвленным ниспадающим стволам волнообразного профиля работающих участков пласта, бурение последующих горизонтальных стволов и дополнительных ответвленных ниспадающих стволов в работающие участки пласта из основного транспортного горизонтального ствола, включение скважин в работу по добыче нефти, при этом включение дополнительных ответвленных ниспадающих стволов в каждой скважине в работу по добыче нефти последовательно, начиная от забоя основного транспортного горизонтального ствола до кровли пласта (патент РФ №2141560, кл. Е 21 В 43/00, опубл.1999.11.20 - прототип).

Известный способ позволяет отобрать из залежи основные запасы нефти, однако при этом нефтеотдача остается невысокой вследствие преждевременного поднятия конусов подошвенных вод к забоям добывающих скважин.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами, включающем проводку в скважине основного транспортного горизонтального ствола, бурение из основного транспортного горизонтального ствола дополнительных ответвленных стволов в работающие участки пласта и включение скважины в работу по добыче нефти, согласно изобретению основной транспортный горизонтальный ствол бурят наклонно через толщу пласта в направлении водонефтяного контакта, дополнительные ответвленные стволы бурят восходящими, отметки забоев дополнительных восходящих ответвленных стволов бурят с понижением отметок их забоев к концу основного транспортного горизонтального ствола, отметку забоя последнего дополнительного ответвленного восходящего ствола назначают исходя из отношения расстояния по вертикали от нижней точки основного транспортного горизонтального ствола, являющейся одновременно отметкой устья последнего дополнительного ответвленного восходящего ствола, до водонефтяного контакта к расстоянию от забоя последнего дополнительного ответвленного восходящего ствола до водонефтяного контакта, равного 0,3-0,5, отметку забоя первого дополнительного ответвленного восходящего ствола назначают исходя из отношения расстояния по вертикали от устья первого дополнительного ответвленного восходящего ствола до водонефтяного контакта к расстоянию от забоя первого дополнительного ответвленного восходящего ствола до водонефтяного контакта, равного 0,6-0,8, отметку забоя дополнительного ответвленного восходящего ствола в промежутке между первым и последним дополнительным ответвленным восходящим стволом назначают исходя из отношения расстояния по вертикали от устья соответствующего дополнительного ответвленного восходящего ствола до водонефтяного контакта к расстоянию от забоя того же дополнительного ответвленного восходящего ствола до водонефтяного контакта, равного 0,3-0,8, основной транспортный горизонтальный ствол снабжают колонной насосно-компрессорных труб с размещением низа колонны насосно-компрессорных труб в нижней точке основного транспортного горизонтального ствола, а отбор нефти производят через дополнительные ответвленные восходящие стволы. Признаками изобретения являются:

1. Проводка в скважине основного транспортного горизонтального ствола;

2. бурение из основного транспортного горизонтального ствола дополнительных ответвленных стволов в работающие участки пласта;

3. включение скважины в работу по добыче нефти;

4. бурение основного транспортного горизонтального ствола наклонно через толщу пласта в направлении водонефтяного контакта;

5. бурение дополнительных ответвленных стволов восходящими;

6. бурение отметок забоев дополнительных восходящих ответвленных стволов с понижением отметок их забоев к концу основного транспортного горизонтального ствола;

7. назначение отметки забоя последнего дополнительного ответвленного восходящего ствола исходя из отношения расстояния по вертикали от нижней точки основного транспортного горизонтального ствола, являющейся одновременно отметкой устья последнего дополнительного ответвленного восходящего ствола, до водонефтяного контакта к расстоянию от забоя последнего дополнительного ответвленного восходящего ствола до водонефтяного контакта, равного 0,3-0,5;

8. назначение отметки забоя первого дополнительного ответвленного восходящего ствола исходя из отношения расстояния по вертикали от устья первого дополнительного ответвленного восходящего ствола до водонефтяного контакта к расстоянию от забоя первого дополнительного ответвленного восходящего ствола до водонефтяного контакта, равного 0,6-0,8;

9. назначение отметки забоя дополнительного ответвленного восходящего ствола в промежутке между первым и последним дополнительным ответвленным восходящим стволом исходя из отношения расстояния по вертикали от устья соответствующего дополнительного ответвленного восходящего ствола до водонефтяного контакта к расстоянию от забоя того же дополнительного ответвленного восходящего ствола до водонефтяного контакта, равным 0,3-0,8;

10. снабжение основного транспортного горизонтального ствола колонной насосно-компрессорных труб с размещением низа колонны насосно-компрессорных труб в нижней точке основного транспортного горизонтального ствола;

11. отбор нефти через дополнительные ответвленные восходящие стволы.

Признаки 1-3 являются общими с прототипом, признаки 4-11 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

При разработке нефтяной залежи с подошвенной водой происходит поднятие конусов воды к забоям добывающих скважин. Вследствие этого наступает обводнение добываемой продукции, захоронение части извлекаемых запасов в продуктивном пласте и снижение конечной нефтеотдачи залежи. Особенно сильный отрицательный эффект такого рода проявляется при поднятии конусов к горизонтальным добывающим скважинам. В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи за счет снижения эффекта конусообразования и преждевременного обводнения горизонтальных добывающих скважин.

На чертеже схематически представлен разрез продуктивного пласта. Основной транспортный горизонтальный ствол 1 бурят наклонно через толщу пласта 2 в направлении водонефтяного контакта 3. Дополнительные ответвленные восходящие стволы 4-7 бурят из основного транспортного горизонтального ствола восходящими с понижением отметок их забоев 8-11 к концу основного транспортного горизонтального ствола 1. Величины h _1-4, h_1-5, h_1-6, h_1-7 определяют соответственно высоты дополнительных ответвленных восходящих стволов 4-7, величины h_2-4, h_2-5 , h_2-6, h_2-7 определяют расстояния от устьев дополнительных ответвленных восходящих стволов до водонефтяного контакта.

Отметку забоя 11 последнего дополнительного ответвленного восходящего ствола 7 назначают исходя из отношения расстояния от нижней точки 12 основного транспортного горизонтального ствола 1, являющейся одновременно устьем дополнительного ответвленного восходящего ствола 7, до водонефтяного контакта 3 h_2-7 к расстоянию от забоя 11 ствола 7 до водонефтяного контакта 3, равному сумме расстояний h_1-7+h_2-7, равного 0,3-0,5:

h_2-7/h_1-7+h _2-7=0,3-0,5.

Отметку забоя 8 первого дополнительного ответвленного восходящего ствола 4 назначают исходя из отношения расстояния от устья дополнительного ответвленного восходящего ствола 4 до водонефтяного контакта 3 h_2-4 к расстоянию от забоя 8 ствола 4 до водонефтяного контакта 3, равному сумме расстояний h_1-4+h_2-4, равного 0,6-0,8:

h_2-4/h_1-4+h_2-4=0,6-0,8.

Отметки забоев дополнительных ответвленных восходящих стволов в промежутке между первым 4 и последним дополнительным ответвленным восходящим стволом 7 назначают исходя из отношения расстояния от устья дополнительного ответвленного восходящего ствола до водонефтяного контакта 3 к расстоянию от забоя ствола до водонефтяного контакта 3, равного 0,3-0,8.

Отметку забоя 9 второго дополнительного ответвленного восходящего ствола 5 назначают исходя из отношения расстояния от устья дополнительного ответвленного восходящего ствола 5 до водонефтяного контакта 3 h_2-5 к расстоянию от забоя 9 ствола 5 до водонефтяного контакта 3, равному сумме расстояний h_1-5+h_2-5, равного 0,5-0,7:

h_2-5/h_1-5+h_2-5=0,5-0,7.

Отметку забоя 10 третьего дополнительного ответвленного восходящего ствола 6 назначают исходя из отношения расстояния от устья дополнительного ответвленного восходящего ствола 6 до водонефтяного контакта 3 h_2-6 к расстоянию от забоя 10 ствола 6 до водонефтяного контакта 3, равному сумме расстояний h_1-6+h_2-6 , равного 0,4-0,6:

h_2-6/h_1-6 +h_2-6=0,4-0,6.

Основной транспортный горизонтальный ствол снабжают колонной насосно-компрессорных труб (не показана) с размещением низа колонны насосно-компрессорных труб в нижней точке 12 основного транспортного горизонтального ствола 1. Отбор нефти производят через дополнительные ответвленные восходящие стволы 4-7 и подают на дневную поверхность по колонне насосно-компрессорных труб.

В результате поднятия конусов воды обводнение забоев всех дополнительных ответвленных восходящих стволов происходит приблизительно одновременно. Основное поднятие конуса обводнения наступает около основного ствола (вертикального) скважины. Поэтому забой первого дополнительного ответвленного восходящего ствола поднят выше остальных. При описанном расположении забоев выработка участка продуктивного пласта происходит максимально равномерно, а поднятие конусов воды - в соответствии с линией размещения забоев дополнительных ответвленных восходящих стволов. Размещение низа колонны насосно-компрессорных труб в нижней точке основного транспортного горизонтального ствола способствует отбору нефти и загрязнений из основного транспортного горизонтального ствола и его очистке.

Пример конкретного выполнения способа

Разрабатывают нефтяную залежь Ромашкинского месторождения со следующими характеристиками: средняя глубина залегания 892 м, тип залежи массивный, коллектор карбонатный, средняя общая толщина 22 м, пористость 0,141, средняя насыщенность нефтью 0,79, проницаемость 0,145 мкм², пластовая температура 23°С, пластовое давление 7,4 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях 52,9 мПа·С, плотность нефти в пластовых условиях 0,884 т/м ³, давление насыщения нефти газом 1,3 МПа, газосодержание нефти 4,7 м³/т, вязкость воды в пластовых условиях 1,1 мПа·С, плотность воды 1,036 кг/м³.

Залежь разрабатывают заводнением. Закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины и отбирают нефть через добывающие скважины.

В добывающей скважине бурят основной транспортный горизонтальный ствол 1 наклонно через толщу пласта 2 в направлении водонефтяного контакта 3 длиной 300 м. Из него бурят дополнительные ответвленные восходящие стволы 4-7 через 75 м каждый с понижением их забоев к концу основного транспортного горизонтального ствола 1.

Отметку забоя 8 первого дополнительного ответвленного восходящего ствола 4 назначают исходя из отношения расстояния от устья дополнительного ответвленного восходящего ствола 4 до водонефтяного контакта 3 h_2-4=7 м к расстоянию от забоя 8 ствола 4 до водонефтяного контакта 3, равному сумме расстояний h_1-4 (3 м) + h_2-4 (7 м), равного 0,7:

h_2-4/h _1-4+h_2-4=7/(3+7)=0,7.

Отметку забоя 9 второго дополнительного ответвленного восходящего ствола 5 назначают исходя из отношения расстояния от устья дополнительного ответвленного восходящего ствола 5 до водонефтяного контакта 3 h_2-5 =6 м к расстоянию от забоя 9 ствола 5 до водонефтяного контакта 3, равному сумме расстояний h_1-5 (4 м) + h_2-5 (6 м), равного 0,6:

h_2-5/h_1-5 +h_2-5=6/(4+6)=0,6.

Отметку забоя 10 третьего дополнительного ответвленного восходящего ствола 6 назначают исходя из отношения расстояния от устья дополнительного ответвленного восходящего ствола 6 до водонефтяного контакта 3 h_2-6 =5 м к расстоянию от забоя 10 ствола 6 до водонефтяного контакта 3, равному сумме расстояний h_1-6 (5 м) + h_1-6 (5 м), равного 0,5:

h_2-6/h_1-6 +h_2-6=5/(5+5)=0,5.

Отметку забоя 11 последнего дополнительного ответвленного восходящего ствола 7 назначают исходя из отношения расстояния от нижней точки 12 основного транспортного горизонтального ствола 1, являющейся одновременно устьем дополнительного ответвленного восходящего ствола 7, до водонефтяного контакта 3 h_2-7=4 м к расстоянию от забоя 11 ствола 7 до водонефтяного контакта 3, равному сумме расстояний h_1-7 (6 м) + h_2-7 (4 м), равного 0,4:

h_2-7/h _1-7+h_2-7=4/(6+4)=0,4.

Основной транспортный горизонтальный ствол снабжают колонной насосно-компрессорных труб с размещением низа колонны насосно-компрессорных труб в нижней точке 12 основного транспортного горизонтального ствола 1. Отбор нефти производят через дополнительные ответвленные восходящие стволы 4-7 и подают на дневную поверхность по колонне насосно-компрессорных труб.

В результате поднятия конусов воды обводнение забоев всех дополнительных ответвленных ниспадающих стволов происходит приблизительно одновременно. Вследствие этого безводный период добычи нефти составил 1,5 года вместо 1 года как у горизонтальных скважин аналогичного типа (по прототипу). Нефтеотдача участка залежи составила 48%, тогда как по оценке для участка со скважиной аналогичного типа (по прототипу) нефтеотдача составляет 40%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.