способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами, включающий проводку в скважине основного транспортного горизонтального ствола в продуктивном пласте, бурение из основного транспортного горизонтального ствола дополнительных ответвленных восходящих стволов в работающие участки пласта и включение скважины в работу по добыче нефти, отличающийся тем, что основной транспортный горизонтальный ствол проводят над уровнем водонефтяного контакта -ВНК, перед бурением восходящих стволов, которые бурят к кровле продуктивного пласта, в основной транспортный горизонтальный ствол закачивают водоизолирующий состав в объеме, позволяющем получить водоизолирующий экран вокруг основного горизонтального ствола диаметром не менее 0,5 м, при этом в качестве водоизолирующего состава закачивают водную суспензию полиакриламида, цементный раствор или тампонирующую композицию, состоящую из водного раствора биополимера и реагента, включающего силикат натрия, при этом тампонирующую композицию и закачиваемый после нее дополнительно химический инициатор структурирования, представляющий собой 20-35%-ный водный раствор хлористого кальция, закачивают в зависимости от приемистости пласта несколькими чередующимися порциями по 2-10 м³, разделенными водным буфером в объеме, который исключает смешивание порций в процессе закачивания, при этом в качестве силиката натрия в тампонирующей композиции используют стекло натриевое жидкое, смешиваемое с водным раствором биополимера, состоящим из 0,2-0,5 мас.% ксантанового биополимера и 0,03-0,3 мас.% бактерицида, в пропорции от 0,8:1 до 1,4:1.

Описание изобретения к патенту

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

Известен способ разработки нефтяного месторождения (патент RU № 1623276, МПК 8 Е21В 43/00, опубл. в бюл. № 33 от 27.11.1999 г.), 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.

Недостатком данного способа является то, что не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с высокой нефтеотдачей вследствие быстрого обводнения добываемой продукции поднимающимися конусами обводнения.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами (патент RU № 2274738, МПК 8 Е21В 43/20, опубл. в бюл. № 11 от 20.04.2006 г.), 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, при этом 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.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, нефтеотдача остается невысокой вследствие преждевременного поднятия конусов подошвенных вод в основной транспортный горизонтальный ствол и к забоям дополнительных восходящих стволов, так как не предусмотрена водоизоляция основного транспортного ствола;

- во-вторых, сложность осуществления способа, так как бурение восходящих дополнительных стволов осуществляют по отметкам, что может привести к ошибочным расчетам.

Задачей изобретения является упрощение осуществления способа и одновременное повышение эффективности разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами за счет снижения обводненности добываемой продукции путем проводки основного транспортного горизонтального ствола выше уровня ВНК и создания водоизолирующего экрана вокруг основного транспортного горизонтального ствола.

Поставленная задача решается способом разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами, включающим проводку в скважине основного транспортного горизонтального ствола в продуктивном пласте, бурение из основного транспортного горизонтального ствола дополнительных ответвленных восходящих стволов в работающие участки пласта и включение скважины в работу по добыче нефти.

Новым является то, что основной транспортный горизонтальный ствол проводят над уровнем водонефтяного контакта (ВНК), перед бурением восходящих стволов, которые бурят к кровле продуктивного пласта, в основной транспортный горизонтальный ствол закачивают водоизолирующий состав в объеме, позволяющем получить водоизолирующий экран вокруг основного горизонтального ствола диаметром не менее 0,5 м, при этом в качестве водоизолирующего состава закачивают водную суспензию полиакриламида, цементный раствор или тампонирующую композицию, состоящую из водного раствора биополимера и реагента, включающего силикат натрия, при этом тампонирующую композицию и закачиваемый после нее дополнительно химический инициатор структурирования, представляющий собой 20-35% водный раствор хлористого кальция, закачивают в зависимости от приемистости пласта несколькими чередующимися порциями по 2-10 м³, разделенными водным буфером в объеме, который исключает смешивание порций в процессе закачивания, при этом в качестве силиката натрия в тампонирующей композиции используют стекло натриевое жидкое, смешиваемое с водным раствором биополимера, состоящим из 0,2-0,5 мас.% ксантанового биополимера и 0,03-0,3 мас.% бактерицида, в пропорции от 0,8:1 до 1,4:1.

На чертеже схематично изображен предлагаемый способ.

Предложенный способ осуществляется следующим образом.

Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами включает проводку в скважине основного транспортного горизонтального ствола 1 в продуктивном пласте 2, причем основной транспортный горизонтальный ствол 1 проводят над уровнем водонефтяного контакта (ВНК) 3, определяемого гидродинамическими исследованиями. Перед бурением дополнительных восходящих стволов 4; 4'; 4"....4 ⁿ из основного транспортного горизонтального ствола 1 в основной транспортный горизонтальный ствол 1 закачивают водоизолирующий состав в объеме, позволяющем получить водоизолирующий экран 5 вокруг основного горизонтального ствола 1 диаметром не менее 0,5 метров, и определяют практическим путем.

В зависимости от проницаемости продуктивного пласта, пластового давления и ожидаемого дебита нефти определяют водоизолирующий состав.

При высокой проницаемости продуктивного пласта 2 (например, от 0,3 мкм² и более) и небольшом пластовом давлении нефти происходит ускоренное подтягивание воды от границы ВНК 3 в основной транспортный горизонтальный ствол 1, поэтому в качестве водоизолирующего состава закачивают водную суспензию полиакриламида, которая не ведет к изменению проницаемости породы по углеводородам, при этом не является физическим блоком и задерживает или блокирует только поток воды в матрице продуктивного пласта 2, не препятствуя притоку нефти в основной транспортный горизонтальный ствол 1.

При небольших пластовых давлениях и большой толщине продуктивного пласта 2 возникает большой перепад давления в дополнительных восходящих стволах 4; 4'; 4" 4ⁿ относительно основного транспортного горизонтального ствола 1, при этом нефть из основного транспортного горизонтального ствола 1 движется к подошве продуктивного пласта 2, т.е. к границе ВНК 3, в связи с чем снижается объем отбора нефти, поэтому в качестве водоизолирующего состава закачивают цементный раствор, чтобы полностью кольматировать продуктивный пласт 2 вокруг основного транспортного горизонтального ствола 1

При больших дебитах нефти для эффективной выработки продуктивного пласта 2 и наиболее эффективной защиты основного транспортного горизонтального ствола 1 от подсасывания воды в качестве водоизолирующего состава закачивают тампонирующую композицию, состоящую из водного раствора биополимера и реагента, включающего силикат натрия. Тампонирующая композиция и закачиваемый после нее дополнительно химический инициатор структурирования представляет собой 20-35% водный раствор хлористого кальция, который закачивают в зависимости от приемистости пласта несколькими чередующимися порциями по 2-10 м³ , разделенными водным буфером в объеме, который исключает смешивание порций в процессе закачивания.

В качестве силиката натрия в тампонирующей композиции используют стекло натриевое жидкое, смешиваемое с водным раствором биополимера, состоящим из 0,2-0,5 мас.% ксантанового биополимера и 0,03-0,3 мас.% бактерицида, в пропорции от 0,8:1 до 1,4:1.

Производят бурение дополнительных восходящих стволов 4; 4'; 4" 4ⁿ, которые бурят к кровле продуктивного пласта 2, и включение скважины в работу по добыче нефти.

Предлагаемый способ прост в применении и не требует проводку дополнительных восходящих стволов по отметкам, при этом повышается эффективность разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами за счет снижения обводненности добываемой продукции путем проводки основного транспортного горизонтального ствола выше уровня ВНК.