способ разработки нефтяной залежи с водонефтяными зонами

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи с водонефтяными зонами, включающий строительство, по крайней мере, одной скважины с горизонтальным участком, нагнетание жидкости и отбор продукции пласта, отличающийся тем, что определяют участок залежи в виде нефтеносной линзы и уровень водонефтяного контакта - ВНК, скважину строят с горизонтальным участком, размещаемым ниже уровня ВНК, и восходящим забоем, располагаемым выше уровня ВНК, после чего производят вскрытие пласта двух участков скважины, размещенных выше уровня ВНК, и горизонтального участка, изоляцию горизонтального участка от участка вскрытия, расположенного выше уровня ВНК, со стороны устья скважины, после чего осуществляют отбор продукции пласта из вскрытого участка, расположенного выше уровня ВНК, со стороны устья, а нагнетание жидкости из горизонтального участка в участок вскрытия, расположенного выше уровня ВНК, со стороны забоя за счет разряжения, создаваемого отбором продукции пласта выше уровня ВНК.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с водонефтяными зонами.

Известен способ разработки (патент RU № 2196885, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.01.2003 г.) нефтяного месторождения в карбонатных коллекторах трещиноватого типа, включающий разбуривание месторождения системой скважин с вертикальными и горизонтальными стволами. Нагнетательную скважину бурят с вертикальным стволом и вскрывают нижнюю подошвенную часть пласта, а добывающую скважину с горизонтальным стволом располагают в кровельной части продуктивного пласта. В нагнетательную скважину закачивают тампонирующий раствор, а добывающую скважину на время закачки останавливают, причем закачку тампонирующего раствора производят при давлении, превышающем давление раскрытия вертикальных трещин.

Недостатками известного способа являются низкая эффективность при эксплуатации обводненных залежей, конусообразование, способствующее быстрому обводнению добываемой продукции.

Известен способ разработки (патент RU № 2387812, МПК Е21В 43/16, опубл. 27.04.2010 г.) нефтяной залежи с водонефтяными зонами, включающий бурение, по крайней мере, одной горизонтальной добывающей и нагнетательной скважин, размещением добывающей горизонтальной скважины параллельно водонефтяного контакта на расстоянии, позволяющем ввести скважину в эксплуатацию с безводным периодом, нагнетательную вертикальную или горизонтальную скважину размещают над добывающей скважиной в кровельной части продуктивного пласта и ведут закачку вытесняющего агента с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды.

Недостатками известного способа являются большие затраты на строительство добывающих и нагнетательных скважин, низкая эффективность при разработке нефтяной залежи с водонефтяными зонами вследствие низкого охвата пласта агентом нагнетания.

Техническими задачами предлагаемого способа являются повышение степени выработки запасов нефти, экономия средств на строительство дополнительных скважин, достижение полной выработки продуктивного пласта.

Техническая задача решается способом разработки нефтяной залежи с водонефтяными зонами, включающим строительство одной скважины с горизонтальным участком, нагнетание жидкости и отбор продукции пласта.

Новым является то, что определяют участок залежи в виде нефтеносной линзы и уровень водонефтяного контакта (ВНК), скважину строят с горизонтальным участком, размещаемым ниже уровня ВНК, и восходящим забоем, располагаемым выше уровня ВНК, после чего производят вскрытие пласта двух участков скважины, размещенных выше уровня ВНК, и горизонтального участка, изоляцию горизонтального участка от участка вскрытия, расположенного выше уровня ВНК, со стороны устья скважины, после чего осуществляют отбор продукции пласта из вскрытого участка, расположенного выше уровня ВНК, со стороны устья, а нагнетание жидкости из горизонтального участка в участок вскрытия, расположенного выше уровня ВНК, со стороны забоя за счет разрежения создаваемого отбором продукции пласта выше уровня ВНК.

На чертеже показана схема реализации способа.

На чертеже показано: горизонтальная скважина 1; нефтеносная линза 2; пакер или цементный мост 3; зона разрежения 4; водонефтяной контакт (ВНК) 5;

устье скважины 6; забой скважины 7; 8 и 8' - интервалы вскрытия пласта 2 выше уровня ВНК 5, 8'' - интервал вскрытия горизонтального участка 9; горизонтальный участок 9 скважины 1.

Осуществление данного способа рассмотрим на примере залежи, представленной в виде нефтеносной линзы в башкирских отложениях с водонефтяной зоной. Нефтенасыщенная толщина составляет 10 м, водонасыщенная - 5 м, водонефтяной контакт на залежи вскрыт на отметке минус 600 м.

Определяют участок залежи в виде нефтеносной линзы 2 на отметке минус 570 м и уровень водонефтяного контакта (ВНК) 5 на отметке минус 600 м. Затем бурят скважину 1 с горизонтальным участком, размещаемым ниже уровня ВНК 5, и восходящим забоем 7, располагаемым выше уровня ВНК 5. После чего производят вскрытие 8 и 8' нефтеносной линзы 2 двух участков скважины 1, размещенных выше уровня ВНК 5, и вскрытие 8'' горизонтального участка 9. Далее производят изоляцию горизонтального участка 9 скважины 1 от участка вскрытия 8 и 8' с помощью пакера 3, расположенного выше уровня ВНК 5, со стороны устья скважины.

После чего осуществляют отбор продукции нефтеносной линзы из вскрытых участков 8 и 8', расположенных выше уровня ВНК 5, со стороны устья 6, а нагнетание жидкости из горизонтального участка 9 в участок вскрытия 8', расположенного выше уровня ВНК 5, со стороны забоя 7 за счет зоны разрежения, 4 создаваемого отбором продукции нефтеносной линзы выше уровня ВНК 5.

Предлагаемый способ позволяет продлить безводный период работы скважины, увеличить коэффициент охвата выработкой запасов нефти и, как следствие, конечное нефтеизвлечение. Применение способа позволяет расширить технологические возможности разработки залежи, представленной в виде нефтеносной линзы, включить в работу водонефтяные зоны залежи, ранее не участвовавшие в добыче нефти.