способ разработки нефтяной залежи

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи, включающий разработку залежи системой вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, строительство дополнительных стволов из вертикальных скважин, закачку рабочего агента через дополнительные стволы нагнетательных скважин и отбор продукции через дополнительные стволы добывающих скважин, отличающийся тем, что боковые стволы строят в виде горизонтально наклонных стволов с восходящими необсаженными забоями, в которых проводят гидроразрыв пласта с последующим вторичным вскрытием пласта обсаженного участка дополнительных стволов, при этом увеличивают площадь дренирования залежи за счет создания трещины в концевой части необсаженного ствола таким образом, что забойное давление распределяется равномерно вдоль наклонного ствола с обеспечением притока нефти из ствола с необсаженным стволом, а затем из созданной трещины в концевой части необсаженного ствола.

Описание изобретения к патенту

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

Известен способ разработки нефтяной залежи (патент RU № 2274741, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. № 11 от 20.04.2006), включающий разработку залежи системой вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, бурение дополнительных стволов из вертикальных скважин, закачку рабочего агента через дополнительные стволы нагнетательных скважин и отбор продукции через дополнительные стволы добывающих скважин. Для вовлечения в разработку низкопроницаемых зон залежи обеспечивают вертикальные потоки пластовых флюидов, для чего в качестве дополнительных стволов из вертикальных нагнетательных скважин бурят пологонаправленные стволы в верхней части продуктивного пласта, из вертикальных добывающих скважин бурят пологовосстающие стволы в нижней части продуктивного пласта, проводят мероприятия по исключению нагнетания рабочего агента через вертикальные стволы нагнетательных скважин и отбору продукции через вертикальные стволы добывающих скважин, для чего в интервалы перфорации закачивают изоляционные материалы, в качестве рабочего агента через пологонаклонные стволы нагнетательных скважин в верхнюю часть продуктивного пласта закачивают теплоноситель, через пологовосстающие стволы добывающих скважин из нижней части продуктивного пласта отбирают продукцию, при этом закачку теплоносителя проводят в режиме, определяемом степенью прогрева продуктивного пласта, а отбор продукции производят при максимальной депрессии на продуктивный пласт с поддержанием уровня жидкости в добывающих скважинах на минимальном уровне таким образом, чтобы заставить разогретую нефть стекать по пологовосстающим стволам к вертикальным добывающим скважинам.

Недостатками данного способа являются невыработанность значительной части запасов нефти, низкая нефтеотдача залежи, большие затраты на строительство скважин.

Наиболее близким является способ разработки неоднородной нефтяной залежи на поздней стадии (патент RU № 2148158, МПК Е21В 43/20, опубл. 27.04.2000), включающий отбор продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и ввод дополнительных скважин. Дополнительные скважины вводят на участках с максимальной гидродинамической связью между скважинами, формируют замкнутую систему заводнения, а дебит жидкости добывающих скважин принимают равным суммарной приемистости нагнетательных скважин, воздействующих на добывающую скважину, при этом дебит добывающей скважины увеличивают за счет дополнительной перфорации, гидроразрыва, выполнения боковых стволов.

Недостатками данного способа являются недостаточная эффективность разработки неоднородной залежи, низкая продуктивность скважин, большие затраты на строительство дополнительных скважин.

Техническими задачами предлагаемого способа являются увеличение дебитов нефти, продуктивности скважин и получение дополнительной добычи нефти, сокращение расходов на бурение вторых стволов, сроков бурения и самого числа скважин за счет уменьшения длины бокового ствола с восходящим забоем и проведения в нем гидроразрыва пласта.

Технические задачи решаются способом разработки нефтяной залежи, включающим разработку залежи системой вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, строительство дополнительных стволов из вертикальных скважин, закачку рабочего агента через дополнительные стволы нагнетательных скважин и отбор продукции через дополнительные стволы добывающих скважин.

Новым является то, что боковые стволы строят в виде горизонтально наклонных стволов с восходящими необсаженными забоями, в которых проводят гидроразрыв пласта с последующим вторичным вскрытием пласта обсаженного участка дополнительных стволов, при этом увеличивают площадь дренирования залежи за счет создания трещины в концевой части необсаженного ствола таким образом, что забойное давление распределяется равномерно вдоль наклонного ствола с обеспечением притока нефти из ствола с необсаженным стволом, а затем из созданной трещины в концевой части необсаженного ствола.

Сущность изобретения

В предложенном способе решаются задачи повышения эффективности выработки нефтяной залежи, увеличения дебита нефти и продуктивности скважин, получения дополнительной добычи нефти, сокращения затрат на строительство дополнительных скважин и сроков бурения.

На фиг.1 представлен участок нефтяной залежи (вид сверху), где

1 - участок нефтяной залежи; 2 - вертикальные добывающие скважины; 3 - вертикальные нагнетательные скважины, 4 - наклонный боковой ствол добывающих и нагнетательных скважин.

На фиг.2 представлен участок нефтяной залежи в разрезе, где

1 - участок нефтяной залежи; 4 - наклонный боковой ствол добывающих скважин; 5 - восходящий забой горизонтальной скважины.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

На залежи нефти 1 по сетке бурят вертикальные добывающие 2 и нагнетательные 3 скважины. Через нагнетательные скважины 3 закачивают рабочий агент, через добывающие скважины 2 отбирают продукцию. При такой системе разработки в продуктивном пласте 1 остаются неохваченные воздействием низкопроницаемые зоны. На данном этапе разработки дальнейшая интенсификация притоков не приводит к извлечению нефти из низкопроницаемых зон, дебит нефти залежи 1 падает, продуктивность скважин 2 снижается. Причинами этого может быть закольматированность призабойной зоны, неправильно подобранные или проведенные мероприятия при бурении скважин, изменение проницаемости призабойной зоны скважин 2 и 3. Для вовлечения в разработку неохваченных воздействием зон залежи 1 проводят боковые стволы 4 в виде горизонтально наклонных стволов с восходящими необсаженными забоями 5 из вертикальных добывающих 2 и нагнетательных 3 скважин. Длины стволов выбирают, исходя из геологического строения залежи до 60 м. Далее в боковых горизонтально наклонных стволах 4 с восходящими забоями 5 проводят гидроразрыв пласта. Далее перфорируют необсаженный участок горизонтально наклонного дополнительного ствола 4 и производят отбор продукции из скважин 2.

Такая геометрия дополнительных стволов 4 и проведение гидроразрыва способствуют созданию трещины именно в конце ствола 5, что значительно расширит дренируемую область залежи 1 и повысит дебиты нефти в несколько раз. Забойное давление при этом распределяется равномерно вдоль горизонтально наклонного ствола, и приток нефти сначала будет осуществляться из горизонтально наклонного ствола 4 с необсаженным забоем 5, а затем и из созданной трещины в концевой части 5.

Помимо увеличения дебитов и получения дополнительной добычи нефти такая геометрия дополнительных стволов 4 позволит существенно сократить затраты на бурение вторых стволов, так как дренируемая площадь залежи увеличивается до 100 м за счет полудлины трещины. Кроме того, уменьшение длины бокового ствола позволит сократить сроки бурения и само число скважин, так как вместо двух вертикальных скважин 2 и 3 достаточно пробурить одну скважину с восходящим забоем 5 и провести в ней гидроразрыв пласта.

Пример конкретного выполнения.

Разрабатывают нефтяную залежь 1 со средней глубиной залегания продуктивной части пласта, равной 980 м. Общая нефтенасыщенная толщина составляет 12 м.

Залежь нефти 1 разбуривают вертикальными добывающими 2 и нагнетательными 3 скважинами с расстоянием между скважинами 300 м. Через нагнетательные скважины 3 закачивают рабочий агент (воду), через добывающие скважины 2 отбирают продукцию. Залежь разрабатывают до достижения обводненности продукции 80% и снижения дебита нефти ниже рентабельной величины (1,5 т/сут).

Далее из вертикальных скважин 2 и 3 проводят боковые стволы 4 в виде горизонтально наклонных стволов с восходящими необсаженными забоями 5 длиной 60 м, после чего проводят в них гидроразрыв пласта. Перфорируют обсаженный участок горизонтально наклонного ствола 4 и производят отбор продукции до полной выработки пласта из скважин 2.

По промысловым данным из боковых стволов с применением гидроразрыва пласта получили прирост дебита нефти 25 т/сут. Дополнительная добыча нефти по скважинам составила 103,3 тыс. т нефти.

Предлагаемый способ позволит увеличить дебиты нефти, продуктивность скважин и получить дополнительную добычу нефти, сократить расходы на бурение вторых стволов, сроки бурения и число скважин за счет проводки бокового ствола небольшой длины с восходящим забоем и проведения в нем гидроразрыва пласта.