способ разработки нефтяной залежи

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи, включающий выполнение, по крайней мере, части скважин с горизонтальными или наклонными стволами криволинейной формы, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что работы проводят на участках, где коллектора имеют естественную трещиноватость, имеют толщину не более 5 м и расположены от водонасыщенного пласта менее 6 м, горизонтальный ствол криволинейной формы проводят по криволинейной траектории с искривлением его по азимуту с интенсивностью до 4°/10 м и длиной, обеспечивающей пересечение направления трещиноватости под углом от 0 до 90 градусов.

Описание изобретения к патенту

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

Известен способ разработки мелких залежей и отдельных линз многопластового нефтяного месторождения, включающий бурение через вертикальную скважину по продуктивному пласту не менее одного горизонтального ствола, имеющего криволинейное расположение в плане, закачку рабочего давления через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины (Патент РФ № 2086756, опубл. 1997 г.).

Известный способ предназначен для разработки залежей нефти малого размера или отдельных линз, и его применение на обычных месторождениях малоэффективно.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий бурение, по крайней мере, части скважин с горизонтальными или наклонными стволами криволинейной формы, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины (Патент США № 4022279, кл. 166-271, опубл. 1977 г.).

Известный способ не учитывает неоднородности залежи и текущего состояния разработки, что приводит к достижению невысокой нефтеотдачи залежи.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий бурение скважин, выполнение, по крайней мере, части скважин с горизонтальными или наклонными стволами криволинейной формы, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Горизонтальные или наклонные стволы криволинейной формы имеют нагнетательные или добывающие скважины, эти стволы размещают преимущественно в зонах с низкой проницаемостью и выполняют их с траекторией не более половины окружности, с расположением друг к другу начальных и/или конечных участков не менее 50 м и в соответствии с конфигурацией фронта вытеснения. Горизонтальные или наклонные стволы криволинейной формы бурят из существующих стволов вертикальных скважин. Горизонтальные или наклонные стволы криволинейной формы проводят через забои или призабойные зоны существующих вертикальных скважин (патент РФ № 2170345, опубл. 10.07.2001 - прототип).

Недостатком известного технического решения является невысокая нефтеотдача залежи, обусловленная проведением скважин без учета направления естественной трещиноватости продуктивного пласта.

В изобретении решается задача увеличения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем выполнение, по крайней мере, части скважин с горизонтальными или наклонными стволами криволинейной формы, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, согласно изобретению, работы проводят на участках, где коллектора имеют естественную трещиноватость, имеют толщину не более 5 м и расположены от водонасыщенного пласта менее 6 м, горизонтальный ствол криволинейной формы проводят по криволинейной траектории с искривлением его по азимуту с интенсивностью до 4°/10 м и длиной, обеспечивающей пересечение направления трещиноватости под углом от 0 до 90 градусов.

Сущность изобретения

При разработке нефтяной залежи существующими способами удается извлечь основные запасы нефти, однако значительная их часть остается в пластах. В изобретении решается задача наиболее полного извлечения нефти из залежи. Задача решается следующей совокупностью операций.

В условиях имеющейся трещиноватости коллектора для разработки качественного проекта на бурение горизонтальной скважины (в том числе на основании заблаговременного гидродинамического моделирования участка бурения), необходимо иметь результаты исследований по определению направления трещиноватости карбонатных коллекторов. Для определения направления трещиноватости на планируемом к бурению участке необходимо проводить работы по отбору ориентированного керна при бурении продуктивной части, однако данные работы выполнимы только при зенитных углах менее 40° в точке входа в пласт. Данное требование невыполнимо при наличии в продуктивном пласте только горизонтальных или наклонных скважин. Существует мнение, что оптимальным углом при вскрытии трещиноватого карбонатного коллектора горизонтальным стволом является 45° относительно направления естественной трещиноватости. Однако и это значение может носить предполагаемый характер и при появлении «новых» данных может быть опровергнуто.

Для решения этой задачи бурение скважин с горизонтальными или наклонными стволами криволинейной формы проводят на участках, где коллектора имеют естественную трещиноватостью, имеют толщину не более 5 м и расположены от водонасыщенного пласта менее 6 м. Горизонтальный ствол криволинейной формы проводят по криволинейной траектории с искривлением его по азимуту с интенсивностью до 4°/10 м и длиной, обеспечивающей пересечение направления трещиноватости под углом от 0 до 90 градусов.

При проводке горизонтального ствола криволинейной формы, т.е. «по окружности», с определенным радиусом, каждый метр разбуриваемых пород будет вскрываться под другим, отличным от предыдущего (различным) углом по отношению к направлению естественной трещиноватости. Таким образом, имеется высокая вероятность «встречи» участка с повышенной трещиноватостью под оптимальным углом, который обеспечит высокий дебит.

Толщина коллектора не более 5 м является оптимальной для предложенной системы разработки. При толщине пласта более 5 м пласт перестает быть однородным, в нем появляются пропластки с неустойчивыми породами (глинистыми), пропластки-неколлекторы, пропластки с различным направлением трещиноватости, что расчленяет круговой ствол скважины, делает его прерывистым, части пласта относительно ствола скважины становятся изолированными друг от друга. Поэтому увеличение нефтеотдачи в пласте с толщиной более 5 м при вскрытии круговой скважиной может не достигаться.

Расположение коллектора от водонефтяной зоны менее 6 м является необходимым признаком предложенного способа. При столь малом расстоянии до водонефтяной зоны при достаточной длине скважины депрессия в вертикальном стволе распространяется более-менее равномерно по всему горизонтальному стволу, вызывая смягченное плавное воздействие на весьма большое пространство пласта. Возникает явление площадного распространения депрессии. Помимо превалирующего горизонтального течения пластовых флюидов возникает медленное и площадное течение пластовых флюидов по вертикали. Подъем воды из водонефтяной зоны происходит плавно и постепенно по всей площади залежи, охваченной воздействием. За счет этого удается выработать запасы нефти не только за счет горизонтального, но еще и за счет вертикального вытеснения.

При расположении водонефтяной зоны далее 6 м равномерное площадное воздействие круговой скважины оказывается нарушенным проявляющейся неоднородностью пласта, возникают вертикальные вперемежку с горизонтальными потоки пластовых флюидов, равномерность распределения депрессии по пласту нарушается, возникают конусы, каналы, зоны обводнения.

Горизонтальный ствол криволинейной формы проводят из вертикального ствола с входом в продуктивный пласт и проведением по продуктивному пласту с искривлением его по азимуту с интенсивностью до 4°/10 м. Пространственная интенсивность до 4°/10 м является существенной, т.к. с большей интенсивностью вести горизонтальный ствол - снижать вероятность «встречи» разуплотненной зоны с круговой скважиной.

В результате реализации предложенных мероприятий нефтеотдача залежи увеличивается.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина залежи 1180 м, пластовое давление 11,5 МПа, пластовая температура 24°C, толщина пласта 4,5 м, коллектор-карбонатный, проницаемость 10*10 ^-3 мкм², средняя пористость 10%, плотность нефти в поверхностных условиях 0,92 г/см³, вязкость нефти в поверхностных условиях 60 мПа*с. Коллектор имеет трещиноватость, направление которой определено весьма приближенно. Расстояние от подошвы продуктивного пласта (коллектора) до водонасыщенного пласта 5,5 м.

Разбуривают залежь в соответствии с технологической схемой разработки с расстоянием между скважинами 400 м. Между нагнетательными и добывающими скважинами бурят добывающие скважины с горизонтальными и наклонными стволами криволинейной формы с искривлением его по азимуту с интенсивностью до 4°/10 м и длиной, обеспечивающей пересечение направления трещиноватости под углом от 0 до 90 градусов. В данном случае длина криволинейных участков составляет более 200 м, что обеспечивает пересечение направления трещиноватости под углом от 0 до 90 градусов.

Закачивают рабочий агент (пластовую воду) через нагнетательные скважины и отбирают пластовую продукцию через добывающие скважины.

В результате разработки нефтеотдача залежи увеличивается на 4,5%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи за счет более полного охвата пласта воздействием.