Способ разработки залежи нефти с неоднородным коллектором

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяного месторождения с неоднородными коллекторами и трудноизвлекаемыми запасами нефти. Обеспечивает увеличение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: по способу ведут бурение вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Выявляют низкопроницаемые зоны залежи. Бурят боковые горизонтальные стволы в низкопроницаемые зоны залежи в скважине размыванием горной породы под высоким давлением флюида 15-20 МПа с образованием тонких и длинных каналов. Каналы проходят через вырезанное отверстие в обсадной колонне с применением гибкого вала и из условия полного раскрытия трещины разрыва в низкопроницаемой зоне залежи. Закачку рабочего агента в низкопроницаемые зоны проводят через боковые горизонтальные стволы с вытеснением нефти в высокопроницаемые зоны.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяного месторождения с неоднородными коллекторами и трудноизвлекаемыми запасами нефти.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку воды и отбор нефти через горизонтальные скважины, с взаимно перпендикулярным размещением горизонтальных скважин (см. Ерохин В.П. и др. Опыт и проблемы строительства горизонтальных скважин. // Нефтяное хозяйство, №9, 1997, с.32-35).

Недостатки данного способа разработки заключаются в следующем: взаимно перпендикулярное размещение горизонтальных скважин в случае наличия слоистой неоднородности пласта вызывает уменьшение дебитов, по крайней мере, пары скважин по нефти, а также преждевременное обводнение добываемой продукции; указанные недостатки предопределяют снижение конечного коэффициента извлечения нефти.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки залежей нефти с низкопроницаемыми неоднородными коллекторами, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку воды в пласт для вытеснения нефти к добывающим скважинам и проведение гидравлического разрыва пласта. Согласно изобретению, добывающие и нагнетательные скважины бурят с горизонтальными стволами, параллельными друг другу в плане, с пересечением всех низкопроницаемых пластов от кровли до подошвы залежи. В своде структуры бурят вертикальные скважины вдоль выявленной или предполагаемой трассировки естественной трещиноватости с расположением забоев этих скважин на продолжении экстраполяционных прямых по отношению к горизонтальным стволам нагнетательных скважин. После этого в данных скважинах осуществляют гидравлический разрыв пласта. Закачку воды производят в вертикальные скважины, в которых осуществлен гидроразрыв пласта, и в горизонтальные нагнетательные скважины. Закачку воды осуществляют с химическими реагентами, предотвращающими разбухание глинистых частиц и пропластков, и реагентами для выравнивания профиля приемистости, которые вводят в закачиваемую воду после обводнения добываемой продукции на 50-80% (Патент РФ №2208140, кл. Е 21 В 43/20, опубл. 10.07.2003 - прототип).

Известный способ обеспечивает повышение эффективности при учете слоистой неоднородности пластов, сокращение объемов попутной воды, увеличение коэффициента извлечения нефти за счет усиления воздействия на слабодренируемые и трудноизвлекаемые запасы нефти в низкопроницаемых коллекторах.

Недостатком известного способа является невысокая нефтеотдача низкопроницаемых зон нефтяной залежи.

В изобретении решается задача увеличения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки залежи нефти с неоднородным коллектором, включающем бурение добывающих и нагнетательных скважин с боковыми горизонтальными стволами, закачку воды через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и проведение гидравлического разрыва пласта в нагнетательных скважинах, согласно изобретению, боковые горизонтальные стволы бурят в низкопроницаемую зону залежи в нагнетательных скважинах размыванием горной породы под высоким давлением флюида с образованием тонких и длинных каналов, а гидравлический разрыв пласта проводят в низкопроницаемой зоне через пробуренные боковые горизонтальные стволы.

Признаками изобретения являются:

1. бурение добывающих и нагнетательных скважин с боковыми горизонтальными стволами;

2. закачка воды через нагнетательные скважины;

3. отбор нефти через добывающие скважины;

4. проведение гидравлического разрыва пласта в нагнетательных скважинах;

5. бурение боковых горизонтальных стволов в низкопроницаемую зону залежи в нагнетательных скважинах размыванием горной породы под высоким давлением флюида с образованием тонких и длинных каналов;

6. проведение гидравлического разрыва пласта в низкопроницаемой зоне через пробуренные боковые горизонтальные стволы.

Признаки 1-4 являются общими с прототипом, признаки 5, 6 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

При разработке неоднородной нефтяной залежи часть запасов залежи остается неохваченной воздействием. Охватываются разработкой, в основном, высокопроницаемые зоны. По этим причинам нефтеотдача неоднородной нефтяной залежи бывает на 10-20 пунктов ниже, чем обычной залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи неоднородной залежи за счет более полного охвата пластов воздействием, вовлечения в разработку ранее не работавших невыработанных зон. Задача решается следующей совокупностью операций.

При разработке нефтяной залежи бурят вертикальные добывающие и нагнетательные скважины и разрабатывают залежь, отбирая нефть через добывающие скважины и проводя закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. В ходе разработки выявляют низкопроницаемые зоны залежи, не охваченные воздействием. Из существующих нагнетательных скважин, из добывающих скважин с минимальным дебитом или обводнившихся добывающих скважин бурят боковые горизонтальные стволы в низкопроницаемые зоны залежи.

Для образования бокового горизонтального ствола в существующей скважине в обсадной колонне на глубине продуктивного пласта вырезают боковое окно и намечают будущий горизонтальный ствол. В вырезанное окно вставляют тонкую гибкую трубу с сопловым аппаратом на конце. Под большим давлением порядка 15-20 МПа подают по гибкой трубе размывающий флюид и одновременно продвигают ее в пласт по образующемуся тонкому боковому горизонтальному стволу. Таким образом, за 20-30 мин удается пройти 100 м диаметром несколько миллиметров. Расход размывающего флюида составляет 1-2 л/с.

После формирования бокового горизонтального ствола проводят закачку жидкости разрыва с пропантом избирательно в образованный боковой горизонтальный ствол под давлением разрыва пласта. После чего проводят закачку рабочего агента в низкопроницаемые зоны через боковые горизонтальные стволы и вытеснение нефти в высокопроницаемые зоны.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают нефтяную залежь Ромашкинского месторождения со следующими характеристиками: пористость - 18,4%, средняя проницаемость - 0,646 мкм², нефтенасыщенность - 61,1%, абсолютная отметка водонефтяного контакта - 1530 м, средняя нефтенасыщенная толщина - 4 м, начальное пластовое давление - 16 МПа, пластовая температура - 29°С, параметры пластовой нефти: плотность - 930 кг/м³, вязкость - 46 мПа·с, давление насыщения - 1,8 МПа, газосодержание - 15,2 м³/т, содержание серы - 3,64%. После разбуривания на участке залежи ведут отбор нефти через 24 добывающие скважины и закачку рабочего агента через 7 нагнетательных скважин. Расстояние между скважинами составляет 400-500 м.

На залежи выявляют низкопроницаемую зону залежи с проницаемостью порядка 0,3 мкм². Останавливают ближайшую нагнетательную скважину. В скважине ниже интервала продуктивного пласта устанавливают цементный мост. В скважину в интервал продуктивного пласта опускают трубу с пусковой муфтой на глубине 500 м и с коленчатым патрубком на конце. В трубу пропускают гибкий вал с шаровой фрезой. На глубине продуктивного пласта посредством вращающегося гибкого вала и шаровой фрезы вырезают отверстие в обсадной колонне скважины и формируют начало горизонтального ствола проходкой последнего на несколько метров. Гибкий вал и шаровую фрезу извлекают из трубы. В трубу опускают гибкую трубу с сопловым аппаратом на конце и вводят сопловой аппарат в формируемый горизонтальный ствол. В гибкую трубу закачивают размывающий флюид, представляющий собой 0,2%-ный водный раствор сульфонола. Размывающий флюид закачивают под давлением 20 МПа с расходом 1 л/с. Гибкую трубу постепенно подают в разбуриваемый ствол, в то время как размывающий флюид размывает породу продуктивного пласта. В результате за 20 мин образуется боковой горизонтальный ствол диаметром порядка 50 мм и длиной 100 м в направлении низкопроницаемой зоны.

В интервал пробуренного горизонтального ствола спускают колонну насосно-компрессорных труб с пакером, размещенным выше данного интервала. Через пробуренный боковой горизонтальный ствол в низкопроницаемую зону залежи закачивают жидкость разрыва с пропантом под давлением разрыва пласта 30 МПа. При этом практически полностью трещина разрыва раскрывается в низкопроницаемой области, за счет чего проницаемость этой зоны увеличивается.

Далее закачивают рабочий агент (пластовую воду) в пробуренный боковой горизонтальный ствол и вытесняют нефть в высокопроницаемые зоны.

В результате нефтеотдача участка залежи возросла на 1,5%.

Применение предложенного способа позволит увеличить нефтеотдачу залежи.

Способ разработки залежи нефти с неоднородным коллектором, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин с боковыми горизонтальными стволами, закачку воды через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и проведение гидравлического разрыва пласта в нагнетательных скважинах, отличающийся тем, что боковые горизонтальные стволы бурят в низкопроницаемую зону залежи из нагнетательных скважин через вырезанное боковое окно размыванием горной породы через гибкую трубу под давлением 15-20 МПа с образованием тонких и длинных каналов, а гидравлический разрыв пласта проводят в низкопроницаемой зоне через образованные каналы.