Способ разработки нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: по способу при разработке нефтяной залежи ведут закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие вертикальные и горизонтальные скважины с восходящим стволом. Горизонтальные скважины с восходящим стволом выполняют с одного куста веерообразно, нижнюю часть каждой скважины размещают выше на 7-10 м границы между зоной нефтенасыщенности и остаточной нефтенасыщенности, скважины выполняют с открытым стволом в зоне продуктивного пласта. 1 пр., 2 ил.

 

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

Известен способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами, в котором 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. Отбор нефти производят через дополнительные ответвленные восходящие стволы (патент РФ №2274738, опубл. 20.04.2006).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является 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. 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 (патент РФ №2418157, опубл. 10.05.2011, - прототип).

Общими недостатками известных способов являются быстрое обводнение продукции скважины с горизонтальным стволом за счет близости ствола к водонефтяному контакту или большие затраты и малый охват залежи воздействием за счет необоснованного удаления от водонефтяного контакта. И в том, и в другом случае снижается нефтеотдача залежи.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие вертикальные и горизонтальные скважины с восходящим стволом, согласно изобретению горизонтальные скважины с восходящим стволом выполняют с одного куста веерообразно, нижнюю часть каждой скважины размещают выше на 7-10 м границы между зоной нефтенасыщенности и остаточной нефтенасыщенности, скважины выполняют с открытым стволом в зоне продуктивного пласта.

Сущность изобретения

При разработке нефтяной залежи с подстилающей водой стремятся провести горизонтальные стволы добывающих скважин так, чтобы не было быстрого обводнения продукции скважины за счет подтягивания воды из нижележащего водоносного слоя. В то же время при обеспечении отсутствия обводнения за счет удаления горизонтального ствола скважины от водонефтяного контакта имеют место большие затраты и малый охват залежи воздействием. И в том, и в другом случае снижается нефтеотдача залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи за счет расположения горизонтальных стволов добывающих скважин на оптимальном удалении от водонефтяного контакта. Задача решается следующим образом.

При разработке нефтяной залежи производят закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие вертикальные и горизонтальные скважины с восходящим стволом. Строят профиль (разрез) продуктивного пласта и в нем выделяют интервалы нефтенасыщенности и остаточной нефтенасыщенности. Интервал нефтенасыщенности представляет собой переслаивание пористо-проницаемых известняков с уплотненными доломитами. Нефтенасыщенность составляет 75%, пористость - 15%. Общая толщина отложений составляет 40-42 м, в том числе нефтенасыщенная 25-30 м. Интервал остаточной нефтенасыщенности представляет собой уплотненный участок карбонатных отложений толщиной до 7-8 метров, с нефтенасыщенностью 45-55% и пористостью 9-12%.

На фиг.1 показан план залежи, где 1 - нагнетательные скважины, 2 - вертикальные добывающие скважины, 3 - куст, 4 - горизонтальные скважины, выполненные с одного куста веерообразно.

На фиг.2 представлен профиль продуктивного пласта, на котором 1 - нагнетательные скважины, 2 - вертикальные добывающие скважины, 4 - горизонтальная добывающая скважина, 5 - восходящий ствол, 6 - водонефтяной контакт, 7 - интервал нефтенасыщенности продуктивного пласта, 8 - интервал остаточной нефтенасыщенности, 9 - граница между зоной нефтенасыщенности и остаточной нефтенасыщенности.

Нижнюю часть каждой скважины размещают выше на величину А, равную 7-10 м границы между зоной нефтенасыщенности и остаточной нефтенасыщенности, что является наиболее рациональным с точки зрения охвата по вертикали и удаления от водонефтяного контакта. Для повышения дебита скважин их выполняют с открытым стволом в зоне продуктивного пласта.

Пример конкретного применения

Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина водонефтяного контакта - 945 м, толщина продуктивного пласта - 41 м, толщина зоны нефтенасыщенности - 30 м, толщина зоны остаточной нефтенасыщенности - 5-8 м, пластовое давление - 8,7 МПа, пластовая температура - 22°С, пористость - 15%, проницаемость - 0,311 мкм², нефтенасышенность - 75%, вязкость нефти - 242 мПа·с, плотность нефти - 0,937 г/см³. Залежь разрабатывают заводнением. Закачивают рабочий агент - пластовую воду - через нагнетательные скважины и отбирают продукцию через вертикальные добывающие скважины.

Строят профиль продуктивного пласта и в нем выделяют интервалы нефтенасыщенности и остаточной нефтенасыщенности. С куста бурят веерообразно горизонтальные добывающие скважины с восходящим стволом. Количество скважин составляет от 2 до 10. Нижнюю часть каждой скважины размещают выше на 7-10 м границы между зоной нефтенасыщенности и остаточной нефтенасыщенности. Скважины выполняют с открытым стволом в зоне продуктивного пласта. Скважины снабжают колоннами насосно-компрессорных труб, низ которых размещают в нижней точке горизонтального ствола, и глубинно-насосным оборудованием. Отбирают пластовую продукцию (нефть) через горизонтальные скважины.

При эксплуатации горизонтальных скважин безводный период сохраняется в течение 2 лет. В дальнейшем происходит плавное нарастание обводненности в соответствии с общим поднятием водонефтяного контакта. Применение технического решения по прототипу приводит к обводнению продукции через 1 год эксплуатации и захоронению в залежи значительного количества нефти.

В результате нефтеотдача залежи возросла на 4% и составила 40%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие вертикальные и горизонтальные скважины с восходящим стволом, отличающийся тем, что горизонтальные скважины с восходящим стволом выполняют с одного куста веерообразно, нижнюю часть каждой скважины размещают выше на 7-10 м границы между зоной нефтенасыщенности и остаточной нефтенасыщенности, скважины выполняют с открытым стволом в зоне продуктивного пласта.