Способ разработки нефтяной залежи

Способ разработки нефтяной залежи

Реферат

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяного месторождения.

Известен способ избирательного заводнения нефтяного месторождения, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин по геометрически правильной сетке их размещения, выявление зон пониженного пластового давления и бурение там нагнетательной (нагнетательных) скважины с целью поддержания пластового давления (см. Фазлыев Р.Т. Площадное заводнение. - М.: Недра, 1979).

Недостатками известного технического решения являются ускоренная динамика обводнения добываемой продукции, значительные объемы попутно добываемой воды, пониженное значение конечного коэффициента извлечения нефти, значительные капитальные и эксплуатационные затраты на разработку месторождения.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяного месторождения с неоднородными коллекторами и трудноизвлекаемыми запасами нефти, включающий бурение вертикальных скважин по разреженной сетке для доизучения неоднородности коллекторских свойств пласта и добычу нефти из пробуренных скважин в условиях упругого режима фильтрации. Согласно изобретению по данным геолого-промыслового анализа и результатам эксплуатации скважин выявляют низкопроницаемые зоны с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Формируют систему заводнения за счет закачки воды в низкопроницаемые зоны и вытеснения оттуда нефти в высокопроницаемые зоны. Для этого большинство стволов нагнетательных скважин для закачки воды располагают в низкопроницаемых зонах путем бурения горизонтальных нагнетательных скважин при зарезке боковых горизонтальных стволов преимущественно из малодебитных вертикальных добывающих скважин. Соотношение количества добывающих скважин и количества нагнетательных скважин принимают меньше единицы. Закачкой воды компенсируют объемы добываемых нефти, газа и воды. Поддерживают пластовое давление на заданном уровне (Патент РФ №2215128, кп. Е 21 В 43/16, опубл. 2003.10.27 - прототип).

Известный способ обеспечивает 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 относительно низкая приемистость горизонтальных стволов скважин, пробуренных в низкопроницаемые зоны, а следовательно, относительно невысокая нефтеотдача низкопроницаемых зон нефтяной залежи.

В изобретении решается задача увеличения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем бурение вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, бурение боковых горизонтальных стволов в нагнетательных скважинах, закачку рабочего агента через боковые горизонтальные стволы нагнетательных скважин, согласно изобретению, дополнительно боковые горизонтальные стволы бурят в добывающих скважинах, отбирают нефть через боковые горизонтальные стволы добывающих скважин, при этом бурение всех боковых горизонтальных стволов производят при пониженном давлении в скважине размыванием горной породы под высоким давлением флюида с образованием тонких и длинных каналов, а направление бурения всех боковых горизонтальных стволов устанавливают параллельно рядам размещения скважин.

Признаками изобретения являются:

1) бурение вертикальных добывающих и нагнетательных скважин;

2) отбор нефти через добывающие скважины;

3) закачка рабочего агента через нагнетательные скважины;

4) бурение боковых горизонтальных стволов в нагнетательных скважинах;

5) закачка рабочего агента через боковые горизонтальные стволы нагнетательных скважин;

6) бурение боковых горизонтальных стволов в добывающих скважинах;

7) отбор нефти через боковые горизонтальные стволы добывающих скважин;

8) выполнение всех боковых горизонтальных стволов при пониженном давлении в скважине;

9) то же размыванием горной породы под высоким давлением флюида с образованием тонких и длинных каналов;

10) направление бурения всех боковых горизонтальных стволов параллельно рядам размещения скважин.

Признаки 1-5 являются общими с прототипом, признаки 6-10 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

При разработке нефтяной залежи, особенно неоднородной, 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 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 бурят боковые горизонтальные стволы. Боковые горизонтальные стволы выполняют при пониженном давлении в скважине. Для бурения боковых горизонтальных стволов из добывающих скважин в первую очередь бурят из скважин с минимальным дебитом или обводнившихся добывающих скважин. Направление бурения всех боковых горизонтальных стволов назначают параллельно рядам размещения скважин.

Пониженное давление в скважине создают разными способами. Одним из самых распространенных является подача воздуха в колонну насосно-компрессорных труб и его перепуск через пусковую муфту в затрубное пространство, где создается водогазовая смесь с плотностью меньше плотности скважинной жидкости.

Другим возможным способом является неоднократное свабирование колонны насосно-компрессорных труб с отбором жидкости на устье скважины и установление в скважине пониженного столба жидкости. Исходя из того, что статический уровень жидкости восстанавливается во времени и постепенно, на момент проведения операций в скважине будет существовать пониженное давление, сопровождающееся притоком пластовых жидкостей через формируемые боковые горизонтальные стволы.

Для создания пониженного давления в скважине возможно подключение затрубного пространства скважины к вакуумной полости струйного насоса, работающего на устье скважины. Не исключается применение прочих способов. Оптимальным является снижение давления в скважине на 5-10% от гидростатического.

Боковые горизонтальные стволы выполняют при пониженном давлении в скважине размыванием горной породы под высоким давлением размывающего флюида. В качестве размывающего флюида может быть использована вода или вода в смеси с поверхностно-активным веществом или смесью поверхностно-активных веществ.

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 мм. Расход размывающего флюида составляет 1-2 л/с.

Воздействие размывающего флюида происходит при пониженном давлении в скважине и, следовательно, при активном поступлении пластовых жидкостей через образующийся горизонтальный ствол в скважину. Вследствие этого не происходит кольматации стенок горизонтального ствола и призабойной зоны кольматирующими веществами, образующийся ствол открытый (необсаженный) полностью готов к приему вытесняющего рабочего агента. Применение низкорасходной технологии бурения бокового горизонтального ствола позволяет провести весь процесс при пониженном давлении в скважине. За время проходки бокового горизонтального ствола объем прокачиваемого размывающего флюида не успевает заполнить всю скважину и выровнить давление в скважине.

После формирования боковых горизонтальных стволов проводят закачку рабочего агента через боковые горизонтальные стволы нагнетательных скважин и отбор нефти через боковые горизонтальные стволы добывающих скважин.

Направление бурения всех боковых горизонтальных стволов как в нагнетательных, так и в добывающих скважинах, устанавливают параллельно рядам размещения скважин.

На чертеже показана схема рядного размещения скважин согласно предложенному способу. Добывающие скважины 1 в рядах добывающих скважин 2 имеют боковые горизонтальные стволы 3 в обе стороны от скважины. Нагнетательные скважины 4 в рядах нагнетательных скважин 5 имеют боковые горизонтальные стволы 6 также в обе стороны от скважины. Все боковые горизонтальные стволы 3 и 6 расположены параллельно рядам размещения скважин 2 и 5. При таком размещении боковых горизонтальных стволов достигается наиболее полный охват продуктивного пласта воздействием и максимальная нефтеотдача залежи.

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 залежи рядами нагнетательных и добывающих скважин ведут отбор нефти через 2 ряда добывающих скважин по 12 скважин в каждом ряду и закачку рабочего агента через 1 ряд нагнетательных скважин с 12 скважинами в ряду. Расстояние между скважинами составляет 300 м.

Выполняют горизонтальные стволы в скважинах. В остановленную 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 трубу закачивают воздух до его прорыва в пусковую муфту и заполнения затрубного пространства скважины. Давление в скважине снижается с 16 до 13 МПа. 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. Подобным образом формируют боковой горизонтальный ствол в той же скважине в направлении, развернутом на 180° относительно начального.

Согласно данной технологии выполняют по два боковых горизонтальных ствола в каждой нагнетательной и добывающей скважине.

Через пробуренные боковые горизонтальные стволы нагнетательных скважин закачивают рабочий агент (пластовую воду). Через пробуренные боковые горизонтальные стволы добывающих скважин отбирают нефть. В результате нефтеотдача залежи возросла на 3,5%.

Применение предложенного способа позволит увеличить нефтеотдачу залежи.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий бурение вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, выполнение боковых горизонтальных стволов в нагнетательных скважинах, закачку рабочего агента через боковые горизонтальные стволы нагнетательных скважин, отличающийся тем, что дополнительно боковые горизонтальные стволы выполняют в добывающих скважинах, отбирают нефть через боковые горизонтальные стволы добывающих скважин, при этом при давлении в скважине, сниженном на 5-10 % от гидростатического, все боковые горизонтальные стволы выполняют размыванием горной породы под давлением флюида порядка 15-20 МПа, а направление всех боковых горизонтальных стволов устанавливают параллельно рядам размещения скважин.