RU2841844C1 - Способ разработки залежи нефти - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с различным типом коллектора. На залежи нефти бурят горизонтальные и вертикальные добывающие скважины. Горизонтальные добывающие скважины бурят длиной 300-350 м в пласте мощностью не менее 12 м выше подошвы залежи не менее 3 м. Вертикальные добывающие скважины размещают на расстоянии 1/2 утвержденного межскважинного пространства добывающего фонда на залежи от забоя горизонтальных добывающих скважин. В добывающей горизонтальной скважине проводят глубокую перфорацию по спирали вдоль всего ствола горизонтального участка скважины, с расстоянием между отверстиями 10 м и глубиной перфорации 1,5 м, имея в таком случае не менее 30 отверстий перфорации. Ведут добычу нефти. При достижении дебита нефти в вертикальных добывающих скважинах 0,5 т/сут и меньше проводят зарезку двух боковых горизонтальных стволов в противоположном направлении друг к другу, от основного ствола на расстоянии 60-80 м, длиной горизонтального участка 150-200 м, при этом под углом 80-85° по отношению к добывающей горизонтальной скважине, переводят скважину в нагнетательный фонд, вскрывают нижний водоносный пласт, осваивают вертикальную добывающую скважину с двумя боковыми горизонтальными стволами под закачку, закачку ведут внутрискважинной перекачкой в вертикальной добывающей скважине с двумя боковыми горизонтальными стволами из нижнего водоносного пласта с давлением на 10-15% выше начального пластового давления и циклом закачки 4 дня нагнетания и 2 дня простоя. Таким образом, предлагаемый способ обеспечивает равномерное вытеснения нефти из нефтенасыщенного пласта, высокий темп отбора нефти и увеличение продуктивности скважин за счет применения предлагаемой сетки скважин, которая позволяет учитывать максимальный охват дренированием залежи по площади путём использования горизонтальной технологии и разрезу путём увеличения объёма дренируемой породы вокруг горизонтального ствола скважины с использованием глубокой перфорации, подключая к дренированию максимально возможную толщину в неоднородном нефтеносном коллекторе залежи. 1 ил.

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с различным типом коллектора.

Известен способ разработки залежей нефти в поздней стадии разработки (патент RU №2506418, МПК Е21В 43/16, опубл. 10.02.2014, Бюл. №4), включающий бурение вертикальных нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие горизонтальные скважины. Горизонтальную скважину бурят выше уровня водонефтяного контакта - ВНК, а вертикальную - на расстоянии не менее 50 м от забоя горизонтальной скважины, производят вторичное вскрытие залежи в вертикальной скважине выше и ниже горизонтальной скважины, причем вторичное вскрытие в вертикальной скважине выше горизонтального ствола производят с большей плотностью вскрываемых отверстий, чем вскрытие ниже горизонтального ствола для создания более равномерного фронта заводнения.

Недостатками способа являются недостаточные выработка остаточных запасов нефти и нефтеизвлечение, возможность преждевременного обводнения.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежи нефти (патент RU №2823943, МПК Е21В 43/16, опубл. 30.07.2014, Бюл. №22), включающий бурение одной или более горизонтальных добывающих скважин в пласте мощностью не менее 10 м выше подошвы залежи не менее 3 м, а вертикальную нагнетательную - на расстоянии 1/3 утверждённого межскважинного пространства добывающего вертикального фонда скважин на залежи от забоя горизонтальной добывающей скважины, производят вторичное вскрытие залежи в вертикальной нагнетательной скважине выше гипсометрической отметки подошвы залежи, но не выше положения горизонтального ствола добывающей скважины, вскрывают нижний водоносный пласт, закачку ведут внутрискважинной перекачкой в вертикальной нагнетательной скважине из нижнего водоносного пласта с давлением на 10 % выше начального пластового давления и циклом закачки 7 дней нагнетания и 5 дня простоя.

Недостатком способа является низкая эффективность системы поддержания пластового давления, неполная выработка запасов нефти, неравномерное вытеснение нефти из залежи, наличие не вовлеченных остаточных запасов нефти залежи.

Техническим результатом изобретения являются обеспечение равномерного вытеснения нефти из нефтенасыщенного пласта, высокий темп отбора нефти и увеличение продуктивности скважин за счет применения предлагаемой сетки скважин, которая позволяет учитывать максимальный охват дренированием залежи по площади путём использования горизонтальной технологии и разрезу путём увеличения объёма дренируемой породы вокруг горизонтального ствола скважины с использованием глубокой перфорации, подключая к дренированию максимально возможную толщину в неоднородном нефтеносном коллекторе залежи, избежать увеличения затрат на бурение и обустройство дополнительных нагнетательных скважин

Технический результат достигается способом разработки нефтяной залежи бурение горизонтальных и вертикальных добывающих скважин, отбор продукции через добывающие скважины.

Новым является то, что бурят горизонтальные добывающие скважины длиной 300-350 м в пласте мощностью не менее 12 м выше подошвы залежи не менее 3 м, а вертикальные добывающие скважины размещают на расстоянии 1/2 утвержденного межскважинного пространства добывающего фонда на залежи от забоя горизонтальных добывающих скважин, при этом в добывающей горизонтальной скважине проводят глубокую перфорацию по спирали вдоль всего ствола горизонтального участка скважины с расстоянием между отверстиями 10 м и глубиной перфорации 1,5 м, имея в таком случае не менее 30 отверстий перфорации, при достижении дебита нефти в вертикальных добывающих скважинах 0,5 т/сут и меньше проводят зарезку двух боковых горизонтальных стволов в противоположном направлении друг к другу, от основного ствола на расстоянии 60-80 м, длиной горизонтального участка 150-200 м, при этом под углом 80-85° по отношению к добывающей горизонтальной скважине, затем переводят вертикальную скважину с двумя боковыми горизонтальными стволами в нагнетательный фонд, после чего вскрывают нижний водоносный пласт, осваивают вертикальную добывающую скважину с двумя боковыми горизонтальными стволами под закачку, закачку ведут внутрискважинной перекачкой в вертикальной скважине с двумя боковыми горизонтальными стволами из нижнего водоносного пласта с давлением на 10-15 % выше начального пластового давления и циклом закачки 4 дня нагнетания и 2 дня простоя.

На чертеже изображена схема сетки скважин, по которой разрабатывают нефтяную залежи, где 1 - горизонтальная добывающая скважина с глубокой перфорацией, 2 - нагнетательная скважина с двумя боковыми горизонтальными стволами.

Сущность способа заключается в следующем.

На залежи нефти бурят горизонтальные и вертикальные добывающие скважины. Горизонтальные добывающие скважины бурят длиной 300-350 м в пласте мощностью не менее 12 м выше подошвы залежи не менее 3 м. Вертикальные добывающие скважины размещают на расстоянии 1/2 утвержденного межскважинного пространства добывающего фонда на залежи от забоя горизонтальных добывающих скважин. В добывающей горизонтальной скважине проводят глубокую перфорацию по спирали вдоль всего ствола горизонтального участка скважины, с расстоянием между отверстиями 10 м и глубиной перфорации 1,5 м, имея в таком случае не менее 30 отверстий перфорации. Ведут добычу нефти. При достижении дебита нефти в вертикальных добывающих скважинах 0,5 т/сут и меньше проводят зарезку двух боковых горизонтальных стволов в противоположном направлении друг к другу, от основного ствола на расстоянии 60-80 м, длиной горизонтального участка 150-200 м, при этом под углом 80°-85° по отношению к добывающей горизонтальной скважине, переводят скважину с в нагнетательный фонд, вскрывают нижний водоносный пласт, осваивают вертикальную добывающую скважину с двумя боковыми горизонтальными стволами под закачку, закачку ведут внутрискважинной перекачкой в вертикальной добывающей скважине с двумя боковыми горизонтальными стволами из нижнего водоносного пласта с давлением на 10-15 % выше начального пластового давления и циклом закачки 4 дня нагнетания и 2 дня простоя.

Пример конкретного выполнения.

Разрабатывают залежь нефти с высокопродуктивной зоной толщиной 12 м с температурой 25°С, давлением 11,4 МПа, нефтенасыщенностью 0,92 доли ед., пористостью 31%, проницаемостью 1,122 мкм2, плотностью нефти 889 кг/м³ и вязкостью 23,4 мПа⋅с. Глубина залегания кровли 1140 м

На залежи нефти в продуктивном пласте выше подошвы залежи на отметке 1149 м пробурили одну горизонтальную добывающую скважину длиной 300 м, согласно утверждённой сетки вертикального фонда, которая погасила бурение двух вертикальных скважино-точек добывающего фонда, обустраивают скважину. В добывающей горизонтальной скважине проводят глубокую перфорацию по спирали вдоль всего ствола горизонтального участка скважины, с расстоянием между отверстиями 10 м и глубиной перфорации 1,5 м, имея в таком случае не менее 30 отверстий перфорации. На расстоянии 150 м от забоя горизонтальной скважины пробурили вертикальную добывающую скважину, обустроили скважину. Вводят в эксплуатацию добывающие горизонтальную и вертикальную скважины.

Через 6 лет эксплуатации дебит вертикальной добывающей скважины составил 0,5 т/сут. Проводят зарезку двух боковых горизонтальных стволов в противоположном направлении друг к другу, от основного ствола на расстоянии 60 м, длиной горизонтального участка 150 м, при этом под углом 80° по отношению к добывающей горизонтальной скважине, переводят скважину с двумя боковыми горизонтальными стволами в нагнетательный фонд, вскрывают нижний водоносный пласт, осваивают вертикальную добывающую скважину с двумя боковыми горизонтальными стволами под закачку.

Ведут закачку внутрискважинной перекачкой в вертикальной добывающей скважине с двумя боковыми горизонтальными стволами из нижнего водоносного пласта с давлением 12,5 МПа циклом закачки 4 дня нагнетания и 2 дня простоя.

Таким образом, предлагаемый способ обеспечивает равномерное вы-теснения нефти из нефтенасыщенного пласта, высокий темп отбора нефти и увеличение продуктивности скважин за счет применения предлагаемой сетки скважин, которая позволяет учитывать максимальный охват дренированием залежи по площади путём использования горизонтальной технологии и разрезу путём увеличения объёма дренируемой породы вокруг горизонтального ствола скважины с использованием глубокой перфорации, подключая к дренированию максимально возможную толщину в неоднородном нефтеносном коллекторе залежи.

Claims (1)

1. Способ разработки залежи нефти, включающий бурение горизонтальных и вертикальных добывающих скважин, отбор продукции через добывающие скважины, отличающийся тем, что бурят горизонтальные добывающие скважины длиной 300-350 м в пласте мощностью не менее 12 м выше подошвы залежи не менее 3 м, а вертикальные добывающие скважины размещают на расстоянии 1/2 утвержденного межскважинного пространства добывающего фонда на залежи от забоя горизонтальных добывающих скважин, при этом в добывающей горизонтальной скважине проводят глубокую перфорацию по спирали вдоль всего ствола горизонтального участка скважины с расстоянием между отверстиями 10 м и глубиной перфорации 1,5 м, имея в таком случае не менее 30 отверстий перфорации, при достижении дебита нефти в вертикальных добывающих скважинах 0,5 т/сут и меньше проводят зарезку двух боковых горизонтальных стволов в противоположном направлении друг к другу, от основного ствола на расстоянии 60-80 м, длиной горизонтального участка 150-200 м, при этом под углом 80-85° по отношению к добывающей горизонтальной скважине, затем переводят вертикальную скважину с двумя боковыми горизонтальными стволами в нагнетательный фонд, после чего вскрывают нижний водоносный пласт, осваивают вертикальную добывающую скважину с двумя боковыми горизонтальными стволами под закачку, закачку ведут внутрискважинной перекачкой в вертикальной скважине с двумя боковыми горизонтальными стволами из нижнего водоносного пласта с давлением на 10-15 % выше начального пластового давления и циклом закачки 4 дня нагнетания и 2 дня простоя.