СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ С ПРИМЕНЕНИЕМ РАЗВЕТВЛЕННЫХ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с применением разветвленных горизонтальных скважин.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2434127, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №32 от 20.11.2011 г.), включающий бурение вертикальных нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие горизонтальные скважины. Двухустьевую горизонтальную добывающую скважину бурят с использованием одного отклонителя вблизи подошвы продуктивного пласта, а вертикальную нагнетательную скважину - с расположением забоя над средней частью горизонтального участка добывающей скважины на расстоянии, исключающем прорыв теплоносителя, при этом продуктивный пласт условно делят на несколько зон с разными температурными режимами, при закачке теплоносителя по мере прогрева пласта и при достижении предельной обводненности продукции скважин отбор начинают с нижней, более прогретой зоны, после достижения продукции температуры 80-90% от температуры прорыва отбор переносят в зоны более низких температур, изолируя зоны с высокой температурой, близкой к температуре прорыва, глухими пакерами, при повышении температуры в новых зонах отбора зоны отбора перемещают в более холодные зоны с отсечением высокотемпературных зон глухими пакерами, а при снижении температуры до уменьшения текучести ниже необходимого значения зоны отбора переносят в зоны с более высокими температурами, которые ниже 70% температуры прорыва, а пакеры извлекают.

Недостатками способа являются сложность в строительстве двухустьевой горизонтальной скважины, увеличение затрат на строительство скважин для организации теплового воздействия.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2334095, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №26 от 20.09.2008 г.), включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Горизонтальный ствол добывающей скважины проводят в 1,5-2,5 м над подошвой продуктивного пласта, горизонтальный ствол перфорируют, выше горизонтального ствола добывающей скважины на 3,5-4,5 м размещают низ вертикальной нагнетательной скважины, перфорированной в интервале 0,5-1,5 м от низа, вертикальную нагнетательную скважину размещают от вертикального ствола добывающей скважины на расстоянии, большем 2/3 длины горизонтального участка добывающей скважины, вплоть до конца горизонтального ствола, при этом в качестве рабочего агента используют пар в чередовании с воздухом.

Основным недостатком известного способа является низкая эффективность процесса вытеснения нефти из-за неравномерного прогрева пласта по всему интервалу горизонтального ствола агентом воздействия.

Техническими задачами настоящего изобретения являются повышение нефтеотдачи, повышение эффективности процесса вытеснения нефти за счет нагнетания рабочего агента выше и ниже гипсометрического положения траектории низа горизонтального ответвления добывающей скважины, увеличение охвата пласта воздействием за счет бурения разветвленных горизонтальных скважин, вовлечение в разработку остаточных запасов нефти.

Техническая задача решается способом разработки нефтяной залежи с применением разветвленных горизонтальных скважин, включающим бурение вертикальных нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие горизонтальные скважины.

Новым является то, что добывающие скважины строят в виде разветвленных горизонтальных скважин, которые бурят выше уровня водонефтяного контакта (ВНК), а вертикальные - на расстоянии не менее 50 м от забоев разветвленных горизонтальных скважин, производят вторичное вскрытие залежи вертикальных скважин выше и ниже соответствующего забоя горизонтальной скважины, спускают в каждую нагнетательную скважину колонну труб с установкой пакера между вскрытиями, закачивают вытесняющий агент через верхнее вскрытие по межтрубному пространству, а через нижнее вскрытие - по колонне труб.

Сущность изобретения

В предложенном способе решаются задачи повышения эффективности вытеснения нефти, увеличения нефтеизвлечения, повышения темпа отбора, увеличения охвата воздействием по площади и вертикали.

На чертеже представлена схема реализации предлагаемого способа разработки нефтяной залежи,

где 1 - участок залежи нефти; 2 - горизонтальная добывающая скважина; 3, 4, 5 - вертикальные нагнетательные скважины; 6 - водонефтяной контакт (ВНК); 7, 7¹ - интервалы перфорации; 8 - колонна насосно-компрессорных труб (НКТ); 9 - пакер.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

На залежи нефти 1 в продуктивном пласте выше уровня ВНК 6 бурят как минимум одну разветвленную горизонтальную добывающую скважину 2, через которую в дальнейшем производится отбор продукции. На расстоянии не менее 50 м от соответствующих забоев (I, II, III) горизонтальной скважины 2 осуществляют строительство вертикальных нагнетательных скважин 3, 4, 5. В нагнетательных скважинах 3, 4, 5 цементируют затрубное пространство, производят вторичное вскрытие залежи с образованием перфорационных отверстий 7, 7¹ выше и ниже гипсометрического положения траектории соответствующего горизонтального ствола добывающей скважины 2. Спускают в каждую нагнетательную скважину 3, 4, 5 колонну насосно-компрессорных труб 8 с установкой пакера 9 между вскрытиями 7, 7¹ во избежание перетоков вытесняющего агента.

Далее для выравнивания профиля приемистости производят закачку водоизолирующего состава в нагнетательную скважину 3, например полимера, гелеобразующей композиции, задавливая в пласт в объеме, необходимом для частичной изоляции водопритока из водонасыщенной части продуктивного пласта залежи 1. Объем приравнивается объему ствола скважины при давлении в затрубье не более 2-3 МПа.

Далее в нагнетательные скважины 3, 4, 5 подают вытесняющий агент через верхнее вскрытие 7 по межтрубному пространству, а через нижнее вскрытие 7¹ - по колонне труб 8, что позволяет регулировать фронт заводнения выше и ниже соответствующих забоев (I, II, III) горизонтальной добывающей скважины 2, что способствует равномерному распределению фронта вытеснения. Объем вытесняющего агента определяется расчетным путем и составляет 2,5 м на 1 т добываемой нефти. В качестве вытесняющего агента используют воду или подогретый реагент в зависимости от типа коллектора и интервалов вязкости продуктивного пласта. После чего осуществляют отбор продукции.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают залежь нефти 1 с терригенным коллектором. На залежи имеется высокопродуктивная зона толщиной 50-60 м с температурой 25°С, давлением 13 МПа, нефтенасыщенностью 0,93 д. ед., пористостью 26%, проницаемостью 0,82 мкм², плотностью нефти 911 кг/м³ и вязкостью 56 мПа·с.

На залежи нефти 1 в продуктивном пласте выше уровня ВНК 6 на 25 м бурят одну разветвленную горизонтальную добывающую скважину 2 с тремя забоями (I, II, III). На расстоянии 75 м от соответствующих забоев (I, II, III) горизонтальной скважины 2 осуществляют строительство трех вертикальных нагнетательных скважин 3, 4, 5. В нагнетательных скважинах 3, 4, 5 цементируют затрубное пространство, производят вторичное вскрытие залежи с образованием перфорационных отверстий 7, 7¹ выше и ниже гипсометрического положения траектории соответствующего горизонтального ствола добывающей скважины 2. Спускают в каждую нагнетательную скважину 3, 4, 5 колонну насосно-компрессорных труб 8 с установкой пакера 9 между вскрытиями 7, 7¹.

Далее в нагнетательную скважину 3 производят закачку водоизолирующего состава, задавливая в пласт в объеме, необходимом для частичной изоляции водопритока из водонасыщенной части продуктивного пласта залежи 1 и составляющем 2 м³.

Далее через нагнетательные скважины 3, 4, 5 подают подогретую воду через верхнее вскрытие 7 по межтрубному пространству, а через нижнее вскрытие 7¹ - по колонне труб 8. Объем вытесняющего агента определяется расчетным путем и составляет 2,5 м³ на 1 т добываемой нефти. После чего осуществляют отбор продукции через добывающую разветвленную горизонтальную скважину 2.

Благодаря применению предложенного способа разработки нефтяной залежи с применением разветвленных горизонтальных скважин темп отбора нефти увеличивается до 11% от извлекаемых запасов.

Эксплуатация участка рассчитана до достижения проектной нефтеотдачи 0,5. В процессе отработки всего интервала увеличивается охват пласта воздействием, нефтеотдача увеличилась на 16%, дополнительная добыча нефти за весь срок эксплуатации участка составила 246 тыс. т нефти.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу пласта, темп отбора нефти, увеличить охват пласта воздействием, максимально вовлечь в разработку остаточные запасы нефти.