СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ СКВАЖИНАМИ

Предлагаемый способ относится к нефтяной промышленности, в частности к области разработки нефтяных залежей горизонтальными скважинами.

Известен способ разработки неоднородного многопластового нефтяного месторождения (патент RU №2024740, МПК E21B 43/14, E21B 43/20, E21B 43/30, опубл. 15.12.1994), включающий разбуривание месторождения скважинами с вертикальными стволами по разреженной относительно проектной сетке. Затем бурят по каждому пласту добывающие скважины с горизонтальными стволами. Начало и конец горизонтального ствола размещают на одинаковом расстоянии от источника вытесняющего агента. Длину ствола добывающей скважины в продуктивном пласте устанавливают прямо пропорционально запасам нефти и обратно пропорционально их продуктивности. Длину ствола в горизонтальных добывающих скважинах в стягивающих рядах устанавливают не более 70% от расстояния по проектной сетке.

Недостатком способа является необходимость бурения большого количества скважин с горизонтальными стволами, что приводит к увеличению материальных затрат на строительство скважин и разработку нефтяной залежи, а также неполный охват выработкой запасов нефти, низкий коэффициент извлечения нефти.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки нефтяного месторождения (патент RU №2215130, МПК E21B 43/16, опубл. 27.12.2004), включающий отбор нефти через горизонтальные добывающие скважины и закачку рабочего агента через вертикальные нагнетательные скважины, размещенные по однорядной системе. Стволы горизонтальных добывающих скважин ориентируют вдоль ряда с полого направленным от кровли до подошвы вскрытием продуктивных прослоев в разрезе пласта. Количество вертикальных скважин в нагнетательном ряду, приходящихся на одну горизонтальную добывающую скважину расчетного элемента разработки, определяют из расчета одной дополнительной нагнетательной скважины на величину удлинения ствола горизонтальной добывающей скважины, которое определяют из аналитического соотношения.

Недостатком способа является то, что при его применении достигается низкий коэффициент извлечения нефти из-за неполного охвата воздействием, вовлечения в разработку ранее не работавших продуктивных пластов.

Технической задачей предлагаемого способа является повышение технологической и экономической эффективности разработки залежей нефти, увеличения коэффициента охвата выработкой запасов нефти, увеличения дебитов скважин, конечного нефтеизвлечения за счет создания системы поддержания пластового давления путем закачки вытесняющих агентов. Применение способа позволяет включить в работу участки залежи, ранее не участвовавшие в добыче нефти.

Технический результат достигается способом разработки нефтяной залежи, включающим строительство горизонтальных добывающих скважин, охватывающих залежь, и горизонтальных нагнетательных скважин, нагнетание вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции добывающими скважинами.

Новым является то, что горизонтальные добывающее скважины размещают параллельно друг другу, причем из горизонтальных участков последовательно в разные стороны в более проницаемых участках бурят восходящие к кровле пласта ответвления, между горизонтальными участками и параллельно горизонтальным участкам располагают горизонтальную нагнетательную скважину, нагнетание в которой начинают от забоя, при снижении приемистости коллекторов на забое горизонтальной нагнетательной скважины до предельно рентабельной, неработающий участок горизонтального ствола изолируют последовательно в направлении от забоя к началу горизонтального ствола нагнетательной скважины.

На фиг.1 представлена схема осуществления предлагаемого способа разработки залежи нефти (вид сверху) на участке из трех горизонтальных скважин. На фиг.2 изображен разрез А-А по фиг.1. На фиг.3 и фиг.4 изображен разрез В-В горизонтальной нагнетательной скважины по фиг.1.

Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности.

Нефтяную залежь 1 (фиг.1, 2) разбуривают вертикальными скважинами 2-5 (фиг.1) по редкой сетке. По данным бурения скважин и сейсмических исследований, проведенных на территории месторождения, уточняют геологическое строение нефтяной залежи, строят структурную карту по кровле продуктивного пласта. По результатам интерпретации каротажных диаграмм скважин 2-5 определяют эффективные нефтенасыщенные толщины и фильтрационно-емкостные свойства продуктивного пласта. Производят замеры пластового давления в скважинах.

Выделяют участок 6 залежи с нефтенасыщенными толщинами не менее 15 метров и подсчитывают запасы нефти. Дополнительно на участке залежи бурят как минимум две горизонтальные добывающие скважины 7, 8, которые размещают параллельно, причем из горизонтальных участков скважин последовательно в разные стороны бурят восходящие к кровле пласта ответвления 9-14. Число горизонтальных добывающих скважин 7, 8 с восходящими ответвлениями на участке залежи 1 ограничивается размерами выбранного участка, плотностью проектной сетки, которая в свою очередь зависит от типа коллекторов, фильтрационно-емкостных свойств коллекторов (проницаемости, пористости) и величины запасов нефти. При низких значениях проницаемости и пористости коллекторов проектная сетка уплотняется, например, с 400×400 м до 250×250 м, число горизонтальных скважин 7, 8 с восходящими ответвлениями и количество восходящих ответвлений на участке залежи возрастет.

Расстояние 1 (фиг.1, 2) между восходящими ответвлениями обратно пропорционально запасам нефти участка и составляет 20-150 м. Угол наклона α (фиг.2) восходящих ответвлений уменьшается с увеличением нефтенасыщенной толщины продуктивного пласта до 30°. Ограничением являются технические возможности бурения таких скважин. Расстояние h от кровли пласта до забоя каждого восходящего ответвления составляет 3-5 м.

Расстояние от самой низкой точки на горизонтальных участках добывающих скважин 7 (фиг.1), 8 до водонефтяного контакта (ВНК) должно составлять не менее 10 м при условии отсутствия литологического экрана между нижним нефтенасыщенным и водонасыщенным прослоями.

Между горизонтальными участками добывающих скважин 7, 8 с восходящими ответвлениями бурят горизонтальную нагнетательную скважину 15, равноудаленную от горизонтальных участков добывающих скважин 7 и 8 на расстояние L₁. Длина горизонтальной нагнетательной скважины не превышает длину горизонтальных участков добывающих скважин.

В горизонтальный участок нагнетательной скважины спускают насосно-компрессорные трубы (НКТ) 16 (фиг.3), длина которых составляет 2/3 длины горизонтального участка нагнетательной скважины 15 (фиг.1, 2, 3, 4). В конце НКТ устанавливают заколонный проходной пакер 17 (фиг.3), позволяющий производить поинтервальную закачку вытесняющей жидкости в нагнетательную скважину с целью поддержания пластового давления (например, в виде самоуплотняющейся манжеты, не пропускающей вытесняющую жидкость от забоя к устью).

Горизонтальную нагнетательную скважину 15 осваивают и пускают в эксплуатацию. Первоначально закачку вытесняющей жидкости осуществляют в призабойную часть 18 горизонтального участка нагнетательной скважины. Для получения максимального влияния вытесняющего агента на горизонтальные добывающие скважины закачку вытесняющего агента осуществляют с повышением пластового давления на 10-20% по сравнению с зоной отбора. В результате обеспечиваются стабильное и непрерывное воздействие на продуктивный пласт, эффективное использование вытесняющего агента, увеличение дебита и объемов добываемой продукции.

При снижении приемистости коллекторов на забое горизонтальной нагнетательной скважины 15 до предельно рентабельной, неработающий участок 19 (фиг.4) горизонтального ствола нагнетательной скважины изолируют последовательно в направлении от забоя к началу горизонтального ствола установкой пакера-отсекателя 20 или цементируют. Затем осваивают под нагнетание следующий интервал 21 горизонтального участка нагнетательной скважины с использованием ИКТ 16 и пакера 17.

Пример конкретного выполнения.

Осуществление данного способа рассмотрим на примере участка, характерного для массивной залежи нефти турнейского яруса. Нефтяную залежь 1 (фиг.1, 2) разбуривают вертикальными скважинами 2-5 (фиг.1) по сетке 800×800 м. По данным глубокого бурения скважин 2-5 и сейсмических исследований методом 2D, проведенных на территории месторождения, уточнили геологическое строение залежи, построили структурную карту по кровле турнейского яруса.

По результатам интерпретации каротажных диаграмм пробуренных вертикальных скважин 2-5 установили, что эффективные нефтенасыщенные толщины карбонатных коллекторов нефтяной залежи составили в среднем 22 м, проницаемость - 0,82 мкм², пористость - 11,0%, нефтенасыщенность - 78,0%. Пластовое давление равно 10,5 МПа, обводненность добываемой продукции не превышает 12%.

Выделили участок залежи, размеры которого составили 950×950 м, извлекаемые запасы нефти - 354 тыс.т. Дополнительно на участке 6 с нефтенасыщенными толщинами более 20 м пробурили две горизонтальные добывающие скважины 7 и 8 с тремя восходящими ответвлениями 9-14 в каждой. Расстояние между горизонтальными добывающими скважинами составило 500 м. Расстояния между восходящими ответвлениями 1 (фиг.1, 2) составили 46-50 м, длины восходящих ответвлений - 110-199 м. Углы наклона α (фиг.2) ответвлений не превышали 45-60°. Расстояния h от кровли пласта до забоя каждого восходящего ответвления составили 3,5-4 м. ВПК нефтяной залежи установили на абсолютной отметке минус 1054 м. Расстояния от самой низкой точки на двух горизонтальных участках добывающих скважин 7 (фиг.1) и 8 до ВПК составили 10,5 и 11 м.

Между горизонтальными участками добывающих скважин 7, 8 с восходящими ответвлениями 9-14 пробурили горизонтальную нагнетательную скважину 15, равноудаленную от горизонтальных участков добывающих скважин 7 и 8 на расстояние L₁=250 м. Длина горизонтального участка нагнетательной скважины 15 составила 380 м.

В горизонтальный участок нагнетательной скважины 15 (фиг.1, 2, 3, 4) спустили насосно-компрессорные трубы (НКТ) 16 (фиг.3) длиной 270 м. Установили на расстоянии 265 м от забоя заколонный проходной пакер 17. Горизонтальную нагнетательную скважину 15 (фиг.1, 2, 3, 4) освоили, и пустили в эксплуатацию. Вытесняющую жидкость стали закачивать в призабойную часть 18 (фиг.3) горизонтальной нагнетательной скважины. Горизонтальная нагнетательная скважина 15 работала в режиме с избыточным устьевым давлением, превышающим начальное пластовое на 11%. Среднесуточная закачка вытесняющего агента составила 98,6 м³, за три года она снизилась до 16 м³/сут, пластовое давление на участке залежи понизилось на 2,6 МПа.

Неработающий участок 19 (фиг.4) горизонтального ствола изолировали, установив пакер-отсекатель 20. Затем освоили под нагнетание следующий интервал 21 (фиг.4) горизонтального участка нагнетательной скважины 15 длиной 110 м. Горизонтальную нагнетательную скважину 15 пустили в эксплуатацию с использованием НКТ 16 и заколонного проходного пакера 17.

В результате работы добывающих скважин с горизонтальными стволами на участке нефтяной залежи получена дополнительная добыча нефти в количестве 16% по сравнению с аналогичными участками месторождения за счет увеличения площади дренирования пласта и создания системы поддержания пластового давления на участке залежи.

Предлагаемый способ обеспечивает увеличение нефтеизвлечения, расширение области применения горизонтальных скважин с восходящими ответвлениями при различных условиях разработки залежей.