Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ СКВАЖИНАМИ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти горизонтальными скважинами.

Известен способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами (патент РФ №2141560, МПК Е21В 43/00, опубл. 11.20.1999), включающий проводку в скважине основного транспортного горизонтального ствола, по всей его длине от его забоя до кровли пласта проведение пото-кометрии, по данным потокометрии нахождение пласта к основному транспортному горизонтальному стволу участков пласта и неработающих участков пласта, затем из основного транспортного горизонтального ствола в неработающие участки пласта бурение ответвленных ниспадающих стволов волнообразного профиля, проведение в них потокометрии, выявление прилегающих к ответвленным ниспадающим стволам волнообразного профиля работающих участков пласта, бурение последующих горизонтальных стволов и дополнительных ответвлений ниспадающих стволов в работающие участки пласта из основного транспортного горизонтального ствола, включение скважин в работу по добыче нефти, при этом включение дополнительных ответвленных ниспадающих стволов в каждой скважине в работу по добыче нефти последовательно, начиная от забоя основного транспортного горизонтального ствола до кровли пласта.

Недостатком способа является низкая нефтеотдача пластов вследствие преждевременного прорыва подошвенных вод к забоям добывающих скважин.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи (патент РФ №2283947, МПК Е21В 43/20, опубл. 20.09.2006), включающий бурение основного транспортного горизонтального ствола горизонтально или наклонно в кровельной части продуктивного пласта. Из него бурят дополнительные ответвленные ниспадающие стволы с понижением их забоев к концу основного транспортного горизонтального ствола. Высоту горизонтальной части последнего дополнительного ответвленного ниспадающего ствола назначают исходя из отношения расстояния от забоя ствола до водо-нефтяного контакта к расстоянию от основного транспортного горизонтального ствола до водонефтяного контакта, равного 0,6-0,8. Высоту горизонтальной части первого дополнительного ответвленного ниспадающего ствола назначают исходя из отношения расстояния от забоя ствола до водонефтяного контакта к расстоянию от основного транспортного горизонтального ствола до водонефтяного контакта, равного 0,1-0,2. Высоты горизонтальных частей дополнительных ответвленных ниспадающих стволов в промежутке между первым и последним стволами назначают исходя из отношения расстояния от забоя ствола до водонефтяного контакта, равного 0,2-0,6. Включают скважины в работу по добыче нефти. При обводнении добываемой нефти за счет поднятия конусов обводнения исключают из работы скважины обводненные ниспадающие стволы.

Основными недостатками данного способа являются недостаточный охват пласта воздействием, вероятность преждевременного прорыва подошвенной пластовой воды к добывающей скважине, низкая нефтеотдача пласта, низкая эффективность извлечения нефти.

Техническими задачами являются увеличение охвата пластов выработкой по площади и по разрезу, увеличение дебитов скважин, увеличение дополнительной добычи нефти, повышение нефтеотдачи пластов, поддержание оптимального пластового давления.

Техническая задача решается способом разработки залежей нефти горизонтальными скважинами, включающим бурение горизонтальной скважины с ниспадающим забоем к подошве пласта, нагнетание вытесняющего агента и отбор продукции.

Новым является то, что проводят исследование скважины, определяют уровень водонефтяного контакта (ВНК), после чего из горизонтальной скважины на расстоянии 150-500 м от ниспадающего участка бурят восходящий ствол к кровле пласта, в ниспадающем участке производят вторичное вскрытие пласта ниже уровня ВНК, а в восходящем стволе - выше уровня ВНК, причем восходящий ствол между горизонтальной скважиной и вскрытием оснащают пакером с клапаном, пропускающим продукцию пласта в горизонтальную скважину, а горизонтальную скважину между ниспадающим участком и восходящим стволом дополнительным пакером с подпружиненным клапаном, пропускающим жидкость из горизонтального ствола к вскрытию ниспадающего участка при давлении, превышающем гидростатическое давление в скважине, после чего в скважину спускают на лифтовых трубах насос, который отбирает продукцию пласта из восходящего ствола - выше уровня ВНК, при снижении пластового давления добычу насосом продукции пласта прекращают, а по межтрубному пространству закачивают вытесняющий агент через ниспадающий участок и подпружиненный клапан дополнительного пакера в пласт ниже уровня ВНК для поддержания пластового давления, после чего закачку прекращают, а добычу насосом возобновляют, при необходимости циклы закачки вытесняющего агента повторяют.

Новым также является то, что при поднятии уровня ВНК выше нижней кромки вскрытия восходящего ствола насос с лифтовыми трубами извлекают, пакер с клапаном переносят в восходящем стволе выше уровня ВНК, ниже пакера в пласт производят закачку водоизолирующего состава для герметизации этого участка вскрытия, в скважину спускают на лифтовых трубах насос и добычу с периодической закачкой вытесняющего агента возобновляют.

Сущность изобретения.

В предложенном способе решается задача увеличения охвата пластов выработкой по площади и по разрезу, увеличения дебитов скважин, повышения дополнительной добычи нефти, повышения нефтеотдачи пластов, поддержания оптимального пластового давления и интенсификации притока нефти.

На чертеже представлена схема реализации предлагаемого способа разработки залежей нефти горизонтальными скважинами, где

1 - основной горизонтальный ствол добывающей скважины; 2 - ниспадающий участок горизонтальной скважины; 3 - восходящий ствол горизонтальной скважины; 4 - водонефтяной контакт (ВНК); 5, 5 - пакеры со всасывающим и нагнетательным клапанами соответственно; 6 - лифтовые трубы; 7 - насос; 8, 8 - интервалы вскрытия, соответственно нисходящего участка 2 и восходящего ствола 3.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

На залежи нефти осуществляют бурение горизонтальной скважины 1 в продуктивном пласте 9 с ниспадающим участком 2 к подошве пласта 9. Проводят исследование скважины, определяют уровень водонефтяного контакта (ВНК) 4. После чего из горизонтальной скважины 1 на расстоянии 150-500 м от ниспадающего участка 2 бурят восходящий ствол 3 к кровле пласта 9. Высота восходящего ствола 3 составляет h≤0,9 Н, где h - высота восходящего ствола 3 от горизонтального ствола 1; Н - расстояние от основного горизонтального ствола 1 до кровли пласта 9.

В ниспадающем участке 2 производят вторичное вскрытие 8 пласта ниже уровня ВНК, а в восходящем стволе 8 - выше уровня ВНК. Восходящий ствол 3 между горизонтальной скважиной 1 и вскрытием 8 оснащают пакером со всасывающим клапаном 5, пропускающим продукцию пласта в горизонтальную скважину 1, а горизонтальную скважину 1 между ниспадающим участком 2 и восходящим стволом 3 дополнительным пакером 5 с подпружиненным (нагнетательным) клапаном 5, пропускающим жидкость из горизонтального ствола к вскрытию ниспадающего участка при давлении, превышающем гидростатическое давление в скважине 1. После чего в скважину 1 на лифтовых трубах 6 спускают насос 7. Производят отбор продукции пласта 9 из восходящего ствола 3 через всасывающий клапан пакера 5. В процессе отбора продукции пласта 9 при снижении пластового давления до 30% от первоначального добычу насосом 7 продукции пласта 9 прекращают и по межтрубному пространству скважины 1 закачивают вытесняющий агент через ниспадающий участок 2 и подпружиненный нагнетательный клапан дополнительного пакера 5 в пласт ниже уровня ВПК 4 для поддержания пластового давления.

Далее закачку прекращают, а добычу насосом 7 возобновляют.В случае подъема уровня ВПК 4 выше нижней кромки вскрытия 8′ восходящего ствола 3 насос 7 с лифтовыми трубами 6 извлекают, пакер с клапаном 5 переносят в восходящем стволе 3 выше уровня ВПК 4. Ниже пакера 5 в пласт производят закачку водоизолирующего состава для герметизации этого участка вскрытия 8' ниже пакера 5' (на чертеже не показана). Количество и объем состава определяют в зависимости от геологических условий практическим путем. В качестве водоизолирующего состава применяют, например: суспензию полиакриламида или тампонирующий состав, состоящий из цемента и жидкого стекла в пропорции, соответствующей геологическим условиям данного пласта 9.

После технологической выдержки, достаточной для кольматации участка вскрытия 8' ниже пакера 5' в скважину на лифтовых трубах 6, спускают насос 7 и добычу с периодической закачкой вытесняющего агента возобновляют.

При последующем подъеме уровня ВПК 4 операцию повторяют.

Пример конкретного выполнения.

Разрабатывают нефтяную залежь (пласт) 9 со следующими характеристиками: средняя глубина залегания продуктивной части пласта - 870 м, тип залежи - массивный, коллектор - карбонатный, общая толщина в пределах участка составляет 31 м, эффективная нефтенасыщенная часть -14 м, коэффициент песчанистости составляет 0,54 д. ед., расчлененность - 7 д. ед., пористость нефтенасыщенного пласта - 0,121 д. ед., проницаемость -0,576-10^-3 мкм², нефтенасыщенность - 0,79 д. ед.; абсолютная отметка ВНК - 877 м, начальное пластовое давление - 9 МПа.

На залежи нефти осуществляют бурение горизонтальной скважины 1 с ниспадающим забоем к подошве пласта 2. Далее проводят исследование скважины, определяют уровень водонефтяного контакта (ВНК) 4. После чего из горизонтальной скважины 1 на расстоянии 370 м от ниспадающего участка 2 бурят восходящий ствол 3 к кровле пласта. Высота ответвления 3 составляет 5,6 м.

В ниспадающем участке 2 производят вторичное вскрытие 8 пласта ниже уровня ВНК, а в восходящем стволе - выше уровня ВНК. Восходящий ствол 3 между горизонтальной скважиной 1 и вскрытием 8 оснащают пакером с клапаном, пропускающим продукцию пласта в горизонтальную скважину, а горизонтальную скважину 1 между ниспадающим участком 2 и восходящим стволом 3 дополнительным пакером 5 с подпружиненным клапаном, пропускающим жидкость из горизонтального ствола 1 к вскрытию 8 ниспадающего участка при давлении, превышающем гидростатическое давление в скважине 1. После чего в скважину 1 на лифтовых трубах 6 спускают насос 7. Производят отбор продукции пласта через восходящий ствол 3. В процессе отбора продукции пласта при снижении пластового давления до 5 МПа добычу насосом продукции пласта прекращают и по межтрубному пространству скважины 1 закачивают вытесняющий агент давлением 14 МПа через ниспадающий участок 2 и подпружиненный клапан дополнительного пакера 5 в пласт ниже уровня ВПК 4 для поддержания пластового давления до 8 МПа.

Далее закачку прекращают, а добычу насосом 7 возобновляют. В случае подъема уровня ВПК 4 до уровня 874 м, то есть выше нижней кромки вскрытия 8 восходящего ствола 3, насос 7 с лифтовыми трубами извлекают, пакер 5'с клапаном переносят в восходящем стволе 3 до уровня 875 м - выше уровня ВНК 4. Ниже пакера 5 в пласт 9 производят закачку водоизолирующего состава для герметизации этого участка вскрытия 8' ниже пакера 5'. В качестве водоизолирующего состава применяют суспензию полиакриламида в объеме 7 м³. После технологической выдержки (24 часа) в скважину на лифтовых трубах 6 спускают насос 7 и добычу с периодической закачкой вытесняющего агента возобновляют.

В процессе отработки всего интервала увеличивается охват пласта воздействием, нефтеотдача увеличилась на 35%, дополнительная добыча нефти составила 172 тыс.т нефти.

Применение предложенного способа позволяет увеличить охват пласта выработкой по площади и по разрезу, увеличить дополнительную добычу нефти, дебиты скважин, повысить нефтеотдачи пластов, поддерживать пластовое давление на уровне оптимального.