Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ СКВАЖИНАМИ

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

Известен способ разработки нефтяного месторождения (патент RU №2215130, МПК⁷ Е21В 43/20, опубл. 27.10.2003), включающий разбуривание месторождения системой вертикальных нагнетательных и горизонтальных добывающих скважин с выбором их траектории, закачку вытесняющей жидкости и добычу нефти. Траектории горизонтальных добывающих скважин определяют соединением предполагаемых забоев вертикальных добывающих скважин по рядной схеме размещения. Располагают начало горизонтального ствола в стягивающей зоне. Конец ствола располагают в крайнем ряду добывающих скважин, наиболее близком к линии нагнетания. Проводят его с многократным вскрытием залежи путем входа и выхода ствола в продуктивный пласт. По мере перемещения фронта воды в процессе разработки забои горизонтальных добывающих скважин перемещают к стягивающей зоне путем поэтапного отключения интервалов пересечения продуктивных пластов.

Недостатком способа является то, что при его применении запасы нефти вырабатываются не полностью, так как при отключении интервалов пересечения продуктивных пластов нет возможности повторного возврата к их эксплуатации. В результате увеличения расстояния от линии нагнетания до ряда добывающих скважин снижается влияние фронта закачиваемой воды, уменьшается пластовое давление и, как следствие, дебиты нефти и объемы добываемой продукции.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами (патент RU №2474678, МПК Е21В 43/16, опубл. 10.02.2013, Бюл. №4), включающий строительство горизонтальных добывающих скважин, охватывающих залежь, и горизонтальных нагнетательных скважин, нагнетание вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции добывающими скважинами. Горизонтальные добывающие 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.

Недостатком способа является то, что не предусмотрен вариант повторного возврата к эксплуатации ранее изолированных участков горизонтального ствола. Недостатком является также то, что при последовательной изоляции горизонтального ствола нагнетательной скважины удаленные участки горизонтального ствола добывающей скважины остаются без влияния закачиваемой в пласт вытесняющей жидкости. В результате неполного охвата воздействием применение способа разработки не позволит выравнивать фронт продвижения вытесняющей жидкости по пласту, который препятствует прорыву закачиваемой жидкости к интервалам перфорации горизонтальных добывающих скважин, и увеличить дебиты нефти скважин.

Техническими задачами предлагаемого способа являются повышение технологической и экономической эффективности разработки залежей нефти за счет увеличения коэффициентов охвата выработкой запасов нефти и нефтеизвлечения в результате выравнивания фронта продвижения закачиваемых вытесняющих агентов и повторной эксплуатации обводненных участков горизонтального ствола скважины.

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, при этом горизонтальные добывающие скважины размещают параллельно друг другу, 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.

Новым является то, что горизонтальные добывающие скважины проводят в проницаемом прослое ниже кровли пласта на расстоянии 3-6 м и выше водонефтяного контакта на расстоянии не менее 10 м, горизонтальную нагнетательную скважину строят равноудаленной от горизонтальных участков добывающих скважин на расстоянии шага проектной сетки, закачку вытесняющего агента осуществляют с повышением пластового давления на 10-20% по сравнению с зоной отбора, предусматривают возврат к предыдущим интервалам эксплуатации по истечении времени, достаточного для восстановления и выравнивания фронта закачиваемой жидкости в пласте, горизонтальные участки добывающих скважин вскрывают в двух интервалах на расстоянии, исключающем их гидродинамическую связь, а отбор продукции производят поочередно, причем переключение с одного интервала добычи на другой осуществляют до достижения предельно рентабельной обводненности продукции.

На фиг. 1 представлена схема осуществления предлагаемого способа разработки залежи нефти (вид сверху) на участке из трех горизонтальных скважин. На фиг. 2 изображен разрез залежи А-А по фиг. 1. На фиг. 3 и фиг. 4 изображен разрез А-А горизонтальной добывающей скважины по фиг. 1. На фиг. 5 и фиг. 6 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 2-4 (фиг. 1) по редкой сетке. По данным бурения скважин и сейсмических исследований, проведенных на территории месторождения, уточняют геологическое строение нефтяной залежи. Определяют проницаемость, пористость коллекторов. Производят замеры пластового давления в скважинах 2-4.

Выбирают участок залежи 1 с нефтенасыщенными толщинами более 15 м. Сначала на участке залежи 1 строят как минимум две горизонтальные добывающие скважины 6, 7 и между ними одну горизонтальную нагнетательную скважину 8, которые размещают параллельно друг другу. Число горизонтальных добывающих скважин 6, 7 на участке залежи 1 ограничивается размерами выбранного участка, плотностью проектной сетки, которая в свою очередь зависит от типа коллекторов, фильтрационно-емкостных свойств пород (проницаемости, пористости) и величины запасов нефти. При низких значениях проницаемости и пористости коллекторов проектная сетка уплотняется, например, с 400×400 м до 200×200 м, число горизонтальных добывающих скважин 6, 7 и соответственно горизонтальных нагнетательных скважин 8 на участке залежи 1 возрастет.

Горизонтальные добывающие скважины 6, 7 проводят в проницаемом прослое, причем они располагаются ниже кровли пласта 1 (фиг. 2) на расстоянии a=3,0-6,0 м, и выше водонефтяного контакта (ВНК) - на расстоянии b=10,0 м, увеличивающем безводный период эксплуатации скважины. Уменьшение расстояния до водонефтяного контакта приведет к прорыву подошвенной воды к горизонтальным участкам добывающих скважин 6, 7 (фиг. 1) в результате различия вязкостей нефти и пластовой воды.

Между горизонтальными участками добывающих скважин 6, 7 строят горизонтальную нагнетательную скважину 8, равноудаленную от горизонтальных участков добывающих скважин 6, 7 на расстояние l шага проектной сетки. Длина горизонтальной нагнетательной скважины 8 не превышает длину горизонтальных участков добывающих скважин 6, 7.

Обсадные колонны 9 (фиг. 3, 4) горизонтальных скважин 6, 7 (фиг. 1) вскрывают перфорацией 10, 11 (фиг. 3, 4) минимально в двух интервалах, на расстоянии c, исключающем их гидродинамическую связь. Между этими интервалами устанавливают проходные пакеры 12, позволяющие производить поинтервальный отбор пластовой жидкости.

В горизонтальные участки добывающих скважин 6, 7 (фиг. 1) спускают колонны насосно-компрессорных труб 13 (фиг. 3, 4) с боковыми отверстиями 14. Нижний конец колонны труб 13 заглушен.

В горизонтальный участок нагнетательной скважины 8 (фиг. 1) спускают насосно-компрессорные трубы 16 (фиг. 5). В конце НКТ 16 устанавливают проходной пакер 17, позволяющий производить поинтервальную закачку вытесняющей жидкости в нагнетательную скважину 8 (фиг. 1) с целью поддержания пластового давления (например, в виде самоуплотняющейся манжеты, не пропускающей вытесняющую жидкость от забоя к устью).

Горизонтальные добывающие скважины 6, 7 осваивают и пускают в эксплуатацию. Пластовую жидкость начинают отбирать из самых удаленных горизонтальных участков добывающих скважин 6, 7. Число интервалов перфорации 10, 11 (фиг. 3, 4) и проходных пакеров 12 зависит от длины горизонтального участка и проницаемости пород-коллекторов пласта 1 (фиг. 1, 2). Чем выше проницаемость пород, тем на большем расстоянии производят перфорацию и реже устанавливают проходные пакеры 12 (фиг. 3, 4).

При достижении предельно рентабельной обводненности продукции и снижении дебита нефти неработающие интервалы 15 (фиг. 4) горизонтальных участков добывающих скважин 6, 7 (фиг. 1) перемещают в направлении начала горизонтального ствола для того, чтобы отбор пластовой жидкости осуществлялся через перфорационные отверстия 11 (фиг. 3, 4) обсадной колонны 9, находящиеся между проходными пакерами 12 во втором интервале пласта 1 (фиг. 1). Осваивают под отбор каждый следующий интервал горизонтального участка добывающих скважин 6, 7 с использованием НКТ 13 (фиг. 3, 4) и проходных пакеров 12. Применение проходных пакеров 12 в насосно-компрессорных трубах 13 позволяет переключаться с одного интервала добычи на другой при достижении предельно рентабельной обводненности продукции и возвращаться к предыдущим интервалам эксплуатации по истечении времени, достаточного для восстановления давления и выравнивания фронта закачиваемой вытесняющей жидкости в пласте 1 (фиг. 1).

При этом неработающие участки 15 (фиг. 4) изолируют последовательно в направлении от забоя к началу горизонтального участка установленными проходными пакерами 12 (фиг. 3, 4).

После обводнения последнего, наиболее удаленного от забоя интервала 11, НКТ 13 перемещают к забою для отбора из первого от забоя интервала 10 горизонтального участка 15 добывающих скважин 6, 7 (фиг. 1) через отверстия 14 (фиг. 3).

Горизонтальную нагнетательную скважину 8 (фиг. 1) осваивают и пускают в эксплуатацию. Первоначально закачку вытесняющей жидкости осуществляют в призабойную часть 18 (фиг. 5) горизонтального участка нагнетательной скважины 8 (фиг. 1).

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. Данная зависимость установлена по результатам опытных работ, проведенных на нефтяных месторождениях. В результате обеспечиваются стабильное и непрерывное воздействие на продуктивный пласт 1, эффективное использование вытесняющего агента, увеличение дебита и объемов добываемой продукции. При снижении приемистости пород-коллекторов на забое горизонтальной нагнетательной скважины 8 до предельно рентабельной неработающий участок 19 (фиг. 6) горизонтального ствола нагнетательной скважины 8 (фиг. 1) изолируют последовательно в направлении от забоя к началу горизонтального ствола установкой пакера-отсекателя 20 (фиг. 6) или цементируют. Затем осваивают под нагнетание следующий интервал 21 горизонтального участка нагнетательной скважины 8 (фиг. 1) с использованием НКТ 16 (фиг. 5, 6) и пакера 22.

Пример конкретного выполнения

Осуществление данного способа рассмотрим на примере участка, характерного для массивной залежи нефти турнейского яруса. Нефтяную залежь 1 (фиг. 1, 2) разбуривают скважинами 2-4 (фиг. 1) по сетке 300×300 м. По данным глубокого бурения скважин 2-4 и сейсмических исследований методом 2D, проведенных на территории месторождения, уточнили геологическое строение залежи 1, построили структурную карту по кровле турнейского яруса. Нижней границей для залежи 1 является водонефтяной контакт (ВНК) (фиг. 2).

Выбрали участок залежи с эффективными нефтенасыщенными толщинами 19,6 м. Размеры выделенного участка залежи составили 840×840 м, извлекаемые запасы нефти - 330 тыс. т. Определили проницаемость - 0,110 мкм², пористость - 12,3%, нефтенасыщенность - 80,0%. Пластовое давление равно 10,4 МПа.

Сначала на участке залежи 1 (фиг. 1) построили две горизонтальные добывающие скважины 6, 7 на расстоянии 300 м друг от друга и между ними на расстоянии 150 м одну горизонтальную нагнетательную скважину 8. Горизонтальные скважины 6-8 разместили параллельно друг другу в горизонтальной плоскости. Длины горизонтальных участков скважин 6-8 составили 280-285 м.

Расстояние a (фиг. 2) от кровли пласта 1 (фиг. 1) до забоя каждого горизонтального участка добывающих скважин 6, 7 составило 6,0 и 9,2 м. Расстояния b (фиг. 2) от самых низких точек на горизонтальных участках добывающих скважин 6 (фиг. 1) и 7 до ВНК (фиг. 2) составили 12,6 и 10,4 м.

Колонны обсадных труб 9 (фиг. 3, 4) вскрыли перфорацией 10, 11 в двух интервалах, наиболее удаленных от начала горизонтальных участков добывающих скважин 6, 7 (фиг. 1) на расстоянии 95,0 м друг от друга. В горизонтальные участки добывающих скважин 6, 7 спустили колонны насосно-компрессорных труб 13 (фиг. 3, 4) с боковыми отверстиями 14, нижний конец которых заглушен. Между интервалами перфорации на расстоянии 110 м от забоя установили проходной пакер 12.

В горизонтальный участок нагнетательной скважины 8 (фиг. 1) спустили насосно-компрессорные трубы (НКТ) 16 (фиг. 5, 6). На расстоянии 105 м от забоя установили проходной пакер 17.

Горизонтальные добывающие скважины 6, 7 (фиг. 1) освоили и пустили в эксплуатацию. Пластовую жидкость начали отбирать из призабойной зоны 15 (фиг. 3) горизонтальных участков добывающих скважин 6, 7 (фиг. 1). Горизонтальные добывающие скважины 6, 7 работали в течение 3 лет с дебитами нефти 12,0 и 10,6 т/сут. К концу четвертого года эксплуатации обводненность продукции возросла до 88,0 и 91,0%, а дебиты нефти снизились до 1,9 и 1,2 т/сут. НКТ 13 (фиг. 3, 4) горизонтальных добывающих скважин 6, 7 переместили в направлении начала горизонтального ствола на 98,0 м для того, чтобы отбор пластовой жидкости осуществлялся через перфорационные отверстия 11 (фиг. 3, 4) обсадной колонны, находящиеся между проходными пакерами 12 во втором интервале горизонтального участка добывающих скважин 6, 7 (фиг. 1). Затем освоили под отбор нефти второй интервал 11 (фиг. 3, 4) горизонтального участка добывающих скважин 6, 7 (фиг. 1) с использованием НКТ 13 (3, 4) и проходных пакеров 12.

Горизонтальную нагнетательную скважину 8 (фиг. 1) освоили и пустили в эксплуатацию одновременно с горизонтальными добывающими скважинами 6, 7. Вытесняющую жидкость стали закачивать в призабойную часть 18 (фиг. 5) горизонтальной нагнетательной скважины 8 (фиг. 1).

Горизонтальная нагнетательная скважина 8 работала в режиме с избыточным устьевым давлением, превышающим начальное пластовое на 10,8%. Среднесуточная закачка вытесняющего агента составила 94,5 м³, за 3,5 года она снизилась до 15 м³/сут, пластовое давление на участке залежи понизилось на 2,8 МПа.

В связи с отсутствием приемистости в первом интервале 18 (фиг. 5) горизонтального участка нагнетательной скважины 8 (фиг. 1) освоили под нагнетание следующий интервал 21 (фиг. 6) горизонтального участка нагнетательной скважины 8 (фиг. 1) длиной 85 м. Неработающий участок 19 (фиг. 6) горизонтального ствола изолировали, установив пакер-отсекатель 20. Горизонтальную нагнетательную скважину 8 (фиг. 1) пустили в эксплуатацию с использованием НКТ 16 (фиг. 6) и пакеров 20 и 22.

Через 2 года эксплуатации второго интервала горизонтального участка добывающей скважины 6 (фиг. 1) и 2,4 года эксплуатации второго интервала горизонтального участка добывающей скважины 7 при увеличении обводненности продукции до 90,0% и снижении дебитов нефти до 2,0 и 1,6 т/сут горизонтальные добывающие скважины 6, 7 после выравнивания фронта продвижения закачиваемой жидкости в пласте 1 переключили на первый интервал добычи 15 (фиг. 3).

В результате работы горизонтальных добывающих скважин 6, 7 (фиг. 1) и горизонтальной нагнетательной скважины 8 на участке нефтяной залежи 1 получена дополнительная добыча нефти в количестве 7,5% по сравнению с аналогичными участками месторождения за счет переключения с одного интервала добычи на другой при достижении предельно рентабельной обводненности продукции.

Предлагаемый способ обеспечивает выравнивание фронта закачиваемой жидкости в пласт, увеличение нефтеизвлечения, расширение области применения горизонтальных скважин при различных условиях разработки залежей.