Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВОГО НЕФТЯНОГО КОЛЛЕКТОРА

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи скважинами с боковыми горизонтальными стволами.

Известен способ разработки многопластовой нефтяной залежи, включающий размещение, бурение вертикальных нагнетательных и разветвленной горизонтальной добывающей скважины с горизонтальными стволами, закачку вытесняющей жидкости через вертикальные нагнетательные скважины и отбор продукции через разветвленную горизонтальную добывающую скважину. Выделяют не менее двух тонких карбонатных пластов-коллекторов, совпадающих в плане, расположенных в непосредственной близости друг от друга, разделенных глинистыми прослоями-перемычками, уточняют распространение нефтенасыщенных толщин пластов-коллекторов по площади залежи, выбирают участки с предельно допустимыми эффективными нефтенасыщенными толщинами пластов-коллекторов не менее двух метров каждый, затем бурят разветвленную горизонтальную скважину для одновременной разработки двух и более пластов-коллекторов, размещают горизонтальные стволы в самых проницаемых интервалах пластов, причем стволы проводят в направлении увеличения эффективных нефтенасыщенных толщин, а длину стволов принимают обратно пропорциональной их проницаемости (патент РФ №2387815, кл. Е21В 43/20, опубл. 27.04.2010).

Недостатком известного способа является высокая скорость обводнения продукции скважины ввиду неоднородности коллектора, что приводит к низкому коэффициенту охвата и невысокой нефтеотдаче. Стволы в наиболее проницаемых пропластках обводняются быстрее.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения горизонтальными скважинами, включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин с вертикальными и горизонтальными и/или субгоризонтальными стволами при определенном размещении в каждом продуктивном пласте, бурение из горизонтальных и/или субгоризонтальных стволов горизонтальных, и/или субгоризонтальных, и/или вертикальных разветвлений, закачку вытесняющей жидкости и добычу продукции скважины. В известном способе при бурении горизонтальных и/или субгоризонтальных стволов определяют границы зон с различной проницаемостью, пересекаемых этими стволами, количество разветвлений определяют в зависимости, прямо пропорциональной запасам нефти, обратно пропорциональной проницаемости зон и из условия обеспечения равномерной выработки запасов месторождения, затем в горизонтальных и/или субгоризонтальных скважинах устанавливают пакер на границе зон, отличающихся проницаемостями в 1,5 и более раз, а отбор продукции осуществляют при поддержании забойного давления для каждой выбранной зоны (патент РФ №2339801, кл. Е21В 43/20, опубл. 27.11.2008 - прототип).

Известный способ позволяет учесть неоднородность по проницаемости и несколько увеличить охват пласта, однако темпы отбора нефти остаются низкими, скорость обводнения продукции скважин остается высокой и, как следствие, коэффициент нефтеизвлечения низким.

В предложенном изобретении решается задача повышения равномерности выработки запасов нефти, увеличение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения.

Задача решается тем, что в способе разработки многопластового нефтяного коллектора, включающем бурение вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин, после обводнения добывающих скважин бурение из их основных стволов боковых горизонтальных ответвлений, согласно изобретению, определяют обводнившиеся пропластки и влияющую нагнетательную скважину, являющуюся причиной обводнения, боковой горизонтальный ствол в данном пропластке размещают в противоположную сторону относительно нагнетательной скважины под углом не менее 120° в горизонтальной плоскости к условной прямой, проведенной между добывающей и нагнетательной скважинами, а в других пропластках - в сторону нагнетательной скважины под углом 20-80° к указанной условной прямой, в каждый ствол устанавливают не более трех пакеров, причем в обводнившемся пропластке первый пакер размещают, считая от «пятки» горизонтального ствола, на расстоянии 50-300 м, в остальных пропластках - на расстоянии 50-300 м, считая от «носка» горизонтального ствола, второй и третий пакеры на каждом стволе размещают на равном расстоянии друг от друга, при этом при продвижении фронта вытеснения продукции к добывающим скважинам при закачке рабочего агента в нагнетательные скважины осуществляют последовательное отключение обводнившихся участков стволов добывающих скважин.

На нефтеотдачу многопластового нефтяного коллектора, разрабатываемого скважинами с пробуренными боковыми горизонтальными стволами в каждый из пропластков, существенное влияние оказывает время работы каждого ствола до полного обводнения. Неоднородность коллектора приводит к разным скоростям продвижения фронта вытеснения от нагнетательной скважины к добывающей. Одни пропластки обводняются раньше других. Существующие технические решения не в полной мере позволяют осуществлять равномерную выработку нефти из таких коллекторов. В предложенном изобретении решается задача повышения равномерности выработки запасов нефти, увеличение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения. Задача решается следующим образом.

На фиг. 1 представлено схематическое изображение многопластового нефтяного коллектора в профиле с размещением боковых горизонтальных ответвлений. Обозначения: 1, 2, 3 - нефтенасыщенные пропластки, 4 - добывающая скважина, 5 - нагнетательная скважина, 6, 7, 8 - боковые горизонтальные ответвления, 9 - пакер, S - расстояние от «пятки» горизонтального обводнившегося ствола и от «носка» в остальных стволах.

Способ реализуют следующим образом.

Участок многопластовой залежи с нефтенасыщенными пропластками 1, 2, 3 (фиг. 1) разбуривают вертикальными скважинами 4, 5 по редкой сетке, осуществляют их обустройство. Разработку ведут закачкой вытесняющей жидкости в нагнетательную скважину 5 и добычу продукции из добывающей скважины 4. В процессе эксплуатации производят замеры добычи нефти, воды и закачки воды. Уточняют геологическое строение нефтенасыщенных пропластков 1, 2, 3 и их емкостно-фильтрационные характеристики, запасы нефти. Строят структурные карты, карты эффективных нефтенасыщенных толщин, проводят лабораторные исследования керна, определяют проницаемость, пористость пласта. Определяют обводнившиеся пропластки и пропластки с наименьшей и наибольшей проницаемостью. Полученные результаты сопоставляют с данными геолого-гидродинамического моделирования с учетом текущих условий разработки.

С использованием полученной информации определяют обводнившиеся пропластки, например пропласток 1, и влияющую нагнетательную скважину 5, являющуюся причиной обводнения. В обводнившемся пропластке 1 боковой горизонтальный ствол 6 бурят в противоположную сторону относительно нагнетательной скважины 5 под углом не менее 120° в горизонтальной плоскости к условной прямой, проведенной между добывающей 4 и нагнетательной 5 скважинами. Согласно расчетам бурение ствола 6 под углом менее 120° приводит к его более быстрому обводнению от нагнетательной скважины 5.

В других пропластках 2, 3 боковые горизонтальные стволы 7, 8 размещают в сторону нагнетательной скважины 5 под углом 20-80° в горизонтальной плоскости к условной прямой, проведенной между добывающей 4 и нагнетательной 5 скважинами.

Согласно расчетам угол менее 20° приводит к высокой скорости обводнения от нагнетательной скважины 5, а более 80° - к низким темпам отбора нефти.

Далее устанавливают не более трех пакеров 9 в боковых горизонтальных стволах 6-8. Исследования показали, что для скважины с боковыми горизонтальными стволами установка более трех пакеров на каждый ствол и последующее отключение обводняющихся участков стволов данными пакерами практически не влияет на нефтеотдачу. Следует отметить, что количество пакеров (от 1 до 3) зависит от длины горизонтального ствола: чем короче ствол, тем количество пакеров устанавливают меньше.

В обводнившемся пропластке 1 первый пакер размещают, считая от «пятки» горизонтального ствола 6, на расстоянии S=50-300 м, в остальных пропластках 2, 3 - на расстоянии S=50-300 м, считая от «носка» горизонтальных стволов 7, 8. Согласно расчетам такое расположение пакеров позволяет последовательно отключать обводнившиеся участки стволов при продвижении фронта вытеснения, причем если первый пакер размещать на расстоянии менее указанных 50 м, то нефтеотдача оказывается ниже ввиду меньшего охвата, если более 300 м - то приводит к высокой степени обводненности и большим объемам добываемой воды.

Последовательное отключение обводнившихся участков стволов добывающих скважин при продвижении фронта вытеснения позволяет повысить нефтеотдачу за счет более длительного периода работы добывающих скважин до полного обводнения.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка залежи.

Результатом внедрения данного способа является повышение равномерности выработки запасов нефти, увеличение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения.

Пример конкретного выполнения способа.

Разрабатывают нефтяную залежь турнейского яруса. В разрезе отложений турнейского яруса продуктивными являются отложения кизеловского 1, черепетского 2 и упинского 3 горизонтов общей толщиной 44 м (фиг. 1). Коллектор имеет следующие характеристики: средняя глубина 1090 м, среднее пластовое давление 11,0 МПа, средняя толщина пористо-проницаемого пропластка 7,1 м, пористость 10-15%, нефтенасыщенность 70-85%, вязкость нефти 40 мПа·с. Проницаемость пропластков 1, 2, 3 составляет соответственно 207 мД, 103 мД и 25 мД.

Бурят вертикальную добывающую 4 и нагнетательную 5 скважины на расстоянии между собой 600 м, осуществляют их обустройство. Разработку ведут закачкой воды в нагнетательную скважину 5 и добычу продукции из добывающей скважины 4.

В процессе разработки коллектора происходит прорыв воды в добывающую скважину 4 от соседней нагнетательной скважины 5. В результате продукция скважины 4 обводняется до 98%. Исследованиями устанавливают, что обводнился пропласток 1. В данном пропластке 1 бурят боковой горизонтальный ствол 6 длиной 150 м в противоположную сторону относительно нагнетательной скважины 5 под углом 120° в горизонтальной плоскости к условной прямой, проведенной между добывающей 4 и нагнетательной 5 скважинами. В других пропластках 2, 3 боковые горизонтальные стволы 7, 8 бурят в сторону нагнетательной скважины 5: ствол 7 длиной 300 м под углом 80° в горизонтальной плоскости к условной прямой, проведенной между добывающей 4 и нагнетательной 5 скважинами, в ствол 8 длиной 750 м - под углом 20°.

Далее устанавливают в боковой горизонтальный ствол 6 один водонабухающий пакер фирмы ТАМ на расстоянии S₁=50 м от «пятки» ствола 6. В боковом горизонтальном стволе 7 размещают два водонабухающих пакера ТАМ, первый из них - на расстоянии S₂=100 м от «носка» ствола 7, второй - на расстоянии 100 м от первого. В боковой горизонтальный ствол 8 устанавливают три водонабухающих пакера ТАМ, первый на расстоянии S₃=300 м от «носка» ствола 8, второй и третий на равном расстоянии между собой - 150 м.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка залежи.

В результате разработки рассмотренного участка за время, которое ограничили обводнением добывающей скважины до 98% после бурения боковых горизонтальных стволов и последовательного отключения обводнившихся участков стволов, было добыто 189,3 тыс. т нефти, коэффициент охвата составил 0,784 д.ед., коэффициент нефтеизвлечения (КИН) был достигнут 0,430 д. ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 172,6 тыс. т нефти, коэффициент охвата составил 0,715 д. ед., КИН - 0,392 д. ед. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,038 д. ед.

Таким образом, предлагаемый способ обеспечивает увеличение нефтеотдачи коллектора.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения равномерности выработки запасов нефти, увеличение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения.