Результат интеллектуальной деятельности: Способ разработки многопластовой залежи нефти

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к разработке залежей нефти, продуктивные пласты которых состоят из нескольких пропластков, совпадающих в структурном плане.

Известен способ разработки залежи нефти массивного типа с послойной неоднородностью (патент RU №2439298, МПК Е21В 43/16, опубл. бюл. №1 от 10.01.2012 г.), включающий разработку вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, построенных по сетке скважин, строительство дополнительных пологонаправленных стволов, закачку агента в добывающие скважины и отбор продукции из добывающих скважин. Пологонаклонные стволы бурят из дополнительных нагнетательных и добывающих скважин диаметром долота 144 мм с поверхности с уплотнением сетки до 1-4 га/скв., причем пологонаправленные стволы бурят поперек трещиноватости пласта длиной, равной 2-3 толщинам пласта, с последующей обсадкой стволов и вторичным вскрытием продуктивного пласта, после чего перед запуском дополнительных скважин в работу в обводнившихся пропластках пласта производят из их пологонаправленных стволов водоизоляционные работы, а в нефтеносных - кислотную обработку.

Недостатками данного способа являются большие затраты на строительство дополнительных скважин и проведение химической обработки, снижение эффективности вытеснения и добычи нефти (низкий коэффициент извлечения нефти - КИН) из-за строительства скважин без учета проницаемости пластов и пропластков и неравномерности профиля вытеснения в них и вынужденных простоев на обработку скважин химическими реагентами.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи нефти с послойной неоднородностью (патент RU №2443855, МПК Е21В 43/20, 43/14, опубл. бюл. №6 от 27.02.2012 г.), включающий бурение по любой из известных сеток вертикальных, горизонтальных и наклонных скважин, определение границ зон с различной проницаемостью, установку пакера в скважинах на границе зон, закачку вытесняющей жидкости в каждую зону через нагнетательные скважины и добычу продукции пласта из каждой зоны через нагнетательные скважины. Определяют толщину эффективной нефтенасыщенности для залежи, сетку скважин уплотняют дополнительными скважинами до 1-4 га/скв., причем дополнительные скважины бурят наклонно длиной в залежи, равной 2-3 толщинам эффективной нефтенасыщенности, в добывающие скважины вместе с пакером спускают установки для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ), а в нагнетательные - для одновременно-раздельной закачки (ОРЗ), выше или ниже границы зон с различной проницаемостью в зоне залежи с более низкой проницаемостью проводят кислотную обработку, закачку жидкости через нагнетательные скважины проводят выше и ниже границы зон с различной проницаемостью с использованием установок для ОРЗ, а добычу через добывающие скважины с использованием установок для ОРЭ.

Недостатками данного способа являются большие затраты на строительство дополнительных скважин, использование дорогостоящего оборудования для ОРЭ - закачки вытесняющего агента и добычи нефти и обслуживание этого оборудования, снижение эффективности вытеснения и добычи нефти (относительно низкий коэффициент извлечения нефти - КИН) из-за простоев на обслуживание оборудования для ОРЭ и строительства скважин без учета проницаемости пластов и пропластков и неравномерности профиля вытеснения в них.

Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности выработки (повышение КИН) участков залежей нефти с послойной неоднородностью, пропластки которого имеют примерно равные пластовые давления, за счет строительства скважин с учетом проницаемостей пропластков и выбора оптимального угла наклона ствола нагнетательной скважины в залежи для получения равномерного профиля вытеснения в них, а также снижение времени простоев скважин, затрат на скважинное оборудование и его обслуживание.

Технический результат, который может быть получен при осуществлении заявленного способа, - обеспечение выравнивания фронтов вытеснения на участках залежи, состоящих из пропластков различной проницаемости, увеличение профилей приемистости низкопроницаемых пропластков, увеличение полноты выработки запасов и ограничение объемов попутно добываемой воды, что приводит соответственно к более высокому значению КИН из всей залежи.

Технические задачи решаются способом разработки многопластовой залежи нефти, включающим бурение по любой из известных сеток вертикальных и наклонных скважин, определение пропластков с различной проницаемостью, закачку вытесняющей жидкости в каждый пропласток через нагнетательные скважины и добычу продукции залежи из каждого пропластка через добывающие скважины.

Новым является то, что определяют участки многопластовой залежи, где пластовое давление каждого пропластка исключает гидродинамическую связь между ними при сообщении, осуществляют бурение вертикальных нагнетательных скважин в центральной части участка залежи и добывающих скважин по периметру внутри участка залежи, при этом нагнетательные скважины строят вертикальными, а добывающие - наклонными так, чтобы профиль приемистости по всем пропласткам от нагнетательной скважины к близлежащим добывающим скважинам был равномерным.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

В ходе исследования залежи 1 (фиг. 1) определяют при помощи геофизических исследований и разведывательных скважин (не показаны на фиг. 1) участки многопластовой залежи 1 с пропластками 2 (фиг. 2 и 3) и 3, совпадающими в структурном плане, где соответствующие пластовые давления P₁ и Р₂ каждого пропластка 2 и 3 исключают гидродинамическую связь между ними при сообщении, т.е. давление между ними соответствует формуле:

Р₁≈P₂+ρgh,

где Р₁ - давление в верхнем пропластке, МПа;

Р₂ - давление в нижнем пропластке, МПа;

ρ - плотность скважинной жидкости, кг/м³;

g≈9,81 - ускорение свободного падения, м/с²;

h - расстояние между пропластками в вертикальной проекции, м.

Производят строительство вертикальных нагнетательных скважин 4 (фиг. 1) в центральной части участка залежи 1. Определяют соответствующую проницаемость K_пр1 (фиг. 2 и 3) и K_пр2 каждого пропластка 2 и 3, после чего производят строительство добывающих скважин 5 (фиг. 1) по периметру участка залежи 1 (внутреннему контуру нефтеносности). Добывающие скважины 5 (фиг. 2 и 3) бурят наклонно от вертикали 6, при этом угол наклона α от вертикали 6 в проекции плоскости, соединяющей нагнетательную скважину 5 и соответствующую добывающую скважину 4 (фиг. 2 и 3), располагается в зависимости от разности проницаемости К_пр1 пропластка 2 и проницаемости К_пр2 пропластка 3, т.е. чем выше эта разность, тем больше угол наклона α для обеспечения равномерного профиля приемистости (близкого к параллельному относительно добывающих скважин - на фиг. 2 и 3 не показан).

В том случае, когда верхний пропласток 4 (фиг.2) имеет меньшую проницаемость K_пр1, а нижний пропласток 5 имеет большую проницаемость K_пр2, т.е. K_пр1<K_пр2, добывающая скважина 5 (фиг. 1 и 2) строится с удалением по мере углубления от вертикальных нагнетательных скважин 4.

В том случае, когда верхний пропласток 4 (фиг. 3) имеет большую проницаемость K_пр1, а нижний пропласток 5 имеет меньшую проницаемость K_пр2, т.е. K_пр1>K_пр2, добывающая скважина 5 строится с приближением по мере углубления к вертикальным нагнетательным скважинам 4.

После чего осуществляют закачку вытесняющей жидкости в каждый пропласток 2 (фиг. 2 и 3) и 3 через нагнетательные скважины 4 (фиг. 1) и добычу продукции залежи 1 из каждого пропластка 2 (фиг. 2 и 3) и 3 через добывающие скважины 5 (фиг. 1), обеспечивая равномерный профиль приемистости по всем пропласткам 2 (фиг. 2 и 3) и 3.

Благодаря использованию предлагаемого способа время простоя скважин на обслуживание и ремонт скважинного оборудования снизилось на 12-17%, затраты на химические реагенты и скважинное оборудование практически обнулились, а КИН из-за снижения времени простоев скважины и постоянного поддержания равномерности профиля приемистости по всем пропласткам 2 и 3 повысился на 4-7%.

Использование предлагаемого способа разработки многопластовой залежи нефти позволяет повысить до 7% КИН на участках залежей нефти с послойной неоднородностью, пропластки которого имеют примерно равные пластовые давления, за счет строительства скважин с учетом проницаемостей пропластков и выбора оптимального угла наклона ствола нагнетательной скважины в залежи для получения равномерного профиля вытеснения в них, а также снизить время простоев скважин, затраты на скважинное оборудование и его обслуживание.