Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ НЕФТИ МАССИВНОГО ТИПА С ПОСЛОЙНОЙ НЕОДНОРОДНОСТЬЮ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти массивного типа с послойной неоднородностью.

Известен способ извлечения высоковязкой нефти из залежи (патент РФ №2378503, МПК Е21В 43/24, опубл. 10.01.2010), включающий закачку заданного количества теплоносителя в данный элемент залежи через нагнетательную и сгруппированные через одну добывающие скважины, систематическое нагнетание теплоносителя в нагнетательную скважину, а в добывающие - циклическое, с переменной функцией по закачке теплоносителя и отбору продукции.

Недостатками способа являются недостаточный охват пласта воздействием, отсутствие изоляции водопритоков из обводнившихся пропластков.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи (патент РФ №2274741, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.04.2006), включающий разработку залежи системой вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, бурение дополнительных стволов из вертикальных скважин, закачку рабочего агента через дополнительные стволы нагнетательных скважин и отбор продукции через дополнительные стволы добывающих скважин. Для вовлечения в разработку низкопроницаемых зон залежи обеспечивают вертикальные потоки пластовых флюидов, для чего в качестве дополнительных стволов из вертикальных нагнетательных скважин бурят пологонаклонные стволы в верхней части продуктивного пласта, из вертикальных добывающих скважин бурят пологовосстающие стволы в нижней части продуктивного пласта, проводят мероприятия по исключению нагнетания рабочего агента через вертикальные стволы нагнетательных скважин и отбору продукции через вертикальные стволы добывающих скважин, для чего в интервалы перфорации закачивают изоляционные материалы, в качестве рабочего агента через пологонаправленные стволы нагнетательных скважин в верхнюю часть продуктивного пласта закачивают теплоноситель, через пологовосстающие стволы добывающих скважин из нижней части продуктивного пласта отбирают продукцию, при этом закачку теплоносителя проводят в режиме, определяемом степенью прогрева продуктивного пласта, а отбор продукции производят при максимальной депрессии на продуктивный пласт с поддержанием уровня жидкости в добывающих скважинах на минимальном уровне таким образом, что заставляют разогретую нефть стекать по пологовосстающим стволам к вертикальным добывающим скважинам.

Основными недостатками данного способа являются увеличение затрат на строительство дополнительных скважин, недостаточный охват пласта воздействием, низкая нефтеотдача пласта, отсутствие изоляции водопритоков из обводнившихся пропластков.

Техническими задачами являются сокращение расходов на бурение скважин, увеличение охвата пластов выработкой, снижение добычи попутной воды, увеличение дебитов скважин, поддержание оптимального пластового давления за счет уплотнения сетки скважин, изоляции водопритоков и интенсификации притока нефти.

Техническая задача решается способом разработки залежи нефти массивного типа с послойной неоднородностью, включающим 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.

Новым является то, что пологонаклонные стволы бурят из дополнительных нагнетательных и добывающих скважин диаметром долота 146 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.

Сущность изобретения.

Разработка залежи нефти массивного типа с послойной неоднородностью характеризуется низким нефтеизвлечением. В предложенном способе решается задача сокращения расходов на бурение скважин, увеличения охвата пластов выработкой, снижения добычи попутной воды, увеличения дебитов скважин, поддержания оптимального пластового давления.

На фиг.1 представлена схема реализации предлагаемого способа разработки залежи нефти массивного типа с послойной неоднородностью, где

1 - пакер; 2 - наклонный ствол, 5 - залежь нефти; 6 - обводнившиеся пропластки; 7 - продуктивный интервал.

На фиг.2 представлена модель продуктивного пласта с участками наклонных скважин (вид сверху), где

3 - нагнетательная скважина с наклонным стволом; 4 - добывающая скважина с наклонным стволом.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

На залежи нефти 5 (фиг.1) массивного типа с послойной неоднородностью по сетке бурят вертикальные добывающие 3 (фиг.2) и нагнетательные скважины 4. Через нагнетательные скважины закачивают рабочий агент, через добывающие скважины отбирают продукцию. При такой системе разработки в продуктивном пласте остаются неохваченные воздействием низкопроницаемые зоны. Бурят дополнительные пологонаправленные стволы 2 (фиг.1) из дополнительных нагнетательных 3 (фиг.2) и добывающих 4 скважин диаметром долота 144 мм с поверхности с уплотнением сетки до 1-4 га/скв. Плотная сетка скважин обеспечит активную гидродинамическую связь между скважинами 1 и 2 (фиг.1), что позволит поддерживать оптимальное пластовое давление. Пологонаправленные стволы бурят поперек трещиноватости пласта длиной, равной 2-3 толщинам пласта, с последующей обсадкой стволов и вторичным вскрытием продуктивного пласта залежи 5.

Перед запуском скважин в работу в обводнившихся пропластках 6 из пологонаправленных стволов 2 дополнительных скважин производят водоизоляционные работы, что позволит снизить добычу попутной воды. Удлиненный наклонный забой и обработка призабойной зоны позволит увеличить дебит. Добывающие скважины 4 (фиг.2) оборудуются установкой для одновременно-раздельной эксплуатации (не показана), причем нефтеносный продуктивный интервал подвергается кислотной обработке, что позволит включить большую перфорированную толщину пласта. Объем кислоты выбирается из расчета 0,7 м³ кислоты на каждый метр перфорированной толщины продуктивного пласта.

Пример конкретного выполнения.

Разрабатывают нефтяную залежь со средней глубиной залегания продуктивной части пласта, равной 780 м. Продуктивный пласт представлен переслаивающимися пористо-проницаемыми и уплотненными известняками - сульфатизированными, иногда доломитизированными. Общая толщина в пределах участка составляет 35,8 м, эффективная нефтенасыщенная часть - 19 м. Коэффициент песчанистости составляет 0,539 д.ед., расчлененность - 8 д.ед., пористость нефтенасыщенного пласта - 0,129 д.е., проницаемость - 0,581*10^-3 мкм², нефтенасыщенность - 0,797 д.ед.

Залежь массивного типа с послойной неоднородностью разбуривают вертикальными добывающими и нагнетательными скважинами с расстоянием между скважинами 300 м. Через нагнетательные скважины 3 (фиг.2) закачивают воду, через добывающие скважины 4 отбирают продукцию. Затем бурят дополнительные пологонаправленные стволы 2 (фиг.1) из дополнительных нагнетательных 3 (фиг.2) и добывающих скважин 4 (фиг.2) диаметром долота 144 мм. Бурение производят с поверхности с уплотнением сетки до 3,4 га/скв. Расстояние между скважинами составит 200 м. Пологонаправленные стволы 2 (фиг.1) бурят поперек трещиноватости пласта длиной, равной 100-110 м, (фиг.2) в продуктивной части пласта и устанавливают пакер 1. Обсаживают дополнительные стволы 1, 2 (фиг.1), 3 и 4 колонной диаметром 114 мм. Добывающие скважины оборудуются установкой для одновременно-раздельной эксплуатации.

Перед запуском скважин в работу в обводнившихся пропластках 6 из пологонаправленных стволов дополнительных скважин 2 (фиг.1) производят водоизоляционные работы путем закачки сшитых полимерных систем (СПС-Д). Продуктивный интервал 7 подвергается направленной солянокислотной обработке в объеме 3,5 м³ под давлением 10 МПа.

В процессе отработки всего интервала увеличивается охват пласта воздействием, нефтеотдача увеличилась на 30%, увеличилось время работы скважин до достижения предельной обводненности, дополнительная добыча нефти составила 192 тыс. т нефти.

Применение предложенного способа позволит снизить расходы на бурение скважин, увеличить охват пласта выработкой, снизить добычу попутной воды, увеличить дебиты скважин, поддерживать пластовое давление на уровне оптимального.