Способ разработки послойно-неоднородного нефтяного месторождения

 

Изобретение найдет применение при разработке многопластовых нефтяных месторождений с прерывистыми и линзовидными пластами. Оно позволяет повысить темпы выработки месторождения за счет роста дебитов скважин, работающих с низкой производительностью. Сущность изобретения: способ предусматривает разбуривание месторождения системой горизонтальных и горизонтально-радиальных скважин. Отбирают продукцию из горизонтальных скважин и закачивают вытесняющий агент. Горизонтально-радиальную скважину располагают поперек линий простирания горизонтальных стволов добывающих скважин со стороны концевой их части. Горизонтальный ствол этой скважины проводят по основному продуктивному пласту, а радиальные - со вскрытием линзовидных и прерывистых прослоев. Закачку вытесняющего агента осуществляют циклически как в горизонтальный, так и в радиальные стволы. 1 з.п. ф-лы, 1 табл., 2 ил.

Изобретение относится к разработке нефтяных залежей, представленных послойно неоднородными коллекторами, и может быть использовано на многопластовых месторождениях с прерывистыми и линзовидными пластами.

Известен способ разработки нефтяного месторождения системой горизонтальных скважин [1].

Недостатком способа являются низкие темпы выработки запасов месторождения из-за падения пластового давления и снижения градиентов давления.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки нефтяного месторождения [2], согласно которому месторождение разбуривают горизонтальными скважинами с одной площадки (куста). Существенным недостатком при веерообразном разбуривании является то, что воздействие нагнетаемым агентом на горизонтальные скважины происходит только на отдельные скважины, и, как следствие, темпы выработки запасов участков на месторождении различаются. Закачка вытесняющего агента между скважинами или со стороны отдельных горизонтальных скважин не позволяет охватить воздействием все добывающие скважины. Увеличение количества нагнетательных скважин приводит к удорожанию разработки нефтяного месторождения.

Задачей изобретения является повышение темпов выработки месторождения за счет роста дебитов скважин, работающих с низкой производительностью.

Решение поставленной задачи достигается описываемым способом, включающим разбуривание его системой горизонтальных и горизонтально-радиальных скважин, отбор продукции из горизонтальных скважин и закачку вытесняющего агента.

Новым является то, что горизонтально-радиальную скважину располагают поперек линиям простирания горизонтальных стволов добывающих скважин со стороны концевой их части, причем горизонтальный ствол этой скважины проводят по основному продуктивному пласту, а радиальные - со вскрытием линзовидных и прерывистых прослоев, и осуществляют закачку вытесняющего агента циклически как в горизонтальный, так и в радиальные стволы.

Другим отличием является то, что в радиально-горизонтальную нагнетательную скважину периодически закачивают полимерную систему.

На фиг. 1 представлена схема размещения горизонтальных добывающих скважин и радиально-горизонтальной нагнетательной скважины по предлагаемому способу; на фиг. 2 - разрез по А-А на фиг. 1.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Месторождение, представленное неоднородными коллекторами, разбуривают проектной сеткой скважин. Сетка разбуривания зависит от размеров месторождения и его геологического строения. Разбуривание первоначально добывающими горизонтальными скважинами позволяет уточнить геологическое строение месторождения и наметить размещение радиально-горизонтальной скважины. По данным исследования этих скважин определяют количество пластов, их продуктивность и запасы. Исследуют энергетическую характеристику пластов. Бурение добывающих скважин с горизонтальным стволом производят с одного куста, следовательно, схема расположения их получается веерообразная. При таком расположении добывающих скважин создание регулярной системы заводнения затруднительно. При организации заводнения с закачкой жидкости в одну из горизонтальных скважин часть добывающих скважин не будет испытывать воздействие, т.к. они экранируются другими скважинами. Линзовидные и прерывистые пласты, не вскрытые бурением в добывающих скважинах, также не участвуют в разработке. Организация заводнения на отдельные пласты требует значительного числа скважин. По результатам исследования приступают к осуществлению способа. Поперек линиям продолжения горизонтальных скважин бурят радиально-горизонтальную скважину. При выборе направления бурения радиально-горизонтальной скважины проводку горизонтального ствола проектируют ортогонально или близко к ортогонально направлениям стволов горизонтальных скважин. В противном случае возникает дополнительная геометрическая неравномерность по вытеснению нефти в системе скважин. В части скважин область закачки находится в непосредственной близости от горизонтального ствола, а другие стволы удалены от области нагнетания вытесняющего агента. Бурение радиально-горизонтальной скважины производят на расстоянии, равном проектному расстоянию между скважинами. Так как при закачке вытесняющего агента возможен его прорыв в горизонтальные добывающие скважины, то радиально-горизонтальную скважину проводят со стороны хвостовой части горизонтальных скважин. При прорыве вытесняющего агента возможно отсечение или изоляция концевой части горизонтальных скважин. Проводку горизонтального ствола ведут по основному продуктивному пласту, а радиальными стволами вскрывают пропластки, не связанные с основным стволом. Количество радиальных стволов зависит от числа этих пропластков. Бурением радиально-горизонтальной скважины вскрывается весь разрез послойно-неоднородного месторождения. После бурения радиально-горизонтальной скважины она оборудуется и в нее производится закачка вытесняющего агента.

При закачке вытесняющего агента в скважину происходит вытеснение нефти из всех пластов многопластового объекта. Так как от концов горизонтальных скважин до ствола радиально-горизонтальной по перпендикуляру наблюдается наименьшее расстояние, то в этой зоне будут максимальные градиенты давления и соответственно большие скорости вытеснения нефти. Возможен прорыв вытесняющего агента в добывающие скважины. Поэтому закачку вытесняющего агента производят циклически. Во время цикла закачки наибольшие давления наблюдаются в зоне максимальных градиентов. Во время простоя закачки вытесняющего агента в этой зоне давление снижается быстрее, чем в других областях. Происходит вытеснение нефти по всей зоне от радиально-горизонтальной скважины до добывающих горизонтальных скважин. Для выравнивания фронта вытеснения в условиях резко послойно-неоднородных коллекторов в радиально-горизонтальную скважину периодически закачивают полимерно-гелевую оторочку. Так как воздействие производится по всем пластам и на все добывающие скважины равномерно, то дебиты скважин возрастают. Рост дебитов приводит к повышению темпов отбора нефти.

Рассмотрим осуществление предлагаемого способа на участке с пробуренными горизонтальными скважинами с одной площадки с веерообразной схемой размещения скважин (см. фиг. 1 и 2).

Продуктивный интервал состоит из пластов, в том числе один из них (1) имеет площадное распространение и толщину 15 м. Верхние пласты (2) имеют прерывистое, линзообразное строение. Расстояние между проектными скважинами 500 м. На участке было пробурено три скважины с горизонтальными стволами (3) через 500 м с одной площадки (6). В процессе бурения и пробной эксплуатации скважин были определены параметры пластов и насыщающих их флюидов, подсчитаны запасы нефти по каждому пласту. В соответствии с предлагаемой системой размещения скважин на расстоянии 500 метров со стороны концевых частей горизонтальных добывающих скважин пробурена радиально-горизонтальная скважина (4). В процессе бурения скважины горизонтальным (550 м) и радиальными стволами (5) были вскрыты все прослои продуктивного (2) многопластового объекта в непродуктивной толще (7) и воздействие закачкой осуществляли в зоне дренажа каждой горизонтальной скважины. Скважину (4) пустили под закачку вытесняющего агента.

Для создания сплошного фронта вытеснения закачку в радиально-горизонтальную нагнетательную скважину (4) производили в циклическом режиме. Время простоя и закачки определили экспериментальным путем в промысловых условиях, и оно составило соответственно 10 и 20 суток.

Ввиду того, что закачка вытесняющего агента распределялась по горизонтальной части ствола и радиальным стволам нагнетательной скважины равномерно, то воздействие на добывающие скважины происходит также равномерно. Условием равномерности является снижение зональной неоднородности по дебитам скважин (см. табл.).

Использованная информация [1] Аналог. Способ разработки нефтяной залежи Патент N 2061176 E 21 В 43/00, 43/30 БИ N 15 1996 г.

[2] Прототип. А.Г. Калинин, Б.А. Никитин, К.М. Солодкий, Б.3. Султанов Бурение наклонных и горизонтальных скважин М., Недра, 1997 г.

Формула изобретения

1. Способ разработки послойно неоднородного нефтяного месторождения, включающий разбуривание его системой горизонтальных и горизонтально-радиальных скважин, отбор продукции из горизонтальных скважин и закачку вытесняющего агента, отличающийся тем, что горизонтально-радиальную скважину располагают поперек линий простирания горизонтальных стволов добывающих скважин со стороны концевой их части, причем горизонтальный ствол этой скважины проводят по основному продуктивному пласту, а радиальные со вскрытием линзовидных и прерывистых прослоев и осуществляют закачку вытесняющего агента циклически как в горизонтальный, так и в радиальные стволы.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в радиально-горизонтальную нагнетательную скважину периодически закачивают полимерную систему.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3