Способ разработки залежи нефти с малыми толщинами

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи нефти в неоднородном коллекторе малой толщины. Обеспечивает повышение эффективности разработки залежи нефти в пласте с малыми толщинами за счет увеличения охвата и вовлечения в разработку малых толщин пластов в зонах, близких к периферии внешнего контура нефтенасыщенности, и последовательной выработки нефти из этих зон без строительств дополнительных скважин. Сущность изобретения: способ включает строительство вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, определение геологического строения залежи и строительство, по крайней мере, одной скважины с волнообразным участком в пласте, используемой как для закачки рабочего агента, так и для добычи продукции залежи, и эксплуатацию залежи, включающую нагнетание рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции залежи через добывающие. Согласно изобретению при определении геологического строения определяют зоны, расположенные у внешнего контура нефтенасыщенности залежи, с нефтенасыщенной толщиной менее рентабельной. После этого из близлежащих добывающих скважин проводят горизонтальные участки по определенной нефтенасыщенной толщине по кратчайшему расстоянию к внешнему контуру залежи без его вскрытия. Во время эксплуатации залежи добывающие скважины с горизонтальными участками переводят под форсированный отбор продукции залежи. После последовательного обводнения продукции, добываемой из этих скважин, выше допустимой их последовательно переводят в нагнетательные. Способ позволяет без строительства дополнительных скважин произвести последовательную выработку нефти из этих зон, что увеличивает рентабельность разработки данной залежи нефти на 10-15%. 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи нефти в неоднородном коллекторе малой толщины.

Известен способ разработки узких нефтяных оторочек (патент RU №2148154, МПК 8 Е21В 43/20, опубл. в бюл. №36 от 27.04.2000 г.), включающий отбор нефти через систему горизонтальных добывающих скважин, отличающийся тем, что стволы горизонтальных добывающих скважин бурят перпендикулярно контурам газоносности и нефтеносности и располагают вблизи средней части оторочки, причем соседние скважины забуривают в нефтяную оторочку в противоположных направлениях, и если одну из них направляют от водонефтяного контура по восходящей траектории к газонефтяному контакту, то соседнюю направляют от газонефтяного контура по нисходящей траектории к водонефтяному контакту, а точки входа горизонтального ствола в продуктивный пласт располагают на кривой, близкой к синусоиде, описываемой общим уравнением

Y=A×sin(x),

где А - расстояние от середины оторочки до точки входа горизонтальной скважины в продуктивный пласт.

Недостатком данного способа является высокая точность проводки горизонтального ствола при входе горизонтального ствола в продуктивный пласт, чего практически достичь очень сложно, поскольку величина А определяет степень перекрытия соседних горизонтальных стволов скважин в плане относительно друг друга и зависит от ширины оторочки. Чем шире оторочка, тем меньше может быть А, сокращаясь в пределе до нуля.

Также известен способ разработки сложнопостроенной залежи нефти с тонкой нефтяной оторочкой (патент RU №2095552, МПК 8 Е21В 43/20, опубл. в бюл. №31 от 10.11.1997 г.) путем закачки вытесняющего агента через систему нагнетательных вертикальных и/или горизонтальных скважин и отбора нефти через систему добывающих горизонтальных и/или вертикальных скважин, при этом связь добывающей скважины с продуктивным пластом осуществляют на участках нефтяной оторочки с относительно повышенным фильтрационным сопротивлением между фильтром и газонефтяным и/или водонефтяным контактами.

Недостатком данного способа является низкая эффективность использования способа, обусловленная малым охватом залежи нефти с тонкой нефтяной оторочкой, так как связь добывающей скважины с продуктивным пластом осуществляют на участках нефтяной оторочки с относительно повышенным фильтрационным сопротивлением между фильтром и газонефтяным и/или водонефтяным контактами.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежи нефти в неоднородном коллекторе малой толщины (патент RU №2290498, МПК 8 Е21В 43/16, опубл. в бюл. №36 от 27.12.2006 г.), включающий проводку, по крайней мере, одной скважины под продуктивный пласт и выход горизонтального участка в пласт, спуск колонны насосно-компрессорных труб и эксплуатацию скважины как добывающей или нагнетательной, при этом после выхода в пласт горизонтальный участок скважины проводят волнообразно от подошвы через середину к кровле пласта и обратно от кровли через середину к подошве пласта с повторением волн по пласту, колонну насосно-компрессорных труб выводят в продуктивный пласт, при эксплуатации скважины как добывающей отбор пластовой жидкости ведут по всему профилю скважины: из подошвенной, срединной и из кровельной частей, при эксплуатации скважины как нагнетательной закачку рабочего агента ведут по всему профилю скважины: в подошвенную, срединную и кровельную части пласта.

Недостатком данного способа является небольшой охват залежи нефти, содержащей пласты с малыми толщинами в зонах, близких к периферии внешнего контура нефтенасыщенности, т.е. целики нефти, находящиеся внутри разрабатываемой сетки скважин в пластах с малыми толщинами вблизи внешнего контура нефтенасыщенности остаются не вовлеченными в разработку, т.е. невыработанными, а бурение дополнительных скважин на периферии внешнего контура нефтеносности чревато дополнительными затратами на строительство этих скважин, а также тем, что практически тяжело попасть (вскрыть) малые толщины в пласте.

Задачей изобретения является повышение эффективности разработки залежи нефти в пласте с малыми толщинами за счет увеличения охвата и вовлечения в разработку малых толщин пластов в зонах, близких к периферии внешнего контура нефтенасыщенности, и последовательной выработки нефти из этих зон без строительств дополнительных скважин.

Поставленная задача решается способом разработки залежи нефти с малыми толщинами, включающим строительство вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, определение геологического строения залежи и строительство, по крайней мере, одной скважины с волнообразным участком в пласте, используемой как для закачки рабочего агента, так и для добычи продукции залежи, и эксплуатацию залежи, включающую нагнетание рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции залежи через добывающие.

Новым является то, что при определении геологического строения определяют зоны, расположенные у внешнего контура нефтенасыщенности залежи, с нефтенасыщенной толщиной менее рентабельной, после чего из близлежащих добывающих скважин проводят горизонтальные участки по определенной нефтенасыщенной толщине по кратчайшему расстоянию к внешнему контуру залежи без его вскрытия, во время эксплуатации залежи добывающие скважины с горизонтальными участками переводят под форсированный отбор продукции залежи, а после последовательного обводнения продукции, добываемой из этих скважин, выше допустимой их последовательно переводят в нагнетательные.

На фиг.1 изображен схематично разрез залежи нефти с малыми толщинами.

На фиг.2 изображена схема залежи нефти с малыми толщинами.

Предложенный способ осуществляется следующим образом.

Залежь 1 (см. фиг.1 и 2) нефти, представленную неоднородным коллектором, разбуривают редкой сеткой скважин, т.е. на залежи 1 нефти с толщиной пласта 2 производят строительство вертикальных добывающих 3; 3' и нагнетательных 4 скважин и осуществляют их обустройство. Определяют геологическое строение залежи 1 и производят дополнительно строительство, по крайней мере, одной скважины 5 с волнообразным участком 6 в залежи 1 нефти.

Горизонтальную скважину 5 в пласте 2 бурят так, как описано в патенте №2290498, МПК 8 Е21В 43/16, опубл. в бюл. №36 от 27.12.2006 г.

Первоначально скважину 5 с волнообразным участком 6 пускают для отбора продукции (нефти) из залежи 1. Необходимо отметить, что фильтрационная поверхность скважины 5 в пласте 2 увеличивается кратно, позволяя ввести в разработку недренируемые запасы, увеличить коэффициент охвата их выработкой и повысить нефтеизвлечение. В случае обводнения скважины 5 ниже рентабельной величины ее переводят под нагнетание.

Производят закачку вытесняющего агента, например, сточной воды в нагнетательные скважины 4 и добычу пластовой жидкости (нефти) через добывающие скважины 3; 3'.

В процессе эксплуатации производят замеры добычи нефти, воды, закачки и пластового давления. Используя полученную информацию по вновь пробуренным скважинам или по пробуренному фонду на объекты эксплуатации, уточняют геологическое строение залежи, распространение коллектора по площади и разрезу залежи 1, изменение его фильтрационно-емкостных свойств. Строят карты эффективно-нефтенасыщенных толщин, разделяют нефтяные и водонефтяные зоны, при определении геологического строения выделяют зоны 7, расположенные у внешнего контура 8 нефтенасыщенности залежи 1, с нефтенасыщенной нерентабельной толщиной пласта 2'; 2'' (см. фиг.2); 2'''…2'' (на фиг.1 и 2 не показано), по периметру пласта 2 толщина которых составляет до 1,5 метра. Величина толщины 2; 2'; 2''; 2'''…2'' пласта 2 признается нерентабельной индивидуально для каждой залежи 1 нефти, в данном примере эта толщина составляет 1,5 метра.

Определив зоны 7, расположенные у внешнего контура 8 нефтенасыщенности залежи 1, например, пласта 2 с толщиной 2' и 2'' по периметру, равной или меньшей 1,5 метра, из близлежащих добывающих скважин, например, из добывающих скважин 3' проводят (бурят) горизонтальные участки 9' по определенной нефтенасыщенной толщине по кратчайшему расстоянию к внешнему контуру 8 залежи 1 без его вскрытия.

Производят нагнетание рабочего агента, например, сточной воды через нагнетательные скважины 4, а отбор продукции залежи 1 осуществляют через добывающие скважины 3; 3', при этом добывающие скважины 3' с соответствующими им горизонтальными участками 9' переводят под форсированный отбор продукции залежи 1, превышающий объемы отбора из остальных добывающих скважин 3 на 10-15%. После последовательного обводнения продукции (определяется по анализам проб, отобранных на устьях этих скважин), добываемой из этих добывающих скважин 3', выше допустимой их последовательно переводят в нагнетательные.

Предложенный способ разработки залежи нефти с малыми толщинами позволяет повысить эффективность разработки залежи нефти с малыми толщинами за счет увеличения охвата и вовлечения в разработку малых толщин пластов в зонах, близких к периферии внешнего контура нефтенасыщенности, путем бурения по кратчайшему пути из существующих добывающих скважин горизонтальных участков, что позволяет без строительства дополнительных скважин произвести последовательную выработку нефти из этих зон, что безусловно увеличивает рентабельность разработки данной залежи нефти на 10-15%.

Способ разработки залежи нефти с малыми толщинами, включающий строительство вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, определение геологического строения залежи и строительство, по крайней мере, одной скважины с волнообразным участком в пласте, используемой как для закачки рабочего агента, так и для добычи продукции залежи, и эксплуатацию залежи, включающую нагнетание рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции залежи через добывающие, отличающийся тем, что при определении геологического строения определяют зоны, расположенные у внешнего контура нефтенасыщенности залежи, с нефтенасыщенной толщиной менее рентабельной, после чего из близлежащих добывающих скважин проводят горизонтальные участки по определенной нефтенасыщенной толщине по кратчайшему расстоянию к внешнему контуру залежи без его вскрытия, во время эксплуатации залежи добывающие скважины с горизонтальными участками переводят под форсированный отбор продукции залежи, а после последовательного обводнения продукции, добываемой из этих скважин, выше допустимой их последовательно переводят в нагнетательные.