Способ разработки залежи нефти в слоистых коллекторах разветвленной горизонтальной скважиной

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии отбора продукции из продуктивных пластов разветвленной горизонтальной скважиной. Технический результат - повышение эффективности способа за счет обеспечения равномерной выработки двух или более пластов и сокращения затрат на бурение. По способу определяют не менее двух пластов-коллекторов, совпадающих в плане, разделенных прослоями-перемычками. Осуществляют бурение вертикальных нагнетательных скважин и разветвленной горизонтальной добывающей скважины с горизонтальными стволами необходимой длины, расположенными в соответствующем пласте-коллекторе. Закачивают вытесняющую жидкость через вертикальные нагнетательные скважины и отбирают продукцию через разветвленную горизонтальную добывающую скважину. Определяют текущие запасы, вязкость нефти и проницаемость для каждого пласта-коллектора на участке разработки. Горизонтальные стволы строят длиной, прямо пропорциональной запасам вскрываемого соответствующего пласта коллектора. Нагнетательные скважины вскрывают перфорацией все пласты-коллекторы. Площадь перфорации для соответствующего пласта-коллектора выбирают прямо пропорционально вязкости продукции и/или толщине участка пласта-коллектора. Обеспечивают выработку запасов нефти всех пластов-коллекторов одним насосным оборудованием разветвленной добывающей скважины. При установившемся режиме работы разветвленной добывающей и нагнетательной скважин ведут постоянный контроль за обводненностью добываемой нефти. При обводнении добываемой нефти 80-90% определяют пласт-коллектор с максимальной обводненностью по плотности нефти и отсекают его от основного ствола добывающей скважины. 1 пр., 1 табл., 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии отбора продукции из продуктивных пластов разветвленной горизонтальной скважиной.

Известен способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения горизонтальными скважинами (патент RU №2339801, E21B 43/20, опубл. в бюл. №20 от 27.11.2008), 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, причем 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.

Недостатками данного способа являются: узкая область применения из-за невозможности использования в пределах одного пласта с различной освоенностью, невозможность определения четкой границы зон проницаемости, а также сложность конструкции из-за установки пакера.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи нефти в слоистых карбонатных коллекторах (патент RU №2387815, E21B 43/20, опубл. в бюл. №12 от 27.04.2010), 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, при этом 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.

Недостатками способа являются: невозможность точного определения длины стволов разветвленной горизонтальной добывающей скважины, неравномерная выработка запасов углеводородов при одновременной эксплуатации пластов-коллекторов, узкие геологические границы (только карбонатный пласт-коллектор).

Техническими задачами предполагаемого изобретения являются равномерная выработка двух или более пластов, сокращение затрат на дополнительном бурении добывающих скважин, равномерное вытеснение углеводородов при нагнетании закачиваемой воды.

Технические задачи решаются способом разработки нефти в слоистых коллекторах разветвленной горизонтальной скважиной, включающим определение не менее двух пластов-коллекторов, совпадающих в плане, разделенных прослоями-перемычками, бурение вертикальных нагнетательных и разветвленной горизонтальной добывающей скважины с горизонтальными стволами необходимой длины, расположенными в соответствующем пласте-коллекторе, закачку вытесняющей жидкости через вертикальные нагнетательные скважины и отбор продукции через разветвленную горизонтальную добывающую скважину.

Новым является то, что определяют текущие запасы, вязкость нефти и проницаемость для каждого пласта-коллектора на участке разработки, а горизонтальные стволы строят длиной, прямо пропорциональной запасам вскрываемого соответствующего пласта-коллектора, при этом нагнетательные скважины вскрывают перфорацией все пласты-коллекторы, причем площадь перфорации для соответствующего пласта-коллектора выбирают прямо пропорциональной вязкости продукции и/или толщине участка пласта-коллектора, при обводнении продукции определяют пласт-коллектор с максимальной обводненностью продукции и отсекают его от основного ствола добывающей скважины.

На фигуре представлен способ разработки нефти в слоистых коллекторах разветвленной горизонтальной скважиной.

Способ разработки нефти в слоистых коллекторах разветвленной горизонтальной скважиной осуществляется следующим образом.

По предлагаемому способу определяют в коллекторе не менее двух слоев в виде пластов-коллекторов 1, находящихся друг над другом, приуроченных к одному или разным отложениям по геологическому строению, совпадающих в плане и разделенных непроницаемыми прослоями-перемычками 2. Далее строят разветвленную горизонтальную добывающую скважину 3 с горизонтальными стволами 4 и 5 в соответствующий пласт-коллектор 1. Для бурения горизонтальных стволов 4 и 5 каждый пласт-коллектор 1 по толщине должен быть не менее 3-5 м. Для определения необходимой длины соответствующего горизонтального ствола 4 или 5 у каждого пласта-коллектора 1 определяют текущие запасы нефти на участке разработки, приходящемся на каждый горизонтальный ствол 4 и 5 разветвленной добывающей скважины 3. При этом длина каждого горизонтального ствола 4 и 5 прямо пропорциональна текущим запасам участка пласта-коллектора 1.

Для поддержания необходимого давления в каждом пласте-коллекторе при выработке участка, на который будет работать добывающая скважина 3, строится вертикальная нагнетательная скважина 6, вскрывающая каждый пласт-коллектор, вскрытый добывающей скважиной 3. Площадь перфорационных отверстий 7 нагнетательной скважины 6 прямо пропорциональна вязкости и/или толщине пласта-коллектора 1.

При установившемся режиме работы, добывающей 2 и нагнетательной 6 скважин, ведется постоянный контроль за обводненностью добываемой продукции. В случае достижения обводненности критической отметки (80-90%) определяют пласт-коллектор 1, из которого ведется отбор воды, и отсекают его от основного ствола 8 разветвленной горизонтальной скважиной 3.

Пример конкретного исполнения.

Разрабатываются пласты-коллекторы 1 Соколкинского нефтяного месторождения бобриковского горизонта и турнейского яруса, разделенные непроницаемой перемычкой 2. Геолого-физические характеристики пласта турнейских и бобриковских отложений приведены в таблице.

При определении текущих запасов нефти на каждый горизонтальный ствол 4 и 5 добывающей скважины 3 используется вышеприведенная таблица. Запасы участка турнейского яруса соответствуют 84 тыс. т, бобриковского горизонта 64 тыс. т.

Строится добывающая скважина 3 с двумя горизонтальными участками 4 и 5. Горизонтальный участок 4 добывающей скважины 3 будет работать на бобриковский горизонт, соответственно горизонтальный участок 5 будет работать на турнейский ярус. При разработке нефтяного участка добывающей скважины 3 по результатам проведенных исследований подбирается оптимальный режим работы скважины 3 горизонтального участка 4, одним из критериев которого является дебит, в данном случае равный 20 т/сут. Из формулы Джоши обратным расчетом, зная приток к горизонтальному стволу скважины, в зависимости от его длины находится оптимальная длина L₁ горизонтального участка 4 скважины 3, соответствующая оптимальному дебиту (20 т/сут), которая по расчетам составляет 211 м. Для равномерной выработки запасов нефти одним насосным оборудованием добывающей скважины 3 начальный дебит нефти горизонтального участка 5, который будет работать на турнейский ярус должен соответствовать 26,3 т/сут, и для определения его длины также применяется формула Джоши. При известных начальных условиях пласта длина L₂ горизонтального участка 5 должна составлять 275 м.

Строится нагнетательная вертикальная скважина 6, которая будет поддерживать пластовое давление, необходимое для выработки запасов разрабатываемого участка, вскрывающая каждый пласт-коллектор 1, вскрытый добывающей скважиной 3. Площадь перфорационных отверстий 7 нагнетательной скважины 6 прямо пропорциональна вязкости и толщине пласта-коллектора 1 и составляет 0,0965 м² для бобриковского горизонта, 0,265 м² для турнейского яруса. Обе скважины 6 и 3 вводятся в работу.

При установившемся режиме работы, добывающей 3 и нагнетательной 6 скважин, ведется постоянный контроль за обводненностью добываемой продукции. В случае достижения обводненности критической отметки (80-90%) определяют пласт-коллектор 1, из которого ведется отбор воды, по плотности добываемой жидкости и отсекают его от основного ствола 8 разветвленной горизонтальной скважины 3.

Предполагаемый способ разработки залежи нефти в слоистых коллекторах разветвленной горизонтальной скважиной позволяет обеспечить равномерную выработку двух или более пластов, сократить затраты на дополнительном бурении добывающих скважин и обеспечить равномерное вытеснение углеводородов при нагнетании закачиваемой воды.

Способ разработки залежи нефти в слоистых коллекторах разветвленной горизонтальной скважиной, включающий определение не менее двух пластов-коллекторов, совпадающих в плане, разделенных прослоями-перемычками, бурение вертикальных нагнетательных скважин и разветвленной горизонтальной добывающей скважины с горизонтальными стволами необходимой длины, расположенными в соответствующем пласте-коллекторе, закачку вытесняющей жидкости через вертикальные нагнетательные скважины и отбор продукции через разветвленную горизонтальную добывающую скважину, отличающийся тем, что определяют текущие запасы, вязкость нефти и проницаемость для каждого пласта-коллектора на участке разработки, а горизонтальные стволы строят длиной, прямо пропорциональной запасам вскрываемого соответствующего пласта-коллектора, при этом нагнетательные скважины вскрывают перфорацией все пласты-коллекторы, причем площадь перфорации для соответствующего пласта-коллектора выбирают прямо пропорционально вязкости продукции и/или толщине участка пласта-коллектора, обеспечивают выработку запасов нефти всех пластов-коллекторов одним насосным оборудованием разветвленной добывающей скважины, при установившемся режиме работы разветвленной добывающей и нагнетательной скважин ведут постоянный контроль за обводненностью добываемой нефти, а при обводнении добываемой нефти 80-90% определяют пласт-коллектор с максимальной обводненностью по плотности нефти и отсекают его от основного ствола добывающей скважины.