Способ разработки нефтяной залежи с трещиноватым коллектором

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с трещиноватым коллектором. Технический результат – повышение эффективности разработки за счет учета направления действительной миграции продукции в пласте, а также упрощения разработки и ее и удешевления. По способу осуществляют бурение пилотной скважины. Определяют по данным геофизических исследований в продуктивном коллекторе преобладающего направления трещиноватости залежи. Из пилотной скважины бурят одинаковые разнонаправленные парные горизонтальные стволы, которые направляют в противоположные стороны от скважины. Первую пару горизонтальных стволов бурят перпендикулярно направлению естественной трещиноватости. При этом после проводки каждого горизонтального ствола отбором определяют прирост дебита продукции в пилотной вертикальной скважине. По завершении строительства горизонтальных стволов прирост дебитов парных стволов суммируют. Отбирают две наиболее продуктивные пары стволов. При виде сверху по направлению пар строят векторы с началом в пилотной вертикальной скважине, пропорциональные суммарному дебиту этих пар с углом между ними, не превышающим 90°. Суммируют полученные векторы. Параллельно направлению полученного вектора оснащают всю залежь горизонтальными добывающими скважинами и нагнетательными скважинами. Производят закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины. 1 пр., 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с трещиноватым коллектором.

Известен способ разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах (патент RU №2424425, МПК Е21В 43/20, опубл. Бюл. №20 от 20.07.2011), включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные и отбор продукции через добывающие скважины, проведение исследований по определению преобладающего направления трещиноватости залежи, зон с минимальной и средней плотностью трещиноватости, причем в зонах с минимальной и средней плотностью трещиноватости с нефтенасыщенными толщинами пласта не менее 10 м дополнительно бурят горизонтальные и/или разветвленные горизонтальные скважины, причем горизонтальные стволы размещают в пласте под углом 50-70° к преобладающему направлению трещиноватости залежи, в качестве нагнетательных скважин дополнительно используют скважины, расположенные в соответствующих зонах плотности трещиноватости на минимальном расстоянии от горизонтальных и/или разветвленных горизонтальных стволов скважин.

Известен также способ разработки трещиноватых коллекторов (патент RU №2526037, МПК Е21В 43/20, опубл. Бюл. №23 от 20.08.2014), включающий определение трещиноватости или линий разуплотнения залежи, строительство добывающих и нагнетательных скважин с учетом трещиноватости залежи, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, причем выбирают участок залежи с нефтенасыщенными толщинами более 10 м, предотвращающими быстрое обводнение добываемой нефти подошвенной водой, определяют расположение узлов разуплотнений - пересечений линий разуплотнений, добывающие скважины бурят по неравномерной сетке в виде вертикальных скважин с попаданием в узлы разуплотнений или в виде боковых, или боковых горизонтальных стволов с пересечением близлежащих линий разуплотнений, сообщаемых с узлами разуплотнений, нагнетательные горизонтальные скважины располагают в уплотненных карбонатных коллекторах, между несколькими узлами разуплотнений перпендикулярно преобладающему направлению трещиноватости залежи.

Недостатком данных способов является сложность при реализации и строительстве промышленных скважин, так как затруднительно обеспечить их попадание точно в узлы разуплотнений, кроме того, строительство добывающих скважин ведется исходя из предполагаемой оценки распространения продукции пласта без учета определения действительной ее миграции в пласте.

Способ разработки нефтяной залежи с порово-кавернозно-трещиноватым коллектором (патент RU №2474679, МПК Е21В 43/20, опубл. Бюл. №04 от 10.02.2013), включающий вскрытие продуктивного пласта бурением пилотного ствола, размещение средства для срезки в пилотном стволе с возможностью набора зенитного угла для выхода на горизонтальный участок в процессе бурения, спуск эксплуатационной колонны, проведение геофизических исследований и бурение из пилотного горизонтального ствола горизонтальных стволов в продуктивном пласте, причем перед бурением по данным геофизических исследований определяют в продуктивном пласте доминирующее направление трещин естественной трещиноватости, оценивают ширину зоны повышенной трещиноватости, горизонтальные стволы размещают преимущественно перпендикулярно направлению естественной трещиноватости с удалением забоев друг от друга на расстоянии не менее 40 м, для каждого горизонтального ствола индивидуально определяют коридор бурения, в котором потолок бурения ограничивают кровлей продуктивного пласта, а подошву коридора бурения назначают на расстоянии от кровли не более 1/2 толщины продуктивного пласта, но не менее 2 м до водонефтяного контакта, точку входа в продуктивный пласт назначают путем определения технической возможности набора кривизны ствола, длину пилотного ствола от точки входа до предполагаемой зоны повышенной трещиноватости выбирают обеспечивающей возможность забуривания второго и третьего ствола с входом в зону повышенной трещиноватости с зенитным углом в интервале 80-95° и с отходом от пилотного ствола не менее 40 м, по результатам проводки пилотного ствола в зоне повышенной трещиноватости определяют ширину этой зоны, длину пилотного ствола ограничивают прохождением зоны повышенной трещиноватости, на основе геологической привязки к пилотному стволу производят забуривание второго ствола на расстоянии, обеспечивающем возможность вскрытия зоны повышенной трещиноватости в кровельной части коридора бурения, с вхождением в зону повышенной трещиноватости с зенитным углом в интервале 80-95°, с отходом от пилотного ствола не менее 40 м, прохождением зоны повышенной трещиноватости в кровельной части коридора бурения и отходом от пилотного ствола не менее 40 м, забуривание третьего ствола производят с противоположной стороны пилотного ствола относительно второго ствола на расстоянии, обеспечивающем возможность вскрытия зоны повышенной трещиноватости в подошвенной части коридора бурения, с вхождением в зону повышенной трещиноватости с зенитным углом в интервале 80-95°, отходом от пилотного ствола не менее 40 м, прохождением зоны повышенной трещиноватости в подошвенной части коридора бурения и отходом от пилотного ствола не менее 40 м, через пробуренную скважину отбирают пластовую продукцию.

Недостатками данного способа являются сложность и дороговизна реализации, так как необходимо соблюдение большого числа требований для строительства скважин, при этом практически невозможно такой способ реализовать в залежах, располагаемых на площадях более 10 км2, так как для каждой скважины нужно проводить исследования индивидуально, также строительство скважин выполняется исходя из предполагаемой оценки распространения продукции пласта без учета определения действительной ее миграции в пласте.

Техническими задачами предлагаемого изобретения являются упрощение и удешевление способа разработки нефтяной залежи с трещиноватым коллектором, реализуемого с учетом направления действительной миграции продукции в пласте.

Технические задачи решаются способом разработки нефтяной залежи с трещиноватым коллектором, включающим бурение пилотной скважины, определение по данным геофизических исследований в продуктивном коллекторе преобладающего направления трещиноватости залежи, бурение из пилотной скважины горизонтальных стволов в продуктивном пласте, как минимум один из которых бурится перпендикулярно направлению естественной трещиноватости, строительство добывающих и нагнетательных скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины.

Новым является то, что из пилотной вертикальной скважины проводятся одинаковые разнонаправленные парные горизонтальные стволы, причем парные стволы направлены в противоположные стороны и только первая пара горизонтальных стволов буриться перпендикулярно направлению естественной трещиноватости, после проводки каждого горизонтального ствола отбором определяют прирост дебита продукции в пилотной вертикальной скважине, по завершении строительства горизонтальных стволов прирост дебитов парных стволов суммируют, отбирают две наиболее продуктивные пары стволов, и при виде сверху по направлению этих пар строят векторы с началом в пилотной вертикальной скважине пропорциональные суммарному дебиту этих пар с углом между ними, не превышающим 90°, суммируют полученные векторы, параллельно направлению полученного вектора оснащают всю залежь горизонтальными добывающими скважинами и нагнетательными скважинами.

На чертеже показана сверху пилотная скважина с парными разнонаправленными горизонтальными стволами с векторами, пропорциональными суммарной добыче парных скважин.

Способ разработки нефтяной залежи 1 с трещиноватым коллектором включает бурение пилотной скважины 2, определение по данным геофизических исследований в продуктивном пласте преобладающего направления трещиноватости залежи 1, бурение из пилотной скважины 2 одинаковых разнонаправленных парных горизонтальных стволов 3 и 3', 4 и 4', 5 и 5' (см. патенты RU №№2256763, 2265711, 2333340 и т.п.), которые направлены в противоположные стороны от скважины 2. Причем первая пара горизонтальных стволов 3 и 3' бурится перпендикулярно направлению естественной трещиноватости. Бурение противоположно направленных стволов 3 и 3', 4 и 4', 5 и 5' исключает ошибки, связанные со случайным попаданием одного из этих стволов 3, 3', 4, 4', 5 или 5' в участок залежи 1 с отличающимися от остальной залежи 1 параметрами (например, нефтеносную линзу, пропласток - неколлектор или т.п.), при разбросе дебитов более чем на 25% в одной из пар стволов 3 и 3', 4 и 4', 5 и 5' выше или ниже бурят новый ствол (на фиг. 1 и 2 не показан) из скважины 2, параллельный одному из стволов 3, 3', 4, 4', 5 или 5' в этой паре, при этом дебит этого ствола суммируются с дебитом соответствующего ствола 3, 3', 4, 4', 5 или 5', с которым разброс не превышает 25%, при разбросе дебитов в нескольких парах противоположно направленных стволов 3 и 3', 4 и 4', 5 и 5' более чем на 25% бурят новую скважину 2 (такое случается редко, как показала практика, не более чем в 2%). После проводки каждого горизонтального ствола 3, 3', 4, 4', 5 и 5' отбором определяют прирост дебита продукции в пилотной вертикальной скважине 2. По завершении строительства горизонтальных стволов 3, 3', 4, 4', 5 и 5' дебиты парных стволов 3 с 3', 4 с 4' и 5 с 5' суммируют. Отбирают две наиболее продуктивные в суммарном выражении пары стволов 3, 3' и 4, 4', при виде сверху по направлению пар 3, 3' и 4, 4' строят векторы 6 и 7 с началом в пилотной вертикальной скважине 2, пропорциональные суммарному дебиту этих пар 3, 3' и 4, 4' с углом α между ними, не превышающим 90° (α≤90°). Суммируют полученные векторы 6 и 7, получают вектор 8. Параллельно направлению полученного вектора 8 (±10% из-за погрешностей при строительстве скважин) оборудуют всю залежь горизонтальными добывающими скважинами 9 и нагнетательными скважинами 10. Закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины 10 и отбирают продукцию через добывающие скважины 9.

Пример конкретного исполнения.

На трещиноватой залежи 1 пробурили пилотную скважину 2. По данным геофизических исследований в продуктивном коллекторе определили преобладающее направление трещиноватости залежи 1. Из скважины 2 перпендикулярно преобладающей трещиноватости пробурили пару стволов 3 и 3', отбором определили суммарный дебит этих стволов 3 и 3', который составил 13,7 т/сут. Затем пробурили ствол 4 и, пока другие стволы 3 и 3' перекрыты оборудованием, отбором определили дебит этого ствола 4, который составил 5,4 т/сут. Аналогичным способом последовательно определили дебиты и остальных стволов: 4' (6,0 т/сут), 5 (2,3 т/сут) и 5' (2,0 т/сут). Дебиты пар стволов суммировали 4 с 4' (11,4 т/сут) и 5 с 5' (4,3 т/сут). Самыми продуктивными оказались пары 3 и 3' - 13,7 т/сут, 4 и 4' - 11,4 т/сут. При виде сверху по направлению пар 3, 3' и 4, 4' построили векторы 6 и 7 с началом в пилотной вертикальной скважине 2, пропорциональные суммарному дебиту этих пар 3, 3' и 4, 4' соответственно с углом между ними α≈60°. Суммировали полученные векторы 6 и 7, получили вектор 8, параллельно направлению (±10% из-за погрешностей при строительстве скважин) которого по любой известной сетке строят горизонтальные добывающие скважины 9, нагнетательные вертикальные 10 и нагнетательные горизонтальные 10' скважины. Закачивали рабочий агент (воду) через нагнетательные скважины 10,10' и отбирали продукцию залежи 1 через горизонтальные добывающие скважины 9. По сравнению с аналогом, разрабатываемым на той же залежи 1, прирост продукции составил 24%.

Предлагаемый способ разработки нефтяной залежи с трещиноватым коллектором прост, дешев и эффективен, так как реализуется с учетом направления действительной миграции продукции в пласте.

Способ разработки нефтяной залежи с трещиноватым коллектором, включающий бурение пилотной скважины, определение по данным геофизических исследований в продуктивном коллекторе преобладающего направления трещиноватости залежи, бурение из пилотной скважины ствола горизонтальных стволов в продуктивном пласте, как минимум один из которых бурят перпендикулярно направлению естественной трещиноватости, строительство добывающих и нагнетательных скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, отличающийся тем, что из пилотной вертикальной скважины проводят одинаковые разнонаправленные парные горизонтальные стволы, причем парные стволы направляют в противоположные стороны и только первую пару горизонтальных стволов бурят перпендикулярно направлению естественной трещиноватости, после проводки каждого горизонтального ствола отбором определяют прирост дебита продукции в пилотной вертикальной скважине, по завершении строительства горизонтальных стволов прирост дебитов парных стволов суммируют, отбирают две наиболее продуктивные пары стволов, при виде сверху по направлению этих пар строят векторы с началом в пилотной вертикальной скважине, пропорциональные суммарному дебиту этих пар, с углом между ними, не превышающим 90°, суммируют полученные векторы, параллельно направлению полученного вектора оснащают всю залежь горизонтальными добывающими скважинами и нагнетательными скважинами.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к технологиям снижения выбросов попутного нефтяного газа из нефтедобывающих скважин. Технический результат - исключение попадания попутного нефтяного газа в атмосферу.

Изобретение относится к композициям поверхностно-активных веществ для использования при обработке и извлечении ископаемого флюида из подземного пласта, их получению и использованию.

Изобретение относится к области нефтяной геологии и может быть использовано при подсчете извлекаемых запасов нефти из пород, представленных башкирскими карбонатными отложениями Соликамской депрессии.

Изобретение относится к области нефтяной геологии и может быть использовано при подсчете извлекаемых запасов нефти из пород, представленных башкирскими карбонатными отложениями Башкирского свода.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к методам повышения нефтеотдачи пластов. Способ разработки нефтяной залежи включает отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме с закачкой фиксированным циклом закачки и простоя по дням.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к разработке многообъектного месторождения. Способ разработки нефтяного месторождения включает бурение наклонно направленных добывающих и нагнетательных скважин, отбор из добывающих скважин и закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к способу разработки нефтяных месторождений на поздних стадиях разработки. Способ заключается в разработке нефтяной залежи с применением вертикальных скважин до достижения обводненности 80% с последующей перфорацией переходной зоны и попеременной закачкой углекислого газа и воды с условием достижения смешивающегося вытеснения.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам утилизации попутно-добываемой воды при эксплуатации высокообводненных нефтяных скважин на поздней стадии эксплуатации нефтяного месторождения.

Изобретение относится к композиции на основе поверхностно-активных веществ - ПАВ, ее получению и ее использованию при добыче нефти третичными методами. Композиция на основе ПАВ включает катионное ПАВ и анионо-неионогенное ПАВ и обладает значительно повышенной активностью на поверхности раздела фаз и стабильностью по сравнению с известными композициями.

Изобретение относится к технологиям разработки нефтяных пластов с помощью добывающих и нагнетательных скважин и может быть использовано на нефтяных месторождениях, где добыча высоковязкой нефти из пластов ведется тепловым методом вытеснения нефти горячей водой или паром высокой температуры.

Группа изобретений относится к области строительства скважин – образованию множества их стволов с проведением в них гидроразрыва. Технический результат – повышение эффективности строительства скважин за счет обеспечения надежного сообщения с каждым из стволов.

Изобретение относится к области добычи углеводородов и, в частности, к добыче углеводородов в пластах с относительно низкой проницаемостью. Технический результат - повышение проницаемости пластов.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено при гидравлическом разрыве пласта. Для обеспечения контролируемого инициирования и распространения трещин гидроразрыва осуществляют закачку первой жидкости гидроразрыва в первый горизонтальный ствол, сообщающийся с пластом по меньшей мере в одном выбранном сегменте, и создают давление первой жидкости гидроразрыва в первом стволе для создания поля механических напряжений вокруг каждого выбранного сегмента первого ствола.

Изобретение относится к области подземной газификации угля и, в частности, к системе обеспечения проницаемости угольного пласта. Технический результат - повышение надежности работы системы обеспечения необходимой проницаемости угольного пласта.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и способствует повышению эффективности разработки залежи нефти в карбонатном или терригенном пласте с развитой макротрещиноватостью.

Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано при заблаговременном извлечении (добыче) метана угольных пластов. .

Изобретение относится к разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, в частности к месторождениям с ухудшенными коллекторскими свойствами и к месторождениям, находящимся на поздней стадии разработки.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с уточняемыми запасами, обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи, разрабатывают нефтяную залежь, закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины, отбирают нефть через добывающие скважины, проводят гидроразрыв пласта в краевой зоне залежи в скважине с безводной нефтью и наличием многослойного коллектора промышленной толщины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. .
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам усиленной добычи для получения углеводородов вытеснением водой. Способ разработки нефтяной залежи включает строительство по любой из известных сеток добывающих и нагнетательных скважин, циклическую закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины. Закачку рабочего агента в нагнетательные скважины ведут с периодичностью и продолжительностью в зависимости от обводненности продукции из добывающих скважин. Предварительно определяют начальную водонасыщенность продукции в добывающих скважинах. Закачку рабочего агента ведут с постоянным расходом и прекращают при увеличении обводненности продукции в добывающих скважинах до 50% от начальной водонасыщенности, но не более 90%. Начинают закачку рабочего агента после снижения обводненности продукции до 10% выше начальной водонасыщенности. После увеличения времени остановки закачки рабочего агента до трех месяцев определяют среднюю обводненность продукции в добывающих скважинах, которую принимают за начальную водонасыщенность. Циклы закачки рабочего агента продолжают по такому же принципу, но исходя из нового значения начальной водонасыщенности, которую периодически изменяют. Предлагаемое изобретение позволяет увеличить добычу нефти, наиболее полно выработать запасы нефти и увеличить КИН, предотвратить преждевременное обводнение добываемой продукции.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с трещиноватым коллектором. Технический результат – повышение эффективности разработки за счет учета направления действительной миграции продукции в пласте, а также упрощения разработки и ее и удешевления. По способу осуществляют бурение пилотной скважины. Определяют по данным геофизических исследований в продуктивном коллекторе преобладающего направления трещиноватости залежи. Из пилотной скважины бурят одинаковые разнонаправленные парные горизонтальные стволы, которые направляют в противоположные стороны от скважины. Первую пару горизонтальных стволов бурят перпендикулярно направлению естественной трещиноватости. При этом после проводки каждого горизонтального ствола отбором определяют прирост дебита продукции в пилотной вертикальной скважине. По завершении строительства горизонтальных стволов прирост дебитов парных стволов суммируют. Отбирают две наиболее продуктивные пары стволов. При виде сверху по направлению пар строят векторы с началом в пилотной вертикальной скважине, пропорциональные суммарному дебиту этих пар с углом между ними, не превышающим 90°. Суммируют полученные векторы. Параллельно направлению полученного вектора оснащают всю залежь горизонтальными добывающими скважинами и нагнетательными скважинами. Производят закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины. 1 пр., 1 ил.

Наверх