Способ разработки нефтяных залежей системой вертикальных и горизонтальных скважин

Заявлен способ разработки нефтяных залежей системой вертикальных и горизонтальных скважин. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи нефтяных залежей. Способ включает последовательное разбуривание залежи вертикальными, наклонно-направленными и горизонтальными скважинами по сетке. Применение оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации, отбор продукции из скважин. Сетку скважин формируют из элементов, каждый элемент состоит из одной центральной вертикальной или наклонно-направленной добывающей скважины, от которой в радиусе R₁=S=250-500 м размещают шесть точек с расстоянием S между собой - точки входа в пласт скважин I ряда. Затем от центральной скважины размещают контур окружности радиусом R₂=2S, в местах пересечений данного контура окружности R₂ с контурами окружностей радиусом S от точек входа в пласт скважин I ряда получают точки забоя скважин I ряда, соединяя соответствующие точки входа в пласт и точки забоя скважин I ряда получают шесть горизонтальных добывающих скважин I ряда длинами S стволов. От центральной скважины к точкам, полученным на пересечении окружностей, построенных от точек входа в пласт скважин I ряда, проводят в радиальном направлении линии. В местах пересечения данных линий с контуром окружности R₂ получают расположение точек входа в пласт шести вертикальных и/или наклонно-направленных нагнетательных скважин II ряда. От центральной скважины размещают контур окружности радиусом R₃=3S проводят проекцию направлений стволов горизонтальных скважин I ряда до контура окружности R₃ и получают точки пересечения, на которых в свою очередь очерчивают контуры радиусом S и в местах пересечений данных контуров окружностей радиусом S c контуром окружности R₃ получают точки, наиболее близко расположенные из которых соединяют, и получают шесть горизонтальных добывающих скважин III ряда длинами S стволов. В местах пересечения проекций направлений стволов горизонтальных скважин III ряда получают точки входа в пласт шести вертикальных и/или наклонно-направленных нагнетательных скважин III ряда. В соответствии с полученной схемой элемента бурят центральную скважину и все скважины I, II и III рядов. Аналогичным образом на залежи бурят остальные элементы, причем III ряд скважин каждого элемента является общим для смежных элементов. 10 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяных залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти.

Известен способ разработки залежи нефти массивного типа с послойной неоднородностью, включающий 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. Пологонаклонные стволы бурят из дополнительных нагнетательных и добывающих скважин диаметром долота 144 мм, которые бурят 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 (патент РФ №2439298, кл. Е21В 43/16, опубл. 10.01.2012).

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки многопластовых залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти методом уплотняющей сетки, включающий бурение скважин по сетке, уплотнение сетки скважин, бурение боковых горизонтальных стволов, отбор продукции из скважин. Согласно изобретению, в наиболее повышенной части структуры многопластовой залежи бурят одну вертикальную или наклонно-направленную скважину, затем от данной скважины проводят две-три условные окружности, первая из которых имеет радиус 100-300 м, а каждая последующая окружность отстоит от предыдущей на 100-300 м, вдоль окружностей на равном расстоянии друг от друга бурят соответственно две-три группы по 6-8 вертикальных и/или наклонно-направленных скважин, причем точки входа в пласты скважин находятся на линии окружностей, в целом скважины одной группы относительно другой размещают с достижением максимального охвата залежи по площади, все скважины бурят до нижнего пласта, при этом вторичное вскрытие осуществляют по пласту с наименьшей проницаемостью коллектора, после снижения дебита нефти одной из скважин до значения менее 1 т/сут, данную скважину переводят на пласт с наибольшей проницаемостью, при последующем снижении дебита нефти данной скважины до значения менее 1 т/сут, ее переводят на одновременно-раздельную эксплуатацию оставшихся пластов, причем в один из оставшихся пластов осуществляют зарезку бокового горизонтального ствола длиной 200-600 м в радиальном направлении от первоначальной центральной скважины, аналогичные операции выполняют по всем скважинам, боковой горизонтальный ствол не бурят в первоначальной центральной скважине (патент РФ №2678337, кл. Е21В 43/14, Е21В 43/30, опубл. 28.01.2019 - прототип).

Общим недостатком известных способов является отсутствие четких элементов в сетке скважин, что приводит к снижению нефтеотдчи на крупных залежах, где требуется бурение нескольких таких элементов. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи нефтяных залежей.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяных залежей системой вертикальных и горизонтальных скважин, включающем последовательное разбуривание залежи вертикальными, наклонно-направленными и горизонтальными скважинами по сетке, применение оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации, отбор продукции из скважин, согласно изобретению, сетку скважин формируют из элементов, каждый элемент состоит из одной центральной вертикальной или наклонно-направленной добывающей скважины, от которой в радиусе R₁=S=250-500 м размещают шесть точек с расстоянием S между собой - точки входа в пласт скважин I ряда, затем от центральной скважины размещают контур окружности радиусом R₂=2S, в местах пересечений данного контура окружности R₂ с контурами окружностей радиусом S от точек входа в пласт скважин I ряда получают точки забоя скважин I ряда, соединяя соответствующие точки входа в пласт и точки забоя скважин I ряда получают шесть горизонтальных добывающих скважин I ряда длинами S стволов, далее от центральной скважины к точкам, полученным на пересечении окружностей, построенных от точек входа в пласт скважин I ряда, проводят в радиальном направлении линии, в местах пересечения данных линий с контуром окружности R₂ получают расположение точек входа в пласт шести вертикальных и/или наклонно-направленных нагнетательных скважин II ряда, затем от центральной скважины размещают контур окружности радиусом R₃=3S, проводят проекцию направлений стволов горизонтальных скважин I ряда до контура окружности R₃ и получают точки пересечения, на которых в свою очередь очерчивают контуры радиусом S и в местах пересечений данных контуров окружностей радиусом S c контуром окружности R₃ получают точки, наиболее близко расположенные из которых соединяют, и получают, таким образом, шесть горизонтальных добывающих скважин III ряда длинами S стволов, далее в местах пересечения проекций направлений стволов горизонтальных скважин III ряда получают точки входа в пласт шести вертикальных и/или наклонно-направленных нагнетательных скважин III ряда, в соответствии с полученной схемой элемента бурят центральную скважину и все скважины I, II и III рядов, аналогичным образом на залежи бурят остальные элементы, причем III ряд скважин каждого элемента является общим для смежных элементов.

Сущность изобретения.

Разработка нефтяных залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти (низкопроницаемые коллектора, пласты с высоковязкой нефтью) характеризуется низким коэффициентом охвата пластов, недовыработкой остаточных запасов и невысокой нефтеотдачей. Существующие технические решения не в полной мере позволяют осуществлять наиболее полную выработку запасов нефти из таких залежей. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи нефтяных залежей. Задача решается следующим образом.

На фиг. 1-9 представлена последовательность построения схемы сетки скважин в соответствии с предлагаемым способом, на фиг. 10 - система разработки, представленная сеткой скважин, соединенной из нескольких элементов. Обозначения: R₁, R₂, R₃ - радиусы соответственно I, II и III рядов скважин, S - расстояние между скважинами и длины горизонтальных скважин, 1 - первоначальная центральная добывающая вертикальная или наклонно-направленная скважина, 2'-7' - точки входа в пласт горизонтальных скважин I ряда, 2''-7'' - точки забоя горизонтальных скважин I ряда, 2-7 - горизонтальные добывающие скважины I ряда, 8'-13' - точки, полученные на пересечении окружностей, построенных от точек 2'-7', 8-13 - точки входа в пласт вертикальных и/или наклонно-направленных нагнетательных скважин II ряда, 14'-19' - точки пересечения проекции направлений стволов горизонтальных скважин 2-7 с контуром окружности R_3, 14-19 - горизонтальные добывающие скважин III ряда, 20-25 - вертикальные и/или наклонно-направленные нагнетательные скважины III ряда.

Способ реализуют следующим образом.

Последовательно разбуривают залежь вертикальными, наклонно-направленными и горизонтальными скважинами по сетке. Сетку скважин формируют из элементов, каждый из которых представлен центральной и тремя рядами скважин.

Элемент сетки скважин формируют следующим образом. Первоначально бурят одну центральную вертикальную или наклонно-направленную добывающую скважину 1 (фиг. 1). По результатам бурения определяют наличие запасов нефти. При наличии экономически рентабельных запасов нефти, продолжают реализацию способа.

От скважины 1 в радиусе R₁=S=250-500 м размещают точку входа в пласт горизонтальной добывающей скважины 2. От данной точки скважины 2 на пересечении окружности радиусом S с окружностью R₁, полученной от скважины 1, получают точку входа в пласт горизонтальной добывающей скважины 3. Аналогично от точки скважины 3 радиусом S получают точку входа в пласт горизонтальной добывающей скважины 4 и далее, тем же способом получают точки скважин 5-7 (фиг. 2). Таким образом, размещают шесть точек 2'-7' с расстоянием S между собой, которые являются точками входа в пласт скважин I ряда.

Согласно расчетам, при длине S менее 250 м сетка скважин получается слишком плотной, что приводит к снижению экономической эффективности для большинства коллекторов за счет увеличения затрат при небольшом приросте добычи, тогда как при S более 500 м снижается охват пласта, что приводит к уменьшению нефтеотдачи.

Далее от центральной скважины 1 размещают контур окружности радиусом R₂=2S (фиг. 3). В местах пересечений данного контура окружности R₂ с контурами окружностей радиусом S от точек 2'-7' получают точки 2''-7'' забоя скважин I ряда.

От центральной скважины 1 к точкам 8'-13', полученным на пересечении окружностей, построенных от точек 2'-7' входа в пласт скважин I ряда, проводят в радиальном направлении линии. В местах пересечения данных линий с контуром окружности R₂ получают расположение точек 8-13 входа в пласт шести вертикальных и/или наклонно-направленных нагнетательных скважин II ряда (фиг. 4).

Соединяя соответствующие точки 2'-7' входа в пласт и точки 2''-7'' забоя скважин I ряда получают шесть горизонтальных добывающих скважин 2-7 I ряда с длинами горизонтальных стволов S (фиг. 5).

Далее от центральной скважины 1 размещают контур окружности радиусом R₃=3S (фиг. 6). Проводят проекцию направлений стволов горизонтальных скважин I ряда до контура окружности R₃ и получают точки пересечения 14'-19', от которых в свою очередь очерчивают контуры радиусом S. В местах пересечений данных контуров окружностей радиусом S c контуром окружности R₃, получают точки, наиболее близко расположенные из которых соединяют, и получают, таким образом, шесть горизонтальных добывающих скважин 14-19 III ряда длинами стволов S (фиг. 7).

Далее замыкают контур III ряда скважин. Для этого, в местах пересечения проекций направлений стволов горизонтальных скважин 14-19 между собой, получают точки 20-25. Таким образом, определяют точки 20-25, которые являются точками входа в пласт шести вертикальных и/или наклонно-направленных нагнетательных скважин III ряда (фиг. 8).

В соответствии с полученной схемой элемента бурят все скважины 2-25 соответствующих I, II и III рядов.

Таким образом, один элемент сетки скважин имеет 25 скважин: одну вертикальную или наклонно-направленную добывающую скважину в центре, 12 горизонтальных добывающих скважин и 12 вертикальных и/или наклонно-направленных нагнетательных скважин (фиг. 9). Система разработки, представленная сеткой скважин, соединенной из нескольких элементов, имеет вид, представленный на фиг. 10.

Аналогичным образом на залежи бурят остальные элементы, причем III ряд скважин каждого элемента является общим для смежных элементов (фиг. 10).

При наличии нескольких пластов применяют оборудование для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) на тех скважинах, где это технически возможно и где присутствует экономически рентабельный объем запасов нефти.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи.

Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи нефтяных залежей.

Примеры конкретного выполнения способа.

Пример 1. Залежь нефти представлена двумя пластами, совпадающими в структурном плане. Около 80% запасов нефти залежи сосредоточены в нижнем пласте. Нижний пласт представлен карбонатными отложениями, средняя абсолютная проницаемость составляет 60 мД, средняя нефтенасыщенная толщина - 8 м, глубина залегания кровли пласта - 1160 м, начальное пластовое давление - 12 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях - 36 мПа·с. Верхний пласт представлен терригенными отложениями, средняя абсолютная проницаемость составляет 430 мД, средняя нефтенасыщенная толщина - 4 м, глубина залегания кровли пласта - 1040 м, начальное пластовое давление - 10 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях - 68 мПа⋅с.

Для разработки нижнего пласта (основного) данной залежи формируют сетку скважин из элементов, каждый из которых представлен центральной и тремя рядами скважин. Элемент сетки скважин выполняют следующим образом.

Первоначально бурят одну центральную наклонно-направленную добывающую скважину 1 (фиг. 1). По результатам бурения определяют, что в районе скважины 1 имеются экономически рентабельные запасы нефти. От скважины 1 в радиусе R₁=S=250 м размещают точку входа в пласт горизонтальной добывающей скважины 2. От данной точки скважины 2 на пересечении окружности радиусом S с окружностью R₁, полученной от скважины 1, получают точку входа в пласт горизонтальной добывающей скважины 3. Аналогично от точки скважины 3 радиусом S получают точку входа в пласт горизонтальной добывающей скважины 4 и далее, тем же способом получают точки скважин 5-7 (фиг. 2). Таким образом, размещают шесть точек 2'-7' с расстоянием S между собой, которые являются точками входа в пласт скважин I ряда.

Далее от центральной скважины 1 размещают контур окружности радиусом R₂=2S (фиг. 3). В местах пересечений данного контура окружности R₂ с контурами окружностей радиусом S от точек 2'-7' получают точки 2''-7'' забоя скважин I ряда.

От центральной скважины 1 к точкам 8'-13', полученным на пересечении окружностей, построенных от точек 2'-7' входа в пласт скважин I ряда, проводят в радиальном направлении линии. В местах пересечения данных линий с контуром окружности R₂ получают расположение точек 8-13 входа в пласт шести наклонно-направленных нагнетательных скважин II ряда (фиг. 4).

Соединяя соответствующие точки 2'-7' входа в пласт и точки 2''-7'' забоя скважин I ряда получают шесть горизонтальных добывающих скважин 2-7 I ряда с длинами горизонтальных стволов S (фиг. 5).

Далее от центральной скважины 1 размещают контур окружности радиусом R₃=3S (фиг. 6). Проводят проекцию направлений стволов горизонтальных скважин I ряда до контура окружности R₃ и получают точки пересечения 14'-19', от которых в свою очередь очерчивают контуры радиусом S. В местах пересечений данных контуров окружностей радиусом S c контуром окружности R₃, получают точки, наиболее близко расположенные из которых соединяют, и получают, таким образом, шесть горизонтальных добывающих скважин 14-19 III ряда длинами стволов S (фиг. 7).

Далее замыкают контур III ряда скважин. Для этого, в местах пересечения проекций направлений стволов горизонтальных скважин 14-19 между собой, получают точки 20-25. Таким образом, определяют точки 20-25, которые являются точками входа в пласт шести наклонно-направленных нагнетательных скважин III ряда (фиг. 8).

В соответствии с полученной схемой элемента бурят все скважины 2-25 соответствующих I, II и III рядов.

Аналогичным образом на залежи бурят еще два элемента, причем III ряд скважин каждого элемента является общим для смежных элементов (фиг. 10).

По результатам бурения скважин 1-25 определяют, что экономически рентабельный объем запасов нефти по верхнему пласту имеется в районе первоначально пробуренного элемента разработки. Во всех 25 скважинах (в т.ч. горизонтальных) элемента устанавливают оборудование для ОРЭ: в добывающих - для одновременно-раздельной добычи, в нагнетательных - для одновременно-раздельной закачки.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Залежь имеет другие геолого-физические характеристики. Скважины 1, 8-13 и 21-25 выполняют вертикальными. Расстояние S=500 м.

Пример 3. Выполняют как пример 1. Залежь имеет другие геолого-физические характеристики и один пласт. Оборудование для ОРЭ не применяют.

Пример 4. Выполняют как пример 1. Залежь имеет другие геолого-физические характеристики и три пласта. Разработку третьего, наименее продуктивного пласта осуществляют после выработки запасов первых двух пластов. Для этого скважины, вышедшие из эксплуатации с первых двух пластов, последовательно переводят на третий пласт.

В результате разработки, которое ограничили достижением обводненности залежи до 98%, было добыто 4327 тыс.т нефти, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) в целом по месторождению составил 0,428 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 3811 тыс.т нефти, КИН составил 0,377 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,051 д.ед.

Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения залежи с трудноизвлекаемыми запасами нефти, повысить охват пластов и выработку запасов нефти за счет разбуривания сеткой, скважины в элементах которой расположены определенным образом.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи нефтяных залежей.

Способ разработки нефтяных залежей системой вертикальных и горизонтальных скважин, включающий последовательное разбуривание залежи вертикальными, наклонно-направленными и горизонтальными скважинами по сетке, применение оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации, отбор продукции из скважин, отличающийся тем, что сетку скважин формируют из элементов, каждый элемент состоит из одной центральной вертикальной или наклонно-направленной добывающей скважины, от которой в радиусе R₁=S=250-500 м размещают шесть точек с расстоянием S между собой - точки входа в пласт скважин I ряда, затем от центральной скважины размещают контур окружности радиусом R₂=2S, в местах пересечений данного контура окружности R₂ с контурами окружностей радиусом S от точек входа в пласт скважин I ряда получают точки забоя скважин I ряда, соединяя соответствующие точки входа в пласт и точки забоя скважин I ряда получают шесть горизонтальных добывающих скважин I ряда длинами S стволов, далее от центральной скважины к точкам, полученным на пересечении окружностей, построенных от точек входа в пласт скважин I ряда, проводят в радиальном направлении линии, в местах пересечения данных линий с контуром окружности R₂ получают расположение точек входа в пласт шести вертикальных и/или наклонно-направленных нагнетательных скважин II ряда, затем от центральной скважины размещают контур окружности радиусом R₃=3S, проводят проекцию направлений стволов горизонтальных скважин I ряда до контура окружности R₃ и получают точки пересечения, на которых, в свою очередь, очерчивают контуры радиусом S и в местах пересечений данных контуров окружностей радиусом S c контуром окружности R₃ получают точки, наиболее близко расположенные из которых соединяют, и получают, таким образом, шесть горизонтальных добывающих скважин III ряда длинами S стволов, далее в местах пересечения проекций направлений стволов горизонтальных скважин III ряда получают точки входа в пласт шести вертикальных и/или наклонно-направленных нагнетательных скважин III ряда, в соответствии с полученной схемой элемента бурят центральную скважину и все скважины I, II и III рядов, аналогичным образом на залежи бурят остальные элементы, причем III ряд скважин каждого элемента является общим для смежных элементов.