RU2256068C1 - Способ разработки нефтяной залежи - Google Patents
Способ разработки нефтяной залежи Download PDFInfo
- Publication number
- RU2256068C1 RU2256068C1 RU2004117801/03A RU2004117801A RU2256068C1 RU 2256068 C1 RU2256068 C1 RU 2256068C1 RU 2004117801/03 A RU2004117801/03 A RU 2004117801/03A RU 2004117801 A RU2004117801 A RU 2004117801A RU 2256068 C1 RU2256068 C1 RU 2256068C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- pressure
- well
- low
- reservoir
- Prior art date
Links
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяного месторождения с неоднородными коллекторами и трудноизвлекаемыми запасами нефти. Обеспечивает увеличение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: по способу ведут бурение вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Выявляют низкопроницаемые зоны залежи. Бурят боковые горизонтальные стволы в низкопроницаемые зоны залежи при пониженном давлении в скважине размыванием горной породы под высоким давлением флюида с образованием тонких и длинных каналов. Закачку рабочего агента в низкопроницаемые зоны проводят через боковые горизонтальные стволы с вытеснением нефти в высокопроницаемые зоны. При этом давление в скважине снижают при бурении боковых стволов на 5-10% от гидростатического давления. Размывают породы под давлением 15-20 МПа через гибкую трубу, которую подают через вырезанное боковое окно. За время проходки бокового ствола размывающий флюид не должен успевать заполнить всю скважину и выровнять давление в скважине.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяного месторождения с неоднородными коллекторами и трудноизвлекаемыми запасами нефти.
Известен способ избирательного заводнения нефтяного месторождения, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин по геометрически правильной сетке их размещения, выявление зон пониженного пластового давления и бурение там нагнетательной (нагнетательных) скважины с целью поддержания пластового давления (см. Фазлыев Р.Т. Площадное заводнение. - М.: Недра, 1979).
Недостатками известного технического решения являются ускоренная динамика обводнения добываемой продукции, значительные объемы попутно добываемой воды, пониженное значение конечного коэффициента извлечения нефти, значительные капитальные и эксплуатационные затраты на разработку месторождения.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяного месторождения с неоднородными коллекторами и трудноизвлекаемыми запасами нефти, включающий бурение вертикальных скважин по разреженной сетке для доизучения неоднородности коллекторских свойств пласта и добычу нефти из пробуренных скважин в условиях упругого режима фильтрации. Согласно изобретению по данным геолого-промыслового анализа и результатам эксплуатации скважин выявляют низкопроницаемые зоны с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Формируют систему заводнения за счет закачки воды в низкопроницаемые зоны и вытеснения оттуда нефти в высокопроницаемые зоны. Для этого большинство стволов нагнетательных скважин для закачки воды располагают в низкопроницаемых зонах путем бурения горизонтальных нагнетательных скважин при зарезке боковых горизонтальных стволов преимущественно из малодебитных вертикальных добывающих скважин. Соотношение количества добывающих скважин и количества нагнетательных скважин принимают меньше единицы. Закачкой воды компенсируют объемы добываемых нефти, газа и воды. Поддерживают пластовое давление на заданном уровне (Патент РФ №2215128, кл. Е 21 В 43/16, опубл. 2003.10.27 - прототип).
Известный способ обеспечивает сокращение объемов попутной воды, увеличение коэффициента извлечения нефти за счет усиления воздействия на слабодренируемые и трудноизвлекаемые запасы нефти в низкопроницаемых коллекторах.
Недостатком известного способа является относительно низкая приемистость горизонтальных стволов скважин, пробуренных в низкопроницаемые зоны, а следовательно, относительно невысокая нефтеотдача низкопроницаемых зон нефтяной залежи.
В изобретении решается задача увеличения нефтеотдачи залежи.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем бурение вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, выявление низкопроницаемых зон залежи, бурение боковых горизонтальных стволов в низкопроницаемые зоны залежи, закачку рабочего агента в низкопроницаемые зоны через боковые горизонтальные стволы и вытеснение нефти в высокопроницаемые зоны, согласно изобретению, боковые горизонтальные стволы выполняют при пониженном давлении в скважине размыванием горной породы под высоким давлением флюида с образованием тонких и длинных каналов в низкопроницаемую зону залежи.
Признаками изобретения являются:
1) бурение вертикальных добывающих и нагнетательных скважин;
2) отбор нефти через добывающие скважины;
3) закачка рабочего агента через нагнетательные скважины;
4) выявление низкопроницаемых зон залежи;
5) бурение боковых горизонтальных стволов в низкопроницаемые зоны залежи;
6) закачка рабочего агента в низкопроницаемые зоны через боковые горизонтальные стволы и вытеснение нефти в высокопроницаемые зоны;
7) выполнение боковых горизонтальных стволов при пониженном давлении в скважине;
8) то же размыванием горной породы под высоким давлением флюида с образованием тонких и длинных каналов в низкопроницаемую зону залежи.
Признаки 1-6 являются общими с прототипом, признаки 7, 8 являются существенными отличительными признаками изобретения.
Сущность изобретения
При разработке неоднородной нефтяной залежи часть запасов залежи остается неохваченной воздействием. Охватываются разработкой, в основном, высокопроницаемые зоны. По этим причинам нефтеотдача неоднородной нефтяной залежи бывает на 10-20 пунктов ниже, чем обычной залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи неоднородной залежи за счет более полного охвата пластов воздействием, вовлечения в разработку ранее не работавших невыработанных зон. Задача решается следующей совокупностью операций.
При разработке нефтяной залежи, бурят вертикальные добывающие и нагнетательные скважины и разрабатывают залежь, отбирая нефть через добывающие скважины и проводя закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. В ходе разработки выявляют низкопроницаемые зоны залежи, не охваченные воздействием. Из существующих нагнетательных скважин, из добывающих скважин с минимальным дебитом или обводнившихся добывающих скважин бурят боковые горизонтальные стволы в низкопроницаемые зоны залежи. Боковые горизонтальные стволы выполняют при пониженном давлении в скважине.
Пониженное давление в скважине создают разными способами. Одним из самых распространенных является подача воздуха в колонну насосно-компрессорных труб и
его перепуск через пусковую муфту в затрубное пространство, где создается водогазовая смесь с плотностью меньше плотности скважинной жидкости.
Другим возможным способом является неоднократное свабирование колонны насосно-компрессорных труб с отбором жидкости на устье скважины и установление в скважине пониженного столба жидкости. Исходя из того, что статический уровень жидкости восстанавливается во времени и постепенно, на момент проведения операций в скважине будет существовать пониженное давление, сопровождающееся притоком пластовых жидкостей через формируемые боковые горизонтальные стволы.
Для создания пониженного давления в скважине возможно подключение затрубного пространства скважины к вакуумной полости струйного насоса, работающего на устье скважины. Не исключается применение прочих способов. Оптимальным является снижение давления в скважине на 5-10% от гидростатического.
Боковые горизонтальные стволы выполняют при пониженном давлении в скважине размыванием горной породы под высоким давлением размывающего флюида. В качестве размывающего флюида может быть использована вода или вода в смеси с поверхностно-активным веществом или смесью поверхностно-активных веществ.
Для образования бокового горизонтального ствола в существующей скважине в обсадной колонне на глубине продуктивного пласта вырезают боковое окно и намечают будущий горизонтальный ствол. В вырезанное окно вставляют тонкую гибкую трубу с сопловым аппаратом на конце. Под большим давлением порядка 15-20 МПа подают по гибкой трубе размывающий флюид и одновременно продвигают ее в пласт по образующемуся тонкому боковому горизонтальному стволу. Таким образом за 20-30 мин удается пройти 100 м диаметром несколько мм. Расход размывающего флюида составляет 1-2 л/с.
Воздействие размывающего флюида происходит при пониженном давлении в скважине и, следовательно, при активном поступлении пластовых жидкостей через образующийся горизонтальный ствол в скважину. Вследствие этого не происходит кольматации стенок горизонтального ствола и призабойной зоны кольматирующими веществами, образующийся ствол открытый (необсаженный), полностью готов к приему вытесняющего рабочего агента. Применение низкорасходной технологии бурения бокового горизонтального ствола позволяет провести весь процесс при пониженном давлении в скважине. За время проходки бокового горизонтального ствола объем прокачиваемого размывающего флюида не успевает заполнить всю скважину и выровнить давление в скважине.
После формирования бокового горизонтального ствола проводят закачку рабочего агента в низкопроницаемые зоны через боковые горизонтальные стволы и вытеснение нефти в высокопроницаемые зоны.
Пример конкретного выполнения
Разрабатывают нефтяную залежь Ромашкинского месторождения со следующими характеристиками: пористость - 18,4%, средняя проницаемость - 0,646 мкм2, нефтенасыщенность - 61,1%, абсолютная отметка водонефтяного контакта - 1530 м, средняя нефтенасыщенная толщина – 4 м, начальное пластовое давление - 16 МПа, пластовая температура - 29°С, параметры пластовой нефти: плотность - 930 кг/м3, вязкость - 46 мПа·с, давление насыщения - 1,8 МПа, газосодержание - 15,2 м3/т, содержание серы - 3,64%. После разбуривания на участке залежи ведут отбор нефти через 24 добывающие скважины и закачку рабочего агента через 7 нагнетательных скважин. Расстояние между скважинами составляет 400-500 м.
На залежи выявляют низкопроницаемую зону залежи с проницаемостью порядка 0,3 мкм2. Останавливают ближайшую нагнетательную скважину. В скважину в интервал продуктивного пласта опускают трубу с пусковой муфтой на глубине 500 м и с коленчатым патрубком на конце. В трубу пропускают гибкий вал с шаровой фрезой. На глубине продуктивного пласта посредством вращающегося гибкого вала и шаровой фрезы вырезают отверстие в обсадной колонне скважины и формируют начало горизонтального ствола проходкой последнего на несколько метров. Гибкий вал и шаровую фрезу извлекают из трубы. В трубу опускают гибкую трубу с сопловым аппаратом на конце и вводят сопловой аппарат в формируемый горизонтальный ствол.
В трубу закачивают воздух до его прорыва в пусковую муфту и заполнения затрубного пространства скважины. Давление в скважине снижается с 16 до 13 МПа. В гибкую трубу закачивают размывающий флюид, представляющий собой 0,2%-ный водный раствор сульфонола. Размывающий флюид закачивают под давлением 20 МПа с расходом 1 л/с. Гибкую трубу постепенно подают в разбуриваемый ствол, в то время как размывающий флюид размывает породу продуктивного пласта. В результате за 20 мин образуется боковой горизонтальный ствол диаметром порядка 50 мм и длиной 100 м в направлении низкопроницаемой зоны.
Через пробуренный таким образом боковой горизонтальный ствол в низкопроницаемую зону залежи закачивают рабочий агент (пластовую воду) с вытеснением нефти в высокопроницаемые зоны.
В результате нефтеотдача участка залежи возросла на 1,5%.
Применение предложенного способа позволит увеличить нефтеотдачу залежи.
Claims (1)
- Способ разработки нефтяной залежи, включающий бурение вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, выявление низкопроницаемых зон залежи, бурение боковых горизонтальных стволов в низкопроницаемые зоны залежи, закачку рабочего агента в низкопроницаемые зоны через боковые горизонтальные стволы и вытеснение нефти в высокопроницаемые зоны, отличающийся тем, что боковые горизонтальные стволы выполняют в низкопроницаемую зону залежи при давлении в скважине на 5-10% ниже гидростатического давления размыванием горной породы под давлением флюида 15-20 МПа с образованием тонких и длинных каналов из вырезанного окна обсадной колонны и условия проходки этих каналов с гибкой трубой за время, при котором объем размывающего флюида не успевает заполнить всю скважину и выровнять в ней давление.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2004117801/03A RU2256068C1 (ru) | 2004-06-15 | 2004-06-15 | Способ разработки нефтяной залежи |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2004117801/03A RU2256068C1 (ru) | 2004-06-15 | 2004-06-15 | Способ разработки нефтяной залежи |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2256068C1 true RU2256068C1 (ru) | 2005-07-10 |
Family
ID=35838416
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2004117801/03A RU2256068C1 (ru) | 2004-06-15 | 2004-06-15 | Способ разработки нефтяной залежи |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2256068C1 (ru) |
-
2004
- 2004-06-15 RU RU2004117801/03A patent/RU2256068C1/ru not_active IP Right Cessation
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CA2595018C (en) | System and method for producing fluids from a subterranean formation | |
EP0851094B1 (en) | Method of fracturing subterranean formation | |
US20070284106A1 (en) | Method and apparatus for well drilling and completion | |
RU2558058C1 (ru) | Способ поинтервального гидравлического разрыва карбонатного пласта в горизонтальном стволе скважины с подошвенной водой | |
RU2612061C1 (ru) | Способ разработки сланцевых карбонатных нефтяных залежей | |
US9644463B2 (en) | Method of completing and producing long lateral wellbores | |
RU2312212C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти с карбонатным коллектором | |
CA2025996C (en) | Borehole mining process for recovery of petroleum from unconsolidated heavy oil formations | |
RU2394981C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2176021C2 (ru) | Способ образования направленной вертикальной или горизонтальной трещины при гидроразрыве пласта | |
RU2256069C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2260686C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2256068C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2256070C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти с неоднородным коллектором | |
RU2242594C1 (ru) | Способ разработки литологически экранированной нефтенасыщенной линзы одной скважиной | |
RU2325517C1 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны наклонной или горизонтальной скважины | |
RU2616016C1 (ru) | Способ разработки плотных карбонатных коллекторов | |
CA2911615C (en) | Method of enhanced oil recovery from lateral wellbores | |
RU2164590C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2750805C1 (ru) | Способ интенсификации работы скважины бурением боковых стволов | |
RU2757836C1 (ru) | Способ разработки зонально-неоднородной нефтяной залежи | |
RU2726694C1 (ru) | Способ разработки многопластовой нефтяной залежи с применением гидравлического разрыва пласта | |
RU2236567C1 (ru) | Способ разработки неоднородной многопластовой нефтяной залежи | |
RU2750004C1 (ru) | Способ заканчивания и интенсификации притока скважины с карбонатными коллекторами | |
RU2095551C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения массивного типа |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20110616 |