RU2364717C1

RU2364717C1 - Способ разработки неоднородной нефтяной залежи

Info

Publication number: RU2364717C1
Application number: RU2008140693/03A
Authority: RU
Inventors: Раис Салихович Хисамов (RU); Раис Салихович Хисамов; Айрат Фикусович Закиров (RU); Айрат Фикусович Закиров; Венера Асгатовна Таипова (RU); Венера Асгатовна Таипова; Рашит Маданович Миннуллин (RU); Рашит Маданович Миннуллин
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority date: 2008-10-15
Filing date: 2008-10-15
Publication date: 2009-08-20

Abstract

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородной нефтяной залежи. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: по способу располагают в кусте добывающие и нагнетательные скважины по семиточечной системе с центральной нагнетательной скважиной. Бурят стволы многозабойных добывающих скважин. Закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины и отбирают нефть через добывающие скважины. Стволы многозабойных добывающих скважин располагают под углом более 200° к направлению естественной трещиноватости. Расстояние от центральной нагнетательной скважины до точки входа в пласт многозабойной добывающей скважины, размещенной от центральной нагнетательной скважины в направлении естественной трещиноватости, устанавливают на 10-20% больше, чем расстояние от центральной нагнетательной скважины до точки входа в пласт многозабойной добывающей скважины, размещенной от центральной нагнетательной скважины перпендикулярно направлению естественной трещиноватости. 1 ил.

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородной нефтяной залежи.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий размещение добывающих и нагнетательной скважины, образующих своими забоями систему семиточечного площадного элемента. Через нагнетательную скважину закачивают порции вытесняющих агентов раствора поверхностно-активного вещества и полимера. При закачке раствора полимера через нагнетательную скважину в добывающих скважинах в зоне с повышенной проницаемостью форсируют отбор, а в добывающих скважинах в зоне с пониженной проницаемостью ограничивают отбор. При закачке раствора поверхностно-активного вещества через нагнетательную скважину в добывающих скважинах в зоне с пониженной проницаемостью форсируют отбор, а в добывающих скважинах в зоне с повышенной проницаемостью ограничивают отбор (патент РФ №1554457, опублик. 1996.05.10).

Известный способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с достижением высокой нефтеотдачи вследствие малой эффективности циклического заводнения в условиях сильно неоднородного коллектора.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяных залежей сложного геологического строения с предельно низкими коллекторскими характеристиками пластов и повышенной вязкостью нефти, включающий расположение в кусте эксплуатационных, нагнетательных и водозаборных скважин. Площадное размещение скважин проводят по равномерной треугольной сетке 400×400 м. Закачку рабочего агента через нагнетательные скважины осуществляют по семиточечной системе в циклическом режиме. В качестве рабочего агента используют высокоминерализованную, термальную, пластовую воду нижележащих горизонтов. Давление нагнетания выдерживают 0,6 горного. На устье нагнетательных скважин давление выдерживают 3,0-6,0 МПа. Забор и нагнетание пластовой воды осуществляют электропогружными насосами в циклическом режиме с периодической закачкой в пласт микробиологической композиции на основе сухого активного ила. По мере обводнения эксплуатационных скважин довыработку запасов нефти в межскважинном пространстве осуществляют путем бурения дополнительных боковых стволов из обводнившихся скважин (патент РФ №2227207, опублик. 2004.04.20 - прототип)

Известный способ предполагает разработку залежи без учета направления трещиноватости неоднородного коллектора, что снижает нефтеотдачу залежи.

В изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки неоднородной нефтяной залежи, включающем расположение в кусте добывающих и нагнетательных скважин по семиточечной системе с центральной нагнетательной скважиной, бурение стволов многозабойных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, согласно изобретению стволы многозабойных добывающих скважин располагают под углом более 20° к направлению естественной трещиноватости, а расстояние от центральной нагнетательной скважины до точки входа в пласт многозабойной добывающей скважины, размещенной от центральной нагнетательной скважины в направлении естественной трещиноватости, устанавливают на 10-20% больше, чем расстояние от центральной нагнетательной скважины до точки входа в пласт многозабойной добывающей скважины, размещенной от центральной нагнетательной скважины перпендикулярно направлению естественной трещиноватости.

Признаками изобретения являются

1) расположение в кусте добывающих и нагнетательных скважин по семиточечной системе с центральной нагнетательной скважиной;

2) бурение стволов многозабойных добывающих скважин;

3) закачка рабочего агента через нагнетательные скважины;

4) отбор нефти через добывающие скважины;

5) расположение стволов многозабойных добывающих скважин под углом более 20° к направлению естественной трещиноватости;

6) расстояние от центральной нагнетательной скважины до точки входа в пласт многозабойной добывающей скважины, размещенной от центральной нагнетательной скважины в направлении естественной трещиноватости, на 10-20% больше, чем расстояние от центральной нагнетательной скважины до точки входа в пласт многозабойной добывающей скважины, размещенной от центральной нагнетательной скважины перпендикулярно направлению естественной трещиноватости.

Признаки 1-4 являются общими с прототипом, признаки 5, 6 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

Семиточечные системы разработки нефтяной залежи являются одними из наиболее эффективных с точки зрения охвата воздействием, однако и эти системы требуют дополнительных мероприятий для увеличения нефтеотдачи залежи. Существующие системы разработки выполняются без учета трещиноватости пластов, в частности карбонатных, что приводит к частичному захоронению запасов нефти в залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.

Проводят дополнительное изучение трещиноватости через существующие скважины или через первую пробуренную скважину с данного куста. Скважины располагают в кусте по треугольной схеме размещения скважин, которая образует семиточечную систему разработки на участках без выклинивания коллекторов. Бурят многозабойные добывающие скважины. Расположение стволов многозабойных добывающих скважинах осуществляют под углом 20 и более градусов к линии трещиноватости. Расстояние от центральной нагнетательной скважины до точки входа в пласт многозабойной добывающей скважины, размещенной от центральной нагнетательной скважины в направлении естественной трещиноватости, устанавливают на 10-20% больше, чем расстояние от центральной нагнетательной скважины до точки входа в пласт многозабойной добывающей скважины, размещенной от центральной нагнетательной скважины перпендикулярно направлению естественной трещиноватости. В промежутке между этими направлениями расстояние от центральной нагнетательной скважины до точки входа в продуктивный пласт добывающей скважины составляет среднюю величину. Закачивают рабочий агент через вертикальные или горизонтальные нагнетательные скважины, отбирают нефть через добывающие скважины.

Технологически забуривание второго ствола многозабойной скважины осуществляется с углублением на 1,5 м относительно первого ствола. Учитывая коридор, допуски отклонения ствола от проектной горизонтальной линии, минимальная толщина пласта для многозабойных скважин должна составлять не менее 4 м. При толщине пласта менее 3 м многозабойные скважины заменяются на горизонтальные. При этом горизонтальные стволы бурят с обеспечением максимального охвата количества пересечений трещин естественной трещиноватости коллектора, поэтому горизонтальные стволы располагаются под углом также более 20° к направлению естественной трещиноватости.

В карбонатных коллекторах с зонами трещиноватости с учетом вышеизложенного предлагается осуществлять разработку по треугольной схеме размещения скважин, образующих обращенную семиточечную систему с бурением вертикальной или горизонтальной нагнетательной скважины в центральной части ячейки и многозабойных и горизонтальных скважин по сторонам ячейки.

На чертеже показана предлагаемая семиточечная система разработки нефтяной залежи, которая предполагает бурение всех скважин с одного куста с вертикальной нагнетательной скважиной 1 в центре и многозабойными добывающими скважинами 2 и 3. В многозабойных добывающих скважинах 2, 3 бурение стволов 4 производят под углом α или β, которые выполняют более 20° к направлению естественной трещиноватости 5. Расстояние от центральной нагнетательной скважины 1 до точки входа в пласт многозабойной добывающей скважины 2, размещенной от центральной нагнетательной скважины 1 в направлении 5 естественной трещиноватости (L₁), устанавливают на 10-20% больше, чем расстояние от центральной нагнетательной скважины 1 до точки входа в пласт многозабойной добывающей скважины 3, размещенной от центральной нагнетательной скважины 1 перпендикулярно направлению 5 естественной трещиноватости (L₂).

Иначе говоря, L₁=k·L₂, где k=1,1-1,2.

Скважины могут занимать промежуточное положение между направлением и перпендикуляром к направлению 5 естественной трещиноватости. Соответственно и расстояние от центральной нагнетательной скважины 1 до точки входа в пласт такой многозабойной добывающей скважины равно промежуточной величине между расстояниями L₁ и L₂.

При разработке закачивают рабочий агент через нагнетательную скважину 1 и отбирают нефть через добывающие скважины 2, 3. В результате удается повысить охват залежи воздействием и увеличить нефтеотдачу залежи.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина 1050 м, пластовое давление 10,0 МПа, пластовая температура 24°С, пористость 0,10, проницаемость 0,01 мкм², нефтенасыщенность 0,75, направление естественной трещиноватости Северо-Западное 315°, вязкость нефти 25 мПа·с, плотность нефти 920 кг/м³, коллектор карбонатный трещиновато-поровый. Залежь разрабатывают по семиточечной системе разработки с центральной нагнетательной скважиной. Все скважины бурят с одного куста. Расстояние от центральной нагнетательной скважины до точки входа в продуктивный пласт добывающей скважины, размещенной по направлению естественной трещиноватости, составляет 330 м, расстояние от центральной нагнетательной скважины до точки входа в продуктивный пласт добывающей скважины, размещенной перпендикулярно направлению естественной трещиноватости, составляет 300 м, в промежутке между этими направлениями расстояние от центральной нагнетательной скважины до точки входа в продуктивный пласт добывающей скважины составляет 310 м. В добывающих скважинах бурят стволы под углом более 200° к линии направления естественной трещиноватости, длиной от 100 до 250 м. Через нагнетательную скважину закачивают рабочий агент - пластовую воду, через добывающие скважины отбирают нефть.

В результате нефтеотдача залежи возрастает на 3% по сравнению с прототипом и достигает 27%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.

Claims

Способ разработки неоднородной нефтяной залежи, включающий расположение в кусте добывающих и нагнетательных скважин по семиточечной системе с центральной нагнетательной скважиной, бурение стволов многозабойных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что стволы многозабойных добывающих скважин располагают под углом более 20° к направлению естественной трещиноватости, а расстояние от центральной нагнетательной скважины до точки входа в пласт многозабойной добывающей скважины, размещенной от центральной нагнетательной скважины в направлении естественной трещиноватости, устанавливают на 10-20% больше, чем расстояние от центральной нагнетательной скважины до точки входа в пласт многозабойной добывающей скважины, размещенной от центральной нагнетательной скважины перпендикулярно направлению естественной трещиноватости.