способ разработки нефтяной залежи

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи, включающий разбуривание залежи вертикальными и/или наклонными скважинами, отбор продукции через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, бурение в добывающих скважинах из вертикального или наклонного ствола бокового ствола и отбор продукции из обоих стволов, отличающийся тем, что при бурении бокового ствола интервал зарезки бокового ствола выбирают ниже зон поглощений и интенсивных водопроявлений, ниже зон осыпаний неустойчивых горных пород, ниже уровня жидкости в скважине, боковой ствол забуривают в интервале плотных, непроницаемых, бесприточных пластов, в интервале зарезки бокового ствола цементное кольцо за эксплуатационной колонной вертикального ствола выбирают сплошным и цельным, исключающим возможность заколонных перетоков, а при выполнении бокового ствола интервал от «окна» зарезки до «головы» эксплуатационной колонны бокового ствола располагают в плотных, непроницаемых и бесприточных интервалах, оставляют необсаженным на расстоянии 0,5-10 м и свободным от цементного кольца.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяной залежи.

Известен способ разработки обводненной нефтяной залежи в продуктивном горизонте, представленном разнопроницаемыми пластами, предусматривающий после выработки запасов нефти через основной ствол скважины и предельного обводнения добываемой из него продукции бурение вторых (боковых) стволов, ориентированных на невыработанные запасы, локализованные в низкопроницаемых прослоях [Ширяев Ю.Х., Даниленко Г.Г, Галицина Н.С. Повышение эффективности разработки месторождений на завершающей стадии бурением дополнительных стволов. Нефтяное хозяйство, № 7, 2001 г. с.51-53].

Известный способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с высокими темпами отбора запасов, достигать высокой нефтеотдачи.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является способ разработки многопластовой нефтяной залежи, включающий разбуривание залежи на ранней стадии разработки вертикальными стволами, выполнение в них комплекса геофизических исследований, по материалам геофизических исследований и опробования выделение нефтенасыщенных и водонасыщенных пластов, определение их емкостно-фильтрационных свойств, по полученным данным построение геологической модели залежи, выделение в разрезе скважин низкопроницаемых пластов с проницаемостью в 3-10 раз ниже проницаемости более продуктивной части разреза в объеме, обеспечивающем рентабельность выработки боковым стволом локализованных в них запасов. В, по крайней мере, одной добывающей скважине вертикальный ствол скважины задавливают инертной жидкостью и буровым раствором и пакеруют над интервалом перфорации, из вертикального ствола наклонно-направленным способом бурят боковой ствол с отходом от вертикального не менее чем на 100 м, в боковом стволе вскрывают низкопроницаемые пласты и осваивают боковой ствол скважины с применением интенсифицирующих технологий, боковой ствол глушат инертной жидкостью и заполняют буровым раствором, распакеровывают вертикальный ствол скважины, заменяют раствор на воду и компрессируют, вызывая приток из обоих стволов. Ведут отбор продукции через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины (патент РФ № 2290493, опублик. 27.12.2006 - прототип).

Недостатком известного способа является отсутствие учета при бурении боковых стволов зон поглощений и интенсивных водопроявлений, зон осыпаний неустойчивых горных пород, уровня жидкости в скважине, качества цементного кольца в заколонном пространстве основного ствола. Отсутствие учета этих факторов приводит к некачественному строительству бокового ствола, появлению обводнения добываемой продукции, ошибкам в оценке запасов залежи в зоне бокового ствола и, в конечном счете, к снижению темпов отбора запасов, снижению нефтеотдачи залежи.

В предложенном изобретении решается задача увеличения темпов отбора запасов, повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем разбуривание залежи вертикальными и/или наклонными скважинами, отбор продукции через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, бурение в добывающих скважинах из вертикального или наклонного ствола бокового ствола и отбор продукции из обоих стволов, согласно изобретению при бурении бокового ствола интервал зарезки бокового ствола выбирают ниже зон поглощений и интенсивных водопроявлений, ниже зон осыпаний неустойчивых горных пород, ниже уровня жидкости в скважине, боковой ствол забуривают в интервале плотных, непроницаемых, бесприточных пластов, в интервале зарезки бокового ствола цементное кольцо за эксплуатационной колонной вертикального ствола выбирают сплошным и цельным, исключающим возможность заколонных перетоков, а при выполнении бокового ствола интервал от «окна» зарезки до «головы» эксплуатационной колонны бокового ствола располагают в плотных, непроницаемых и бесприточных интервалах и оставляют свободным от цементного кольца.

Сущность изобретения

Для увеличения нефтеотдачи залежи применяют мероприятия, направленные на увеличение охвата залежи воздействием, к числу которых относят и бурение боковых стволов из вертикальных или наклонно-направленных стволов добывающих скважин и отбор продукции через оба ствола скважины. Однако отсутствие учета этих факторов приводит к некачественному строительству бокового ствола, появлению обводнения добываемой продукции, ошибкам в оценке запасов залежи в зоне бокового ствола и, в конечном счете, к снижению нефтеотдачи залежи. В предложенном способе решается задача повышения увеличения темпов отбора запасов, нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.

При разработке нефтяной залежи ведут разбуривание залежи вертикальными и/или наклонно-направленными скважинами, отбор продукции через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. По прошествии некоторого времени разработки возникает необходимость увеличения охвата залежи воздействием, вовлечения в разработку ранее неохваченных зон, уплотнения сетки скважин. Кроме того, применением бокового ствола решаются задачи повышения дебита нефти скважины, ограничение отбора воды за счет снижения отборов из основного ствола при сохранении или повышении дебита нефти за счет бокового ствола.

Для достижения этих задач выполняют бурение в добывающих скважинах из вертикального или наклонного ствола бокового ствола и отбор продукции из обоих стволов.

При этом соблюдают требования к выбору интервала зарезки бокового ствола. Его выбирают ниже зон поглощений и интенсивных водопроявлений, ниже зон осыпаний неустойчивых горных пород, ниже динамического уровня жидкости в скважине. Боковой ствол забуривают в интервале плотных, непроницаемых, бесприточных пластов. В интервале зарезки бокового ствола проверяют качество цементного кольца за эксплуатационной колонной вертикального ствола. Цементное кольцо должно быть сплошным и цельным, исключающим возможность заколонных перетоков. При этом возможно проведение работ по ремонту цементного кольца и доведение его качества до необходимого уровня. При выполнении бокового ствола интервал от «окна» зарезки до «головы» эксплуатационной колонны бокового ствола располагают в плотных, непроницаемых и бесприточных интервалах и оставляют необсаженным и без цементного кольца, т.е. оставляют свободным от цементного кольца. Расстояние от «окна» зарезки до «головы» эксплуатационной колонны бокового ствола (расстояние необсаженной части) составляет 0,5-10 м. Эта необсаженная часть бокового ствола скважины необходима для реконструкции скважины без применения сложного оборудования по механическому соединению основного и бокового стволов.

Кроме того, весьма желательно соблюдение дополнительных требований к боковому стволу. Боковой ствол должен иметь минимальную длину при соблюдении приемлемой интенсивности набора зенитного угла для работы бурового инструмента, глубинно-насосного оборудования и оборудования капитального ремонта скважины. Боковой ствол должен буриться с максимальным применением компоновок безориентированного бурения.

Боковые стволы запускают в работу с применением технологий одновременно-раздельной эксплуатации.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина 1730 м, пластовое давление 17 МПа, пластовая температура 35°С, пористость 21,2, проницаемость 300 мкм², нефтенасыщенность 78,2%, плотность нефти 858 кг/м³, вязкость нефти 3,8 МПа·с, толщина пласта 2,5 м. Первоначально на залежи размещают скважины по рядной системе с плотностью сетки скважин 500 Х 500 м. Закачивают сточную воду в качестве рабочего агента через нагнетательные скважины и отбирают продукцию (нефть) через добывающие скважины. Через 10 лет уплотняют сетку скважин до плотности 250 Х 250 м бурением боковых стволов из вертикальных и наклонно-направленных стволов добывающих скважин.

В добывающей скважине глубиной 1710 м, обсаженной эксплуатационной колонной диаметром 168 мм и имеющей в заколонном пространстве цементное кольцо, анализируют расположение зон поглощений и интенсивных водопроявлений, зон осыпаний неустойчивых горных пород и уровень жидкости в скважине. Определяют, что в интервале 1020-1056 м имеется зона поглощений, в интервале 843-865 м имеется зона интенсивных водопроявлений, в интервале 1208-1213 м имеется зона осыпаний неустойчивых горных пород. Динамический уровень жидкости в скважине находится на глубине 10-1000 м. В то же время в интервале 1550-1600 м имеются плотные, непроницаемые, бесприточные пласты. Интервал зарезки бокового ствола скважины назначают в интервале 1565-1575 м. В интервале зарезки бокового ствола проверяют качество цементного кольца за эксплуатационной колонной вертикального ствола. Цементное кольцо является сплошным и цельным и исключает возможность заколонных перетоков. Боковой ствол бурят с применением компоновки безориентированного бурения. Бурят боковой ствол диаметром 144 мм, длиной 320 м и обсаживают его эксплуатационной колонной диаметром 114 мм. Боковым стволом вскрывают продуктивный пласт (убрали) между соседними добывающими скважинами. Эксплуатационную колонну в боковом стволе располагают от забоя до глубины, ниже «окна» для зарезки бокового ствола в вертикальном стволе на 4 м. При выполнении бокового ствола интервал от «окна» зарезки до «головы» эксплуатационной колонны бокового ствола выполняют равным 4 м.

Боковой ствол выполняют длиной 320 м. Эта длина является минимальной, при которой соблюдается приемлемой интенсивность набора зенитного угла для работы бурового инструмента, глубинно-насосного оборудования и оборудования капитального ремонта скважины.

Из вертикального и бокового ствола отбирают продукцию штанговым глубинным насосом, расположенным на глубине 1300 м в вертикальном стволе скважины с применением технологий одновременно-раздельной эксплуатации.

В результате дебит скважины увеличился с 4,2 до 10 м³/сут, обводненность добываемой продукции снизилась с 95 до 54%, что свидетельствует о вовлечении в разработку ранее неохваченных зон.

Аналогичные работы по формированию и эксплуатации боковых стволов проводят в других вертикальных добывающих скважинах.

Расчеты показывают, что бурение и совместная эксплуатация вертикальных и боковых стволов в добывающих скважинах приводит к увеличению нефтеотдачи залежи на 1,5%. За счет повышения дебитов скважин удается увеличить темп отбора запасов.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.