Forbidden

You don't have permission to access /zzz_siteguard.php on this server.

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ МАССИВНОГО ТИПА - Патент РФ 2095551
Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ МАССИВНОГО ТИПА
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ МАССИВНОГО ТИПА

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ МАССИВНОГО ТИПА

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности, к способам разработки нефтяного месторождения массивного типа. Цель - повышение дебита горизонтальных скважин за счет приближения фронта нагнетания к зоне отбора. Способ предусматривает разбуривание месторождения системой скважин с вертикальными и горизонтальными стволами, закачку вытесняющего агента в нагнетательные и отбор продукции через добывающие скважины. Отличительной особенностью способа является то, что вертикальные и горизонтальные стволы совмещают в одной скважине, причем первоначально будет вертикальный ствол со вскрытием нефтенасыщенной и водонасыщенной частей пласта, и в случае благоприятной характеристики геологического строения продуктивного пласта будет горизонтальный ствол в нефтенасыщенной части в той же скважине, а затем циклически осуществляют закачку вытесняющего агента в водонасыщенную часть пласта вертикального ствола и отбор продукции из горизонтального ствола. 2 ил., 1 табл.
Поиск по сайту

1. С помощью поисковых систем

   С помощью Google:    

2. Экспресс-поиск по номеру патента


введите номер патента (7 цифр)

3. По номеру патента и году публикации

2000000 ... 2099999   (1994-1997 гг.)

2100000 ... 2199999   (1997-2003 гг.)
Номер патента: 2095551
Класс(ы) патента: E21B43/20
Номер заявки: 95112609/03
Дата подачи заявки: 19.07.1995
Дата публикации: 10.11.1997
Заявитель(и): Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти
Автор(ы): Абдулмазитов Р.Г.; Галеев Р.Г.; Муслимов Р.Х.; Сулейманов Э.И.; Фазлыев Р.Т.
Патентообладатель(и): Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти
Описание изобретения: Способ относится к разработке нефтяного месторождения массивного типа и имеющего вертикальную проницаемость пласта.
Известен способ разработки нефтяного месторождения массивного типа путем бурения добывающих и нагнетательных скважин с горизонтальными стволами.
Недостатком способа являются значительные материальные затраты.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки нефтяного месторождения путем разбуривания нефтяного месторождения системой скважин с вертикальными и горизонтальными стволами.
Согласно этому способу нефтяное месторождение массивного типа разбуривают вертикальными и горизонтальными скважинами со вскрытием всех нефтенасыщенных прослоев, начало и конец горизонтального ствола размещают на одинаковом расстоянии от источника вытесняющего агента. Наиболее длинный ствол бурят в менее продуктивной части пласта.
Существенным недостатком этого способа является то, что в условиях массивного месторождения с вертикальной проницаемостью из-за значительных фильтрационных сопротивлений пластовой системы дебиты горизонтальных скважин незначительны.
Целью изобретения является повышение дебита горизонтальных скважин за счет приближения фронта нагнетания к зоне отбора.
Указанная цель достигается описываемым способом, включающим разбуривание месторождения системой скважин с вертикальными и горизонтальными стволами, закачку вытесняющего агента в нагнетательные и отбор продукции через добывающие скважины.
Новым является то, что вертикальные и горизонтальные стволы совмещают в одной скважине, причем первоначально бурят вертикальный ствол со вскрытием нефтенасыщенной и водонасыщенной частей пласта и в случае благоприятной характеристики геологического строения продуктивного пласта бурят горизонтальный ствол в нефтенасыщенной части в той же скважине, а затем циклически осуществляют закачку вытесняющего агента в водонасыщенную часть вертикального ствола и отбор продукции из горизонтального ствола.
На фиг. 1 представлена операция закачки вытесняющего агента; на фиг. 2 - операция отбора продукции через горизонтальный ствол.
Способ осуществляют в следующей последовательности. Месторождение массивного типа, представленное нефтенасыщенным и водонасыщенным пластами, имеющими между собой гидродинамическую связь, разбуривают скважинами с вертикальными стволами.
При проводке вертикального ствола предусматривают, что в последующем в этой скважине возможна зарезка и проходка бурением горизонтального ствола. Бурением вертикального ствола вскрывают нефтенасыщенную и водоносную части пласта. Толщина вскрытия водоносной части зависит от толщины и наличия глинистых разделов. Если глинистые разделы имеют незначительную толщину (0.5-1 м) и небольшую протяженность, то их вскрывают бурением. Бурением водоносной части вскрывают до глинистого (плотного) раздела большой толщины и протяженности, который может служить водоупором.
В процессе бурения осуществляют изучение геологического строения залежи. Отбирают керн, проводят промыслово-геофизические исследования. Отбивают кровлю и подошву пласта, строят стратиграфический разрез. Определяют вертикальную проницаемость. Выявляют наличие глинистых и плотных разделов. Строят структурные карты и карты распространения коллекторов. Исследуют водонасыщенную часть коллектора и его связь с нефтенасыщенной частью.
Благоприятной характеристикой геологического строения являются параметры пласта, соответствующие критериям применимости бурения горизонтальных стволов (толщина пласта, трещиноватость, нефтенасыщенность, проницаемость, запасы на скважину).
По полученным результатам выбирают профиль и направление проводки горизонтального ствола и бурят ствол. Для более эффективного использования горизонтального ствола его проводку ведут с учетом особенностей геологического строения залежи. Для предотвращения преждевременного обводнения из-за прорыва подошвенной воды горизонтальный ствол прискважинной части скважины проводят над кровлей глинистого прослоя.
После бурения вертикального и горизонтального стволов их обсаживают технической колонной.
В вертикальном стволе перфорацией вскрывают водонасыщенную часть пласта.
В начальной стадии эксплуатации месторождения в горизонтальном стволе перфорацией вскрывают "хвостовую" часть ствола. Длина вскрытия зависит от геолого-физической характеристики пласта. Чем больше горизонтальная проницаемость пласта по сравнению с вертикальной, тем меньше длина вскрытия ствола перфорацией. При значительной трещиноватости коллектора в прискважинной зоне интервал перфорации должен быть удален от зоны закачки.
Последнее снижает вероятность прорыва воды в горизонтальный ствол скважины. Так как зона отбора приближена к зоне нагнетания, то в условиях неоднородного пласта вероятность прорыва вытесняющего агента возрастает. Для равномерного вытеснения нефти закачку вытесняющего агента и отбор продукции осуществляют в циклическом режиме.
После перфорации скважину пускают под отбор продукции. На время отбора вертикальный ствол перекрывают. Перекрытие ствола производится различными разработанными методами: спуск насосно-компрессорных труб с пакером, отсекателями, клапанами и др. На фиг. 1, 2 показана схема перекрытия стволов со спуском насосно-компрессорных труб с пакером. Во время отбора нефти производят замер дебита скважины, обводненность. Исследуется профиль отдачи горизонтального ствола, пластовое и забойное давление в скважине.
В связи с тем, что скважина с горизонтальным стволом является дорогой по стоимости, для возмещения затрат на ее строительство требуются более высокие дебиты. Поэтому перевод ее под закачку производится практически сразу после ввода ее в эксплуатацию.
После определения технологических режимов работы скважины она пускается под закачку воды (фиг. 1), для чего насосно-компрессорные трубы пакеруют в вертикальном стволе.
Горизонтальный ствол соединяют с затрубным пространством скважины, в котором производят замер давления. При выходе скважины при отборе продукции на определенный режим закачку компенсируют отбором жидкости в пластовых условиях, т. е. объем закачки воды равен отбору нефти и воды в пластовых условиях, помноженному на коэффициент оттока воды в законтурную область. Резкое повышение затрубного давления в процессе закачки воды является сигналом прорыва воды в горизонтальный ствол, поэтому закачку приостанавливают. При остановке закачки давление в пласте перераспределяется и фронт вытеснения нефти водой становится более равномерным. Циклическая закачка воды благоприятно сказывается на выравнивании фронта вытеснения за счет проявления гравитационных и капиллярных сил. Для выравнивания фронта вытеснения и повышения нефтеизвлечения пластов применимы способы, используемые при обычном заводнении: полимерное заводнение, закачка газа, теплоносителей и др. Для выработки запасов месторождения с большой площадью нефтеносности возможно бурение многозабойных скважин с различным азимутальным направлением горизонтальных стволов.
Рассмотрим осуществление предлагаемого способа на участке месторождения, где запроектировано бурение скважины с горизонтальным стволом по нефтенасыщенной части пласта. Горизонтальный ствол планируется пробурить длиной 300 м на расстоянии от зоны нагнетания 500 м.
В процессе бурения и промысловых исследований после бурения вертикального ствола были определены параметры нефтенасыщенной и водонасыщенной частей пласта. Толщина нефтенасыщенной части составила 15 м, а водонасыщенной 10 м. В разрезе пласта наблюдаются незначительные глинистые разделы, которые не могут служить экраном для подъема водонефтяного контакта. Горизонтальная проницаемость в 4 раза превышает вертикальную. На основании проведенных исследований пробурили горизонтальный ствол в верней части пласта с коридором поводки: кровля пласта 7 м. Исследованиями было установлено, что водонасыщенная часть пласта по разрезу имеет однородное строение. Поэтому для предотвращения преждевременного прорыва воды перфорацией была вскрыта подошвенная часть водоносного пласта. Исходя из соотношения вертикальной и горизонтальной проницаемостей, после обсадки в горизонтальном стволе перфорацией была вскрыта призабойная часть 3/4 общей длины, т.е. 3/4·300=215 м.
После перфорации горизонтального ствола скважины была освоена под отбор продукции с дебитом 10 т/сут. Исследования показали, что депрессия на пласт составила 9 МПа (Pпл-Pзаб=(12 3) МПа.
После опробования нефтяного пласта через горизонтальный ствол скважина была переоборудована под закачку вытесняющего агента. Произвели закачку воды в течение 10 сут со средней приемистостью 44 м3/сут. Затем скважина была оставлена на перераспределение пластового давления по пласту на 5 сут. Время простоя от закачки рассчитывалось в зависимости от пьезопроводности коллектора из условия равномерного перераспределения давления по пласту. В это время скважина была переоборудована под отбор продукции (фиг. 2)
В условиях, когда подъем водонефтяного контакта происходит равномерно, возможен вариант постоянного отбора и закачки воды с использованием оборудования по одновременно-раздельной закачке и отбора продукции. В этом случае за счет увеличения числа дней работы скважины под отбором продукции темпы разработки месторождения возрастают.
Как известно, скорость движения фронта воды по определенной трубке тока при поршневом вытеснении определяют по уравнению

где V скорость движения фронта воды;
k проницаемость пласта;
μ вязкость пластовой жидкости;
mэф эффективная пористость пласта;
b произведение коэффициентов нефтенасыщения и нефтеизвлечения;
DP перепад давления между зоной нагнетания и зоной отбора;
Δl длина участка пласта между зоной нагнетания и зоной отбора.
Анализ этой зависимости показывает, что с увеличением ΔP и с уменьшением Δl скорость движения фронта вытеснения возрастает, т.е. приближение фронта нагнетания к зоне отбора приводит к росту дебита скважины.
В течение 15 сут скважина находилась под отбором продукции со средним дебитом 26 т/сут без падения давления в пласте. Замеры пластового давления показали, что в зоне горизонтального ствола оно составило 14МПа, а депрессия на пласт 11 МПа (ΔP(14-3) МПа).
Затем циклы закачки и отбора продукции повторялись. Последующие периоды цикла закачки и отбора продукции определялись эмпирическим путем по результатам эксплуатации скважины. При аномальном росте обводненности время закачки снижалось, а время простоя увеличивалось.
Результаты сопоставительных показателей разработки известного и предлагаемого способов представлены в таблице.
Из значений видно, что при применении предлагаемого способа дебит скважины увеличился в 2,6 раза. Дополнительная добыча нефти составила 1,1 тыс.т. Дополнительные затраты на бурение вертикального ствола длиной 30 м составили 29,1 млн.руб (30 м·970 тыс.руб./м). Ценность дополнительной нефти равна 330 млн. руб (Ц=1100·0,30 млн/руб./т.) Прибыль составит 300 млн.руб. в год на 1 скважину.
Формула изобретения: Способ разработки нефтяного месторождения массивного типа, включающий разбуривание его системой скважин с вертикальными и горизонтальными отводами, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, отличающийся тем, что вертикальные и горизонтальные стволы совмещают в одной скважине, причем первоначально бурят вертикальный ствол со вскрытием нефтенасыщенной и водонасыщенной частей пласта и в случае благоприятной характеристики геологического строения продуктивного пласта бурят горизонтальный ствол в нефтенасыщенной части в той же скважине, а затем циклически осуществляют закачку вытесняющего агента в водонасыщенную часть пласта вертикального ствола и отбор продукции из горизонтального ствола.