ДОБЫВАЮЩАЯ СКВАЖИНА С БОКОВЫМИ СТВОЛАМИ

Полезная модель относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяного месторождения с трудноизвлекаемыми запасами нефти.
Известна добывающая скважина с боковыми стволами, проведенными размыванием через вырезанное боковое окно, расположенные в низкопроницаемой зоне и оснащенные трещинами гидроразрыва (патент RU №2256070, МПК Е21В 43/16, опубл. Бюл. №19 от 10.07.2005). Недостатками данной скважины являются большие расходы на строительство большого числа боковых и горизонтальных скважин с проведением гидроразрыва, сложность получения трещин при применении гидроразрыва в нужных направлениях, что может привести к преждевременному обводнению залежи.
Наиболее близким решением является добывающая скважина, вышедшая из эксплуатации по техническим и технологическим причинам, включающая проведенные из нее боковые стволы с учетом объемной неоднородности пласта, доразработки месторождения, поиска и добычи остаточных запасов (патент RU №2172395, МПК Е21В 43/20, опубл. Бюл. №23 от 20.08.2001).
Недостатками данной скважины являются низкий охват месторождения и, как следствие, низкий коэффициент извлечения нефти (КИН) из-за ввода в работу только одного бокового ствола или горизонтального ствола из вышедшей в тираж скважины и только в направлении одной близлежащей скважины с заданными свойствами.
Технической задачей полезной модели является увеличение добычи нефти за счет увеличения охвата пластов строительством нескольких боковых и/или горизонтальных стволов из одной вышедшей из эксплуатации скважины.
Техническая задача решается тем, что добывающая скважина, вышедшая из эксплуатации по техническим и технологическим причинам, включающая проведенные из нее боковые стволы с учетом объемной неоднородности пласта, доразработки месторождения, поиска и добычи остаточных запасов, имеет 2-4 боковых и/или боковых горизонтальных ствола под углом 90°-180° между ними с размещением их забоев на 50-300 м от прежнего забоя скважины и на расстоянии 100-200 м от забоев близлежащих скважин, а так же на 2-5 м выше уровня водонефтяного контакта - ВНК в терригенных коллекторах или на 7-11 м выше уровня ВНК в карбонатных коллекторах.
Кроме того, что при размещении плотных пород между нефтяной областью пласта и уровнем ВНК забой бокового или бокового горизонтального ствола расположен на расстоянии 0,5-1,5 м выше плотных пород.
Сущность полезной модели.
Применение предложенной скважины позволит решить задачи повышения эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов нефти, увеличения нефтеизвлечения, повышения охвата пласта выработкой запасов за счет строительства нескольких боковых и/или горизонтальных стволов из одной вышедшей из эксплуатации скважины.
Добывающая скважина с боковыми стволами работает следующим образом.
На участке нефтяного месторождения по проектной сетке с расстоянием между скважинами 300-400 м пробурено проектное число добывающих и нагнетательных скважин. Нагнетательные скважины предназначены для закачки рабочего агента. Добывающие скважины предназначены для отбора продукции. Пускают скважины в эксплуатацию и вводят месторождение в разработку. По мере отбора из скважин, вышедших из эксплуатации по техническим и технологическим причинам, производят зарезку боковых или боковых горизонтальных стволов с учетом объемной неоднородности пласта и доразведки месторождения с одновременным поиском и добычей остаточных запасов нефти. При этом из каждой вышедшей из эксплуатации скважины проводят 2-4 боковых или боковых горизонтальных ствола под углом 90°-180° между ними с размещением забоев на 50-300 м от прежнего забоя скважины и на расстоянии 100-200 м от забоев близлежащих скважин. Причем скважины размещают так, чтобы уровень водонефтяного контакта (ВПК) был ниже проведенных стволов в терригенных коллекторах на 2-5 м, а в карбонатных коллекторах - на 7-11 м. Далее при наличии размещения плотных пород между нефтяной областью пласта и уровнем ВНК забой бокового или бокового горизонтального ствола располагают на расстоянии 0,5-1,5 м выше плотных пород.
Пример конкретного выполнения 1.
2
Разрабатывают участок нефтяного месторождения, сложенный терригенными коллекторами со следующими характеристиками: пористость - 25%, средняя проницаемость - 0,74 мкм, средняя нефтенасыщенная толщина - 6 м, начальное пластовое давление - 12,1 МПа.
3
На участке нефтяного месторождения по сетке пробурили 21 добывающую скважину и семь нагнетательных скважин. Через нагнетательные скважины закачали воду в объеме 3 м на метр перфорированной толщины, необходимом для поддержания пластового давления. Через добывающие скважины отобрали продукцию. Пустили скважины в эксплуатацию и ввели месторождение в разработку. По мере отбора две добывающие скважины вышли из эксплуатации по техническим и технологическим причинам. С целью реанимации старого фонда из этих скважин произвели зарезку боковых или боковых горизонтальных стволов с учетом объемной неоднородности пласта и доразведки месторождения с одновременным поиском и добычей остаточных запасов нефти. При этом из одной вышедшей в тираж скважины провели два боковых ствола под углом 160° между ними с размещением забоев на 150 м от прежнего забоя скважины, из другой скважины провели три боковых ствола под углом 120° между ними с размещением забоев на 200 м от прежнего забоя скважины и на расстоянии 170 м от забоев близлежащих скважин. Причем скважины размещают так, чтобы уровень водонефтяного контакта (ВНК) был ниже проведенных стволов в терригенных коллекторах на 3,7 м. Далее при наличии размещении плотных пород между нефтяной областью пласта и уровнем ВНК забой бокового или горизонтального ствола располагают на расстоянии 1,1 м выше плотных пород.
По промысловым данным из боковых и боковых горизонтальных стволов получили дебит нефти 6,5 т/сут. Годовая добыча нефти составила 5,7 тыс.т. Нефтеотдача повысилась на 2%.
Пример конкретного выполнения 2.
Разрабатывают участок нефтяного месторождения, сложенный карбонатными коллекторами со следующими характеристиками: пористость - 16%, средняя проницаемость - 0,12 мкм, средняя нефтенасыщенная толщина - 7 м, начальное пластовое давление - 12,8 МПа.
На участке нефтяного месторождения по сетке пробурили 18 добывающих скважин и шесть нагнетательных скважин. Через нагнетательные скважины закачали воду в объеме 3,5 м на метр перфорированной толщины, необходимом для поддержания пластового давления. Через добывающие скважины отобрали продукцию. Пустили скважины в эксплуатацию и ввели месторождение в разработку. По мере отбора две добывающие скважины вышли из эксплуатации по техническим и технологическим причинам. С целью реанимации старого фонда из этих скважин произвели зарезку боковых или боковых горизонтальных стволов. При этом из одной вышедшей в тираж скважины провели два боковых ствола под углом 180° между ними с размещением забоев на 150 м от прежнего забоя скважины, из другой вертикальной скважины провели три боковых ствола под углом 90° между ними с размещением забоев на 200 м от прежнего забоя скважины и на расстоянии 200 м от забоев близлежащих скважин. Причем скважины размещают так, чтобы уровень водонефтяного контакта (ВНК) был ниже проведенных стволов в карбонатных коллекторах на 9,8 м. Далее при наличии размещении плотных пород между нефтяной областью пласта и уровнем ВНК забой бокового или горизонтального ствола располагают на расстоянии 1,1 м выше плотных пород.
По промысловым данным из боковых и боковых горизонтальных стволов получили дебит нефти 5 т/сут. Годовая добыча нефти составила 3,9 тыс.т. Нефтеотдача повысилась на 3%.
Применение таких скважин с боковыми стволами позволит увеличить добычу нефти за счет увеличения охвата пластов строительством нескольких боковых и/или боковых горизонтальных стволов из одной вышедшей в тираж скважины.