5.2 Способ разработки нефтяной залежи с водонефтяными зонами

Технической задачей предлагаемого способа является повышение эффективности разработки нефтяной залежи с водонефтяными зонами, представленной продуктивным пластом небольшой толщины, нефтеизвлечения залежи, увеличение продуктивности скважин за счет сокращения объемов попутно добываемой воды, увеличения срока работы скважин, упрощение и сокращение затрат на бурение добывающих скважин [19] .

Задача решается описываемым способом, включающим размещение горизонтальных добывающих скважин в продуктивном пласте и отбор нефти через добывающие скважины.

Новым является то, что разбуривают продуктивный пласт от кровли пласта, по крайней мере, одной условно - горизонтальной скважиной с углом наклона ствола от 75° до 85° к вертикали по нисходящему профилю, обеспечивающим размещение забоя скважины вблизи водонефтяного контакта вне области высоких градиентов давления, не превышающих 0,25 МПа/м. Обсаживают скважину со спуском эксплуатационной колонны до забоя скважины, причем часть колонны выполнена из стеклопластиковой трубы длиной 10 - 15 м, размещенной в прикровельной части пласта. Вскрывают от 30% до 70 % продуктивного пласта начиная от кровли, при этом по мере обводнения скважины довыработку запасов нефти осуществляют путем бурения второго наклонного и/или горизонтального стволов выше первого ствола с врезкой в стеклопластиковой части колонны.

На рисунке 5.1 представлена схема размещения условно - горизонтальной скважины в продуктивном пласте залежи с водонефтяной зоной.

Рисунок 5.1 - Схема размещения условно - горизонтальной скважины

Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности.

Нефтяную залежь разбуривают редкой сеткой вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, осуществляют его обустройство. Производят закачку воды в нагнетательные скважины и добычу нефти из добывающих скважин. Уточняют геологическое строение залежи, запасы нефти, фильтрационные характеристики пластов и границы водонефтяных и чисто нефтяных зон, строят совмещенную карту литологическую и разработки. С использованием полученной информации разбуривают продуктивный пласт небольшой толщины от кровли пласта, по крайней мере, одной условно -горизонтальной скважиной, чтобы в процессе разработки нефтяной залежи сократить объем попутно добываемой воды и увеличить срок работы скважины. Для этого угол наклона ствола устанавливают 75° - 85° к вертикали по нисходящему профилю. Размещают забой скважины вблизи водонефтяного контакта вне области высоких градиентов давления, не превышающих 0,25 МПа/м. Расстояние до водонефтяного контакта определяется в каждом конкретном случае индивидуально (в зависимости от степени обводненности, вязкости нефти и воды и других признаков). Обсаживают скважину со спуском эксплуатационной колонны до забоя скважины. Часть колонны выполняют из стеклопластиковой трубы длиной 10 - 15 м и размещают в прикровельной части пласта. Вскрывают от 30 % до 70 % продуктивного пласта, начиная от кровли, в том числе и интервал со стеклопластиковой частью. Скважину вводят в эксплуатацию и эксплуатируют до предельной обводненности от 90 % до 99 % добываемой нефти. По мере обводнения скважины колонну заливают цементным раствором до стеклопластиковой части. Довыработку запасов нефти осуществляют путем бурения второго наклонного и/или горизонтального стволов выше первого ствола с врезкой в стеклопластиковой части колонны. При этом размещают второй наклонный и/или горизонтальный стволы с учетом толщины пласта, степени обводненности, обводненной толщины продуктивного пласта и других индивидуальных параметров для каждой отдельно рассматриваемой скважины, определяемых по известным методикам. В случае прорыва воды по самым проницаемым прослоям целесообразно размещать второй наклонный ствол только над первым стволом. В случае образования конуса целесообразно размещать второй наклонный ствол над первым стволом с любым азимутом бурения. Второй горизонтальный ствол размещают над первым стволом при любых условиях обводнения с любым азимутом бурения. Второй наклонный и горизонтальный стволы размещают при любых условиях обводнения с изменением азимута бурения. Пускают скважину в эксплуатацию и эксплуатируют до полной выработки пласта и предельной обводненности добываемой продукции.

Предлагаемый способ позволяет улучшить технологические показатели разработки нефтяной залежи как на ранней стадии разработки, так и на поздней, снизить затраты на бурение добывающих скважин, увеличить нефтеизвлечение залежи с водонефтяными зонами, увеличить продуктивность скважин за счет сокращения объемов попутно добываемой воды и увеличения срока работы скважин.