Патент на изобретение №2208137

(54) СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

(57) Реферат:

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений и может применяться при разработке обводненных нефтяных залежей, в частности при добыче нефти из прикровельной части пласта. Обеспечивает повышение коэффициента нефтеизвлечения за счет вовлечения в разработку целиков нефти, остающихся между добывающими и нагнетательными скважинами в прикровельной части пластов после первичного вытеснения благодаря действию гравитационных сил. Сущность изобретения: по способу осуществляют разбуривание вертикальных и горизонтальных скважин по определенной схеме. Закачивают воду и добывают нефть. Согласно изобретению на поздней стадии разработки при высокой обводненности добываемой нефти определяют центры скопления остаточных запасов нефти в прикровельной части пласта. Бурят дополнительные горизонтальные скважины или боковые горизонтальные стволы от добывающих скважин между вертикальными добывающими и нагнетательными скважинами в прикровельной части пласта. Горизонтальную часть скважин или стволов располагают перпендикулярно линиям тока пластовых флюидов и на расстоянии, составляющем 60-80% расстояния от нагнетательных до вертикальных добывающих скважин. Остаточные запасы нефти вводят в разработку при депрессиях, позволяющих эксплуатировать горизонтальные скважины или боковые горизонтальные стволы без подтягивания конусов подошвенной воды. 2 ил.

Предлагаемый способ относится к области разработки нефтяных месторождений и может применяться при разработке обводненных нефтяных залежей, в частности при добыче нефти из прикровельной части пласта.

Известен способ разработки нефтяного месторождения (см. авт. свид. СССР 925147, кл. Е 21 В 43/20 от 23.12.1983 г.), включающий бурение проектного числа вертикальных нагнетательных и добывающих скважин, заводнение пласта и извлечение нефти на поверхность с последующим бурением дополнительных скважин, учитывающих объемную неоднородность пласта. Для этого сначала определяют оптимальный и текущий коэффициенты нефтеотдачи на начальной стадии обводнения и по их отношению находят коэффициент объемной неоднородности, с помощью которого определяют общее число скважин, а дополнительное количество скважин находят как разность между найденным общим количеством и проектным числом скважин.

Достоинством способа является то, что он позволяет частично увеличить охват пласта заводнением за счет бурения дополнительных вертикальных скважин, учитывающих объемную неоднородность пласта.

Недостатком способа является низкий охват пластов заводнением из-за трудности обнаружения и вовлечения в разработку вертикальными скважинами зон скопления остаточных запасов нефти.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки нефтяного месторождения (см. патент США 4718485, кл. Е 21 В 43/24, 43/30 от 21.01.1988 г.), включающий бурение горизонтальных и вертикальных скважин по схеме, предусматривающий размещение горизонтальных добывающих скважин между вертикальными добывающими скважинами в плоскости, совпадающей с их осями. Система размещения скважин имеет минимум одну горизонтальную эксплуатационную скважину и минимум две вертикальные эксплуатационные скважины.

Достоинством этого способа является то, что в разработку вовлекаются застойные зоны нефти, остающиеся в пласте между добывающими скважинами при обычном способе разработки месторождения.

Недостаток способа заключается в том, что указанный способ не реализуется на поздней стадии разработки, и в разработку остаются невовлеченными целики нефти в прикровельной части между добывающими и нагнетательными скважинами вследствие неучета действия гравитационных сил.

Технической задачей предлагаемого способа является повышение коэффициента нефтеизвлечения за счет вовлечения в разработку целиков нефти, остающихся между добывающими и нагнетательными скважинами в прикровельной части пластов после первичного вытеснения благодаря действию гравитационных сил.

Указанная задача разрешается описываемым способом, включающим разбуривание вертикальных и горизонтальных скважин по определенной схеме, закачку воды и добычу нефти.

Новым является то, что на поздней стадии разработки при высокой обводненности добываемой нефти определяют центры скопления остаточных запасов нефти в прикровельной части пласта и бурят дополнительные горизонтальные скважины или боковые горизонтальные стволы от добывающих скважин между вертикальными добывающими и нагнетательными скважинами в прикровельной части пласта, при этом горизонтальную часть скважин или стволов располагают перпендикулярно линиям тока пластовых флюидов и на расстоянии, составляющем 60-80% расстояния от нагнетательных до вертикальных добывающих скважин, а остаточные запасы нефти вводят в разработку при депрессиях, позволяющих эксплуатировать горизонтальные скважины или боковые горизонтальные стволы без подтягивания конусов подошвенной воды.

Предлагаемый способ разработки нефтяного месторождения базируется на учете гравитационного фактора – разделения в пласте подвижных флюидов в соответствии с их плотностями: пластовая нефть под действием силы, обусловленной разностью плотностей воды и нефти, поднимается в верхнюю часть залежи, в то время как закачиваемая вода стремится к оседанию в ее подошвенной части. За счет этого в прикровельном интервале пласта-коллектора между вертикальными добывающими и нагнетательными скважинами образуются “вторичные” скопления нефти, а расположенные в этом месте горизонтальные добывающие скважины обеспечат их извлечение на поверхность. Использование дополнительных горизонтальных скважин или боковых горизонтальных стволов, располагаемых в верхней части залежи в прикровельных интервалах, обеспечивает возможность производить отбор нефти при небольшой депрессии на пласт, небольших скоростях потока флюида в прискважинной зоне, что дополнительно повышает эффективность нефтеизвлечения.

Побочными положительными эффектами при этом являются: продление срока разработки месторождения за счет вовлечения в разработку остаточных запасов нефти, остающихся в пласте после первичного вытеснения, снижение затрат на первичную подготовку нефти за счет более низкой обводненности нефти дополнительных горизонтальных скважин или боковых горизонтальных стволов.

На фиг. 1 представлена схема размещения скважин при осуществлении предлагаемого способа разработки нефтяного месторождения.

На фиг. 2 представлен разрез пласта с распределением нефтенасыщенности при осуществлении предлагаемого способа разработки нефтяного месторождения.

Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности.

Месторождение разбуривают вертикальными скважинами, которые в системе разработки в основном используются как нагнетательные 1, по разреженной сетке. При разбуривании первоначальных вертикальных скважин уточняют геологическое строение месторождения и намечают размещение эксплуатационного фонда скважин. По данным исследования вертикальных скважин определяют распределение по площади мощности пласта, проницаемости и пористости. Затем намечают размещение вертикальных добывающих скважин 2.

Бурят вертикальные добывающие скважины 2, определяют фильтрационно-емкостные характеристики. Добывающие и нагнетательные скважины пускают в эксплуатацию, производят разработку нефтяного месторождения до обводненности добываемой нефти 70-90% и более в зависимости от степени рентабельности дальнейшей разработки месторождения. Затем, после возрастания обводненности нефти, на месторождении проводят исследования на предмет определения зон скопления остаточных запасов нефти и определяют, что эти зоны приурочены к прикровельной части пласта. Определив центры зон скопления нефти 3, намечают бурение дополнительных горизонтальных скважин 4 или боковых горизонтальных стволов от добывающих скважин между вертикальными добывающими и нагнетательными скважинами.

Экспериментальные данные показали, что местонахождение горизонтальной части скважин или стволов должно быть между нагнетательной и добывающей скважинами, на расстоянии 60-80% от нагнетательной скважины, в зоне максимальной остаточной нефтенасыщенной толщины. Это расстояние зависит от коллекторских характеристик залежи. Если расположить горизонтальную часть скважин или стволов на расстоянии, составляющем менее 60% или более 80% расстояния от нагнетательной до вертикальной добывающей скважины, то это приведет к более низкому коэффициенту нефтеизвлечения, чем если горизонтальный ствол попадет в указанный интервал между скважинами.

Направление горизонтальной части скважин или стволов определяют перпендикулярно линиям тока пластовых флюидов, а середину горизонтальной части скважин или стволов располагают на прямой линии между нагнетательной и добывающей скважинами. Перпендикулярность линиям тока также определяют с помощью экспериментальных исследований. По вертикали горизонтальную часть скважин или стволов располагают на расстоянии 1-3 м от кровли продуктивного пласта.

Бурят дополнительные горизонтальные скважины или боковые горизонтальные стволы из обводненных вертикальных добывающих скважин, размещая их по предлагаемому способу. Пускают дополнительные горизонтальные скважины или боковые горизонтальные стволы от старых скважин в эксплуатацию и продолжают разработку месторождения. При этом нефть, сосредоточенная в кровельной части благодаря гравитационному разделению фаз с различным удельным весом между добывающей и нагнетательной скважинами, вводится в активную разработку при депрессиях, позволяющих эксплуатировать скважины без подтягивания конусов подошвенной воды. Пуск дополнительных горизонтальных скважин или боковых горизонтальных стволов приводит к снижению обводненности нефти, добываемой из залежи, увеличению добычи нефти, вовлечению дополнительных запасов нефти и повышению нефтеизвлечения вследствие эксплуатации дополнительных горизонтальных скважин или боковых горизонтальных стволов практически в чисто нефтяной зоне.

Таким образом, продлевают рентабельную разработку практически выработанного месторождения. Нефть, скопившаяся в кровельной части пласта в процессе разработки за счет действия гравитационных сил до применения способа, начинает поступать в дополнительные горизонтальные скважины или боковые горизонтальные стволы, причем нефть этих скважин имеет более низкую обводненность, чем нефть вертикальных добывающих скважин. Это приводит к повышению нефтеизвлечения.

Пример конкретного выполнения.

Осуществление данного способа рассмотрим на примере конкретного нефтяного месторождения. Участок разбурили проектной сеткой скважин, осуществили их обустройство. Произвели закачку воды в нагнетательные и добычу нефти из добывающих скважин. Произвели замеры добычи нефти, воды и закачки. Установили, что разработка залежи достигла предела рентабельной эксплуатации. Дебиты добывающих скважин по нефти составили в среднем 0,8 т/сут, по воде 20 т/сут. Текущая обводненность нефти добывающих скважин достигла 96%. Затем произвели исследования скважин и экспериментальное изучение участка, которые показали, что остаточные запасы нефти приурочены к прикровельной части пласта вследствие влияния сил гравитации. В зоне скопления остаточных запасов нефти между вертикальной добывающей и нагнетательной скважинами, находящимися на расстоянии друг от друга 400 м, произвели зарезку бокового горизонтального ствола из обводненной вертикальной скважины перпендикулярно линиям тока пластовых флюидов на расстоянии от нагнетательной скважины 300 м, что составляет 75% расстояния между нагнетательной и добывающей скважинами, длина горизонтальной части ствола составила 180 м. Оптимальное забойное давление для наиболее эффективной добычи нефти, и чтобы исключить вероятность подтягивания воды к перфорационным отверстиям, установили равным 9,0 МПа. Промысловые испытания при этом показали, что дебит скважины с боковым горизонтальным стволом по нефти составил 3 т/сут при средней обводненности продукции 60%. Годовая добыча этой скважины составила 1,1 тыс.т нефти, что привело к повышению коэффициента нефтеизвлечения на 0,05%.

Капитальные вложения на зарезку бокового горизонтального ствола составили 4 млн. руб. Ценность дополнительной нефти составила (при цене на нефть 2937,7 руб./т) 32,32 млн.руб. (за 10 лет). Среднегодовой экономический эффект составил 3,23 млн. руб. на скважину. Срок окупаемости затрат на бурение бокового горизонтального ствола составил (с учетом налогов) 2 года. За все время эксплуатации скважины с боковым горизонтальным стволом была получена прибыль в размере 26 млн.руб.

Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа разработки нефтяного месторождения складывается за счет повышения коэффициента нефтеизвлечения при вовлечении в разработку зон скопления остаточных запасов нефти из прикровельной части пласта благодаря действию гравитационных сил.

Формула изобретения

Способ разработки нефтяного месторождения, включающий разбуривание вертикальных и горизонтальных скважин по определенной схеме, закачку воды и добычу нефти, отличающийся тем, что на поздней стадии разработки при высокой обводненности добываемой нефти определяют центры скопления остаточных запасов нефти в прикровельной части пласта и бурят дополнительные горизонтальные скважины или боковые горизонтальные стволы от добывающих скважин между вертикальными добывающими и нагнетательными скважинами в прикровельной части пласта, при этом горизонтальную часть скважин или стволов располагают перпендикулярно линиям тока пластовых флюидов и на расстоянии, составляющем 60-80% расстояния от нагнетательных до вертикальных добывающих скважин, а остаточные запасы нефти вводят в разработку при депрессиях, позволяющих эксплуатировать горизонтальные скважины или боковые горизонтальные стволы без подтягивания конусов подошвенной воды.

РИСУНКИ