Способ разработки неоднородного многопластового нефтяного месторождения

 

Использование: при разработке нефтяных месторождений, представленных неоднородными многопластовыми коллекторами. Сущность изобретения: первоначально месторождение разбуривают скважинами с вертикальными стволами по разреженной относительно проектной сетке. Затем бурят по каждому пласту добывающие скважины с горизонтальными стволами. Начало и конец горизонтального ствола размещают на одинаковом расстоянии от источника вытесняющего агента. Длину ствола добывающей скважины в продуктивном пласте устанавливают прямо пропорционально запасам нефти и обратно пропорционально их продуктивности. Длину ствола в горизонтальных добывающих скважинах в стягивающих рядах устанавливают не более 70% от расстояния по проектной сетке. 2 ил.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, представленных неоднородными многопластовыми коллекторами.

Известен способ разработки нефтяного месторождения путем бурения горизонтальных и вертикальных скважин [1]. Недостатком способа является низкий коэффициент нефтеизвлечения многопластовых залежей из-за малого охвата пластов дренированием по толщине объекта разработки.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки нефтяного месторождения путем бурения горизонтальных и вертикальных скважин [2] . Согласно этому способу многопластовое нефтяное месторождение разбуривается вертикальными и горизонтальными скважинами со вскрытием всех пластов, причем наиболее длинная часть горизонтального ствола скважин размещается в более продуктивных коллекторах. Существенным недостатком этого способа является то, что в условиях неоднородного многопластового месторождения происходит неравномерная выработка пластов с различной коллекторской характеристикой. Вскрытие более продуктивных пластов наибольшей длиной горизонтального ствола приведет к преждевременной выработке последних, добыче большого количества воды и как следствие к низкому нефтеизвлечению.

Целью изобретения является повышение коэффициента нефтеизвлечения за счет более равномерного вытеснения нефти агентом.

Достигается это способом, включающим разбуривание месторождения системой скважин с вертикальными и горизонтальными стволами, со вскрытием всех пластов многопластового месторождения. Новым является то, что первоначально месторождение разбуривают скважинами с вертикальными стволами по разреженной относительно проектной сетке, затем бурят по каждому пласту добывающие скважины с горизонтальными стволами, при этом начало и конец горизонтального ствола размещают на одинаковом расстоянии от источника вытесняющего агента, а длину ствола добывающей скважины в продуктивном пласте устанавливают прямо пропорционально запасам нефти и обратно пропорционально их продуктивности, причем длину ствола в горизонтальных добывающих скважинах в стягивающих рядах устанавливают не более 70% от расстояния по проектной сетке.

На фиг. 1 представлена схема размещения горизонтальных и вертикальных нагнетательных и добывающих скважин по предлагаемому способу; на фиг.2 - разрез по А-А на фиг.1.

Способ осуществляют в следующей последовательности. Многопластовое месторождение, представленное неоднородными коллекторами, разбуривают вертикальными скважинами по разреженной сетке в два и более раза реже проектной. Сетка разбуривания зависит от размеров месторождения и его геологического строения. Если месторождение имеет значительные размеры и параметры пластов не изменяются как по разрезу, так и по площади, то первоначальные вертикальные скважины бурятся по более разреженной сетке. Разбуривание первоначальных вертикальных скважин позволяет уточнить геологическое строение месторождения и наметить размещение горизонтальных скважин. По данным исследования этих скважин определяют количество пластов, их продуктивность и запасы. Исследуют законтурную область и энергетическую характеристику пластов. По полученным результатам определяют необходимый вид воздействия на нефтяные пласты (естественный режим, поддержание пластового давления, вытеснение нефти агентами). Затем бурят добывающие скважины с горизонтальным стволом равноудаленно от источника воздействия. Под термином "равноудаленно" понимается равенство расстояний начала и конца горизонтального ствола добывающих скважин соответствующих рядов (орбит) до источника вытесняющего агента.

При разработке месторождения на естественном режиме горизонтальные стволы должны быть параллельны водонефтяному контакту. При закачке агентов в скважины стволы соответственно I, II... рядов (орбит при площадной системе заводнения) должны иметь равные расстояния от источников воздействия. При таком размещении геометрическая неонородность, созданная горизонтальными стволами, не приведет к дополнительной неравномерности вытеснения нефти агентом.

Для уменьшения потерь нефти в стягивающих зонах горизонтальные скважины размещают с максимально возможными длинными стволами. Стягивающие зоны образуются в области потокоразделяющих частей площади залежи (например, в трехрядной системе размещения центральный ряд будет стягивающей зоной). Под термином "максимально возможная длина ствола" понимается максимальная длина горизонтального ствола, при котором не происходит прорыва агента в работающую скважину из ближайших соседних скважин, отключенных из эксплуатации из-за обводнения. Эта длина зависит от геолого-физической характеристики коллекторов и насыщающих флюидов, вида вытесняющего агента, она определяется моделированием пластовой системы.

Как известно, при радиальном притоке жидкости к забою скважины основной перепад давления приходится на призабойную зону пласта. Это наглядно можно продемонстрировать, проанализировав формулу притока Дюпии: q_н= · , где К - проницаемость пласта; h - толщина пласта; μ- вязкость пластового флюида; ΔР - перепад давления между пластом и забоем скважины; R_k - радиус контура питания; r_c - радиус скважины.

В табл. 1 приведены перепады давления между забоем и пластом, просчитанные по формуле Дюпии при следующих исходных данных: μ= 3 мПа ˙с; q_н = 100 м³/сут; k = 0,5 мкм²; h = 5 м.

Как видно из данных табл.1, основной перепад давления в призабойной зоне на расстоянии до 100-150 м (при сетке скважин 500х500 м это 30% от общего расстояния между скважинами). Таким образом максимально возможная длина горизонтального ствола составляет 70% от общего расстояния между скважинами.

Рассмотрим осуществление предлагаемого способа на участке с запроектированной системой разработки по 3-рядной системе заводнения.

Продуктивный интервал состоит из 4-х пластов, в том числе один из них неколлектор толщиной 15 м. Пласты, поименованные 1, 2 и 3, различаются по продуктивности (соответственно 10,0; 5,0 и 15,0 ) и по запасам (соответственно 1345,2376 и 1704 тыс.т.). Расстояние между проектными скважинами 500х500 м (скв. 1-13). На участке было пробурено 5 вертикальных скважин (1, 3, 7, 11, 13) через 1000 м по принципу от известного к неизвестному через одну скважину. В процессе бурения и пробной эксплуатации скважин были определены параметры пластов и насыщающих их флюидов, подсчитаны запасы нефти по каждому пласту. В соответствии с запроектированной системой разработки определяют длину горизонтального ствола скважин в стягивающей зоне. Скважины 6 и 8 в этой зоне бурят с длиной горизонтальной части 70% (как показали расчеты, для этих условий) от расстояния между скважинами проектной сетки, т.е. 350 м. По пластам в зависимости от запасов и продуктивности длины горизонтальных стволов составят по первому пласту 76 м, по второму 274 м и по пласту 3 вертикальный ствол (фиг.2).

Длины горизонтальных скважин 1 рядов 4, 5, 9, 10 устанавливают короче на величину непробуренной части горизонтальным стволом внутренних рядов. Горизонтальные скважины первых рядов (орбит) не должны экранировать последующие ряды. Уменьшение длины стволов скважин первых рядов приведет также к снижению вероятности прорыва воды и преждевременного выбытия скважин из эксплуатации из-за обводнения. В нашем случае длины горизонтальной части стволов скважин 1 рядов составляют 150 м (500-350 м).

Для создания сплошного фронта вытеснения освоение нагнетательных скважин под закачку в нагнетательном ряду производят через одну.

Ввиду того, что длина горизонтальной части ствола распределена по пластам прямо пропорционально запасам и обратно пропорционально их продуктивности происходит равномерная выработка запасов по пластам. Условие равномерности темпов выработки пластов следующее: = = = , где q₁, q₂, q₃, q_Σ - годовая добыча нефти соответственно по пластам и объекту в целом;
Q₁, Q₂, Q₃, Q_Σ - извлекаемые запасы соответственно по пластам и в целом по объекту.

Известно, что годовая добыча нефти равна произведению коэффициента продуктивности, величины депрессии на пласт и количества дней эксплуатации скважин.

В условиях совместной эксплуатации пластов многопластового объекта, приняв депрессию и число дней работы скважин одинаковыми по пластам и равными соответственно 10 МПа и 340 дней, был просчитан годовой максимальный отбор по пластам и объекту в целом. Определив темпы отбора нефти по пластам, была подсчитана послойная неоднородность выработки пластов (табл.2). Из данных табл.2 видно, что геологическая неравномерность выработки пластов по разрезу при вскрытии пластов стволом без учета их длин по пластам составляет V² = 0,23 ед. Пласты будут вырабатываться с разным темпом, что приведет к снижению нефтеизвлечения. При бурении скважин с горизонтальным стволом дебиты их (продуктивности) возрастают и с увеличением длины горизонтального ствола дебит возрастает в большей степени. Поэтому при бурении скважин горизонтальным стволом различной длины дебиты по пластам доводятся до таких значений, при которых темпы выработки пластов выравниваются. Этим самым снижается неравномерность выработки пластов по объекту в целом. Бурение скважин с горизонтальным стволом различной длины по пластам позволяет "снять" геологическую неравномерность. Для экономии материала непродуктивный слой бурится вертикальным стволом.

П р и м е р. Осуществление данного способа рассмотрим на примере разработки участка месторождения, сложенного тремя продуктивными пластами (фиг. 1, 2). По результатам исследований скважин поисково-разведочного бурения на участке пробурят первоначально вертикальные скважины (скв. 1, 3, 7, 11, 13) по разреженной сетке. Определяют в этих скважинах толщины, пористость, продуктивность и нефтенасыщенность пластов. Исследуют физико-химические свойства нефтей. Строят литологические карты пластов и подсчитывают их запасы. В соответствии с запроектированной системой заводнения производят моделирование системы и определяют максимально возможную длину горизонтальных стволов.

Проведенными расчетами на двумерной модели двухфазной фильтрации для этих условий было получено, что максимально возможная длина стволов составляет 70% проектной сетки (350 м). Увеличение длины горизонтального ствола свыше 350 м на конечной стадии приводит к прорыву воды из остановленных скважин.

Подсчет балансовых запасов объемным методом показал, что на участке содержится 5425 тыс. т нефти, в т.ч. по пластам: 1-1345, 2-2377, 3-1705 тыс.т.

Подсчитали коэффициенты нефтеизвлечения и определили извлекаемые запасы по пластам (табл.2).

Определили темпы отбора по пластам. Из данных 2 видно, что при разбуривании без учета длин темп отбора по высокопроницаемому пласту (3 пласт) в 4,25 раза выше, чем по второму, и 1,18 - по первому пластам.

Для равномерной выработки темпы разработки второго и первого пластов необходимо довести до уровня третьего бурением более длинных горизонтальных стволов в этих пластах.

В данном примере темп разработки более продуктивного третьего пласта составляет 13,6% при вскрытии последнего вертикальным стволом. Из условия, что продуктивности скважин возрастают прямо пропорционально длинам стволов, определяют требуемые длины по пластам (табл.2).

Расчет проводится в следующей последовательности (пласт 1):
-q_o = П ˙ Δ P ˙ 340 = 10 т/сут МПа. 10 МПа 340 сут = 34 тыс. т
-Q_o = Q_б К_ни = 1345 тыс.т. х 0,22 = 296 тыс.т.

- i_u= = = 11,5%
- = = 1,18
- l = - = 76 м
При необходимости увеличения темпа разработки высокопроницаемого пласта по нему также бурится горизонтальный ствол, но условие = const по пластам должно соблюдаться для равномерной выработки.

Результаты сопоставительных показателей разработки известного и предлагаемого способов представлены в табл.3.

Из приведенных значений видно, что при применении предлагаемого способа послойная неоднородность снизилась с 0,5 до 0,2 ед., коэффициент заводнения дренируемого объема возрос с 0,74 до 0,87 ед. В целом по объекту коэффициент нефтеизвлечения возрос на 5%. Прирост извлекаемых запасов составит 271 тыс.т.

Формула изобретения

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНОГО МНОГОПЛАСТОВОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ, включающий разбуривание месторождения системой скважин с вертикальными и горизонтальными стволами со вскрытием всех пластов многопластового месторождения, отличающийся тем, что первоначально месторождение разбуривают скважинами с вертикальными стволами по разреженной относительно проектной сетке, затем бурят по каждому пласту добывающие скважины с горизонтальными стволами, при этом начало и конец горизонтального ствола размещают на одинаковом расстоянии от источника вытесняющего агента, а длину ствола добывающей скважины в продуктивном пласте устанавливают прямо пропорционально запасам нефти и обратно пропорционально их продуктивности, причем длину ствола в горизонтальных добывающих скважинах в стягивающих рядах устанавливают не более 70% от расстояния по проектной сетке.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4