Способ разработки нефтяного месторождения (варианты)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, к области разработки нефтяных месторождений, приуроченных к куполообразным поднятиям, и может быть использовано как в начальной стадии разработки, так и в заключительной стадии эксплуатации месторождения. Обеспечивает повышение эффективности разработки за счет повышения коэффициента нефтеизвлечения при вовлечении в разработку скважинами или боковыми стволами, размещенными на вершинах куполообразных поднятий, застойных целиков нефти, расположенных в вершинах куполообразных поднятий, контролирующих месторождение. Сущность изобретения: по первому варианту способа осуществляют бурение нагнетательных и добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, добычу нефти через добывающие скважины, выделение участков куполообразных поднятий, превышающих абсолютные отметки пласта, размещение на этих участках дополнительных скважин. Проектируют размещение скважин на вершинах куполообразных поднятий даже и с нарушением равномерности проектной сетки скважин. После полного разбуривания сетки скважин и в случае уточнения по данным пробуренных скважин месторождения вершин куполообразных поднятий бурят с ближайших скважин боковые стволы в сторону уточненных вершин куполообразных поднятий, контролирующих месторождение. В ближайших скважинах и боковых стволах, размещенных на вершинах куполообразных поднятий, вскрывают интервал продуктивного пласта между абсолютной отметкой кровли в этой скважине и абсолютной отметкой, соответствующей кровле в ближайшей скважине. По второму варианту способа осуществляют практически аналогичные операции первому варианту, но только когда абсолютная отметка кровли продуктивного пласта по ближайшим скважинам ниже отметки подошвы продуктивного пласта в боковых стволах, вскрывают весь пласт. 2 н.п. ф-лы, 2 ил.

 

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, к области разработки нефтяных месторождений, приуроченных к куполообразным поднятиям, и может быть использовано как в начальной стадии разработки, так и в заключительной стадии эксплуатации месторождения.

Известен способ разработки нефтяного месторождения [RU, a.c. 1606686, МПК Е 21 В 43/20, 1988], включающий бурение сетки нагнетательных и добывающих скважин, закачку воды через нагнетательные скважины, добычу нефти через добывающие скважины, бурение дополнительных скважин, уменьшение количества дополнительно буримых скважин при сохранении проектной нефтеотдачи, поэтапно кратковременную остановку части работающих скважин с учетом послойной и зональной неоднородности, при этом для работающей группы скважин определение нефтеотдачи для конечной стадии разработки, выбор из различных вариантов групп скважин максимально необходимую нефтеотдачу (η) для получения проектной нефтеотдачи и на основе максимально необходимой нефтеотдачи определение сетки скважин из следующей зависимости:

где S - плотность сетки скважин;

А - коэффициент, характеризующий вытеснение нефти из охваченного дренированием объема месторождения;

В - коэффициент, характеризующий не охваченный вытеснением объем месторождения при различной плотности сетки скважин.

Достоинством способа является возможность оптимизации сетки скважин.

Недостатком способа является низкая нефтеотдача из-за неохваченных разработкой целиков нефти в зонах вершин куполообразных поднятий.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки нефтяного месторождения [RU, патент 2065040, МПК Е 21 В 43/30, 1996], включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, добычу нефти через добывающие скважины, выделение участков куполообразных поднятий, превышающих абсолютные отметки пласта, размещение на этих участках дополнительных скважин.

Способ позволяет увеличить объем добываемой нефти в безводный период эксплуатации из пластов, отделенных от водонасыщенных частей месторождения непроницаемыми экранами.

Недостатком способа является низкая нефтеотдача пласта из-за невозможности вовлечения в разработку запасов нефти застойных зон в вершинах куполообразных поднятий в случае отсутствия экранов, отделяющих от водонасыщенной части.

Техническая задача предлагаемого способа заключается в повышении нефтеизвлечения за счет эффективного вовлечения в разработку участков месторождения с трудно извлекаемыми запасами нефти застойных зон, расположенных в вершинах куполообразных поднятий, контролирующих месторождение.

Поставленную задачу предлагаемый способ решает в двух вариантах.

По первому варианту способ включает бурение нагнетательных и добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, добычу нефти через добывающие скважины, выделение участков куполообразных поднятий, превышающих абсолютные отметки пласта, размещение на этих участках дополнительных скважин.

Согласно предлагаемому решению проектируют размещение скважин на вершинах куполообразных поднятий даже и с нарушением равномерности проектной сетки скважин, а после полного разбуривания сетки скважин и в случае уточнения по данным пробуренных скважин местонахождения вершин куполообразных поднятий бурят с ближайших скважин боковые стволы в сторону уточненных вершин куполообразных поднятий, контролирующих месторождение, причем в ближайших скважинах и боковых стволах, размещенных на вершинах куполообразных поднятий, вскрывают интервал продуктивного пласта между абсолютной отметкой кровли в этой скважине и абсолютной отметкой, соответствующей кровле в ближайшей скважине.

По второму варианту способ включает бурение нагнетательных и добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, добычу нефти через добывающие скважины, выделение участков куполообразных поднятий, превышающих абсолютные отметки пласта, размещение на этих участках дополнительных скважин.

Согласно предлагаемому решению проектируют размещение скважин на вершинах куполообразных поднятий даже и с нарушением равномерности проектной сетки скважин, а после полного разбуривания сетки скважин и в случае уточнения по данным пробуренных скважин местонахождения вершин куполообразных поднятий бурят с ближайших скважин боковые стволы в сторону уточненных вершин куполообразных поднятий, контролирующих месторождение, причем в ближайших скважинах и боковых стволах, размещенных на вершинах куполообразных поднятий, когда абсолютная отметка кровли продуктивного пласта по ближайшим скважинам ниже отметки подошвы продуктивного пласта в боковых стволах, вскрывают весь пласт.

Предлагаемые варианты способа разработки нефтяного месторождения отличаются от прототипа последовательностью выполнения технологических операций и наличием новых признаков. Объединение двух вариантов способа в одну заявку связано с тем, что они решают одну задачу - повышение нефтеизвлечения за счет эффективного вовлечения в разработку участков месторождения с трудно извлекаемыми запасами нефти застойных зон, расположенных в вершинах куполообразных поднятий, контролирующих месторождение.

В патентной и научно-технической литературе не известны заявляемые варианты совокупностей отличительных признаков, следовательно, заявляемый способ отвечает критерию "изобретательский уровень".

Сущность механизма повышения нефтеизвлечения заключается в следующем.

На фиг.1 представлен разрез пласта со скважинами при осуществлении предлагаемого способа разработки участка нефтяного месторождения в случае, когда местонахождение вершины куполообразного поднятия уточнялось в процессе бурения проектной сетки скважин.

На фиг.2 представлен разрез пласта со скважинами и боковыми стволами в случае уточнения по данным пробуренных скважин местонахождения вершин куполообразных поднятий после разбуривания.

Предлагаемый способ разработки нефтяного месторождения учитывает фактор гравитационных сил: из-за разности удельных весов закачиваемой воды и нефти остается не вытесненной нефть в вершинах куполообразных поднятий, контролирующих месторождение. Дополнительный контроль и уточнение участков куполообразных поднятий, бурение скважин в вершинах куполообразных поднятий или боковых стволов, регулирование процессом вскрытия нефтенасыщенных пластов с застойной нефтью, позволяет отобрать эти запасы, что повышает нефтеизвлечение. Предлагаемый способ осуществляют в следующей последовательности.

Проектируют размещение сетки скважин на месторождении с обязательным расположением на вершинах куполообразных поднятий, контролирующих месторождение. Начинают разбуривание месторождения по проектной сетке (скв.1, 3, фиг.1). Пускают скважины в эксплуатацию, вводят месторождение в разработку. При разбуривании постоянно уточняют геологическое строение месторождения с получением информации после бурения каждой скважины. Уточняют местонахождение вершин куполообразных поднятий, смещают проектные скважины на вершины куполообразных поднятий (фиг.1, скважина 2), даже если это приводит к нарушению равномерности сетки. Разбуривают месторождение полностью и в случае уточнения местонахождения вершин куполообразных поднятий бурят с ближайших скважин боковые стволы с размещением их забоев на этих вершинах (фиг.2, стволы 8 и 9). Вскрывают интервал продуктивного пласта между абсолютной отметкой кровли в этой скважине и абсолютной отметкой, соответствующей кровле в ближайшей скважине. Пускают эти скважины с двумя забоями в эксплуатацию и продолжают разработку месторождения. При этом нефть, сосредоточенная в купольной части в зонах 4, 10, 11, вырабатывается за счет бурения предложенных скважин и дополнительных стволов.

По второму варианту разработки нефтяного месторождения проектируют размещение сетки скважин на месторождении с обязательным расположением на вершинах куполообразных поднятий, контролирующих месторождение. Начинают разбуривание месторождения по проектной сетке (скв.1, 3, фиг.1). Пускают скважины в эксплуатацию, вводят месторождение в разработку. При разбуривании постоянно уточняют геологическое строение месторождения с получением информации после бурения каждой скважины. Уточняют местонахождение вершин куполообразных поднятий, смещают проектные скважины на вершины куполообразных поднятий (фиг.1 скважина 2), даже если это приводит к нарушению равномерности сетки. Разбуривают месторождение полностью и в случае уточнения по данным пробуренных скважин местонахождения вершин куполообразных поднятий бурят с ближайших скважин боковые стволы с размещением их забоев на этих вершинах (фиг.2, стволы 8 и 9). Когда абсолютная отметка кровли продуктивного пласта по ближайшим скважинам ниже отметки подошвы продуктивного пласта в боковых стволах, вскрывают весь пласт. Пускают эти скважины с двумя забоями в эксплуатацию и продолжают разработку месторождения. При этом нефть, сосредоточенная в купольной части в зонах 4, 10, 11, вырабатывается за счет бурения предложенных скважин и дополнительных стволов.

Варианты способа обеспечивают вовлечение в разработку запасов застойных зон, которые образовались в результате действия гравитационных сил из-за наличия разностей удельных весов вытесняющей воды (вода, закачиваемая или законтурная пластовая) и добываемой нефти. Нефть, находящаяся в застойной зоне в прикровельной части пласта из-за действия гравитационных сил до применения способа, поступает в скважины и в дополнительные стволы скважин. Вскрытие интервала продуктивного пласта между абсолютной отметкой кровли в скважине и абсолютной отметкой, соответствующей кровле в ближайшей скважине, или вскрытие всего пласта, когда абсолютная отметка кровли продуктивного пласта по ближайшим скважинам ниже отметки подошвы продуктивного пласта в боковых стволах, позволяет вырабатывать в первую очередь запасы нефти застойных зон, сосредоточенных в прикровельной части пласта в районе вершин куполообразных поднятий. Это приводит к увеличению охвата пласта разработкой, к повышению нефтеизвлечения. Пример конкретного выполнения.

Пример по первому варианту. Осуществление данного способа рассмотрим на примере конкретного участка нефтяного месторождения. Начали разбуривать участок месторождения. Пробурили скважины 5, 7 (фиг.2). Пустили скважины 5, 7 в эксплуатацию. Уточнили геологическое строение. Проектные скважины разместили на вершинах куполообразных поднятий (6), построенных по данным бурения скважин 5 и 7. Пустили скважины в эксплуатацию. Законтурная вода начала вытеснять нефть. Образовались две застойные зоны 10 и 11 из-за гравитационных сил. Дополнительные данные по этой скважине показали, что образовались две вершины куполообразных поднятий. С ближайших скважин 5 и 6 пробурили боковые стволы 8 и 9 со вскрытием вершин куполообразных поднятий 10 и 11 в интервале продуктивного пласта между абсолютной отметкой кровли (точки А и С) в боковых стволах до абсолютной отметки кровли пласта в ближайших скважинах (точки Б и К) соответственно для боковых стволов 8 и 9. Пустили скважины 5 и 6 с боковыми стволами в эксплуатацию. Из скважин 5 и 6 через боковые стволы начали добывать нефть из застойных зон. Подсчитали геологические и извлекаемые запасы нефти участка 500 и 215 тыс.т. соответственно и застойных зон, введенных в разработку предлагаемым способом, 70 и 35 тыс. т.

Промысловые испытания показали, что дебит боковых стволов составил 7 т/сут. Годовая добыча этих стволов составила 4,76 тыс.т нефти, что привело к повышению коэффициента нефтеизвлечения на 1% за 1 год. За весь срок разработки нефтеизвлечение повысится от 0,43 до 0,50, т.е. на 7%.

Капитальные вложения на бурение боковых стволов составили 5 млн. руб. Ценность дополнительной нефти составила (при цене на нефть 2500 руб./т) 79,15 млн. руб. (за 10 лет). Среднегодовой экономический эффект составил 7,915 млн. руб. на скважину. Срок окупаемости затрат на бурение боковых стволов составил (с учетом налогов) 1 год. За все время эксплуатации скважин с боковым стволом была получена прибыль в размере 42,0 млн. руб.

Пример по второму варианту. Осуществление данного способа рассмотрим на примере конкретного участка нефтяного месторождения. Начали разбуривать участок месторождения. Пробурили скважины и пустили в эксплуатацию. Уточнили геологическое строение. Проектные скважины разместили на вершинах куполообразных поднятий даже и с нарушением равномерности проектной сетки скважин. Пробурили и пустили в эксплуатацию скважины. Законтурная вода начала вытеснять нефть. Образовались две застойные зоны из-за гравитационных сил. После полного разбуривания сетки скважин уточнили по данным пробуренных скважин местонахождение вершин куполообразных поднятий. С ближайших скважин пробурили боковые стволы в сторону уточненных вершин куполообразных поднятий, контролирующих месторождение. В ближайших скважинах и боковых стволах, размещенных на вершинах куполообразных поднятий, абсолютная отметка кровли продуктивного пласта по ближайшим скважинам ниже отметки подошвы продуктивного пласта в боковых стволах, поэтому вскрыли весь пласт. Пустили скважины с боковыми стволами в эксплуатацию. Подсчитали геологические и извлекаемые запасы нефти участка 500 и 215 тыс. т соответственно и застойных зон, введенных в разработку предлагаемым способом, 90 и 45 тыс. т.

Годовая добыча этих стволов составила 6,12 тыс. т нефти, что привело к повышению коэффициента нефтеизвлечения на 1,29% за 1 год.

Капитальные вложения на бурение боковых стволов составили 5 млн. руб. Ценность дополнительной нефти составила (при цене на нефть 2500 руб./т) 101,76 млн. руб. (за 10 лет). Среднегодовой экономический эффект составил 10,176 млн. руб. на скважину. Срок окупаемости затрат на бурение боковых стволов составил (с учетом налогов) 9 месяцев. За все время эксплуатации скважин с боковыми стволами была получена прибыль в размере 54,0 млн. руб.

Предлагаемые варианты способа разработки нефтяного месторождения позволяют увеличить нефтеизвлечение за счет добычи дополнительной нефти из застойных зон в вершинах куполообразных поднятий, контролирующих месторождение, благодаря совершенствованию системы разработки с учетом гравитационных сил.

1. Способ разработки нефтяного месторождения, включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, добычу нефти через добывающие скважины, выделение участков куполообразных поднятий, превышающих абсолютные отметки пласта, размещение на этих участках дополнительных скважин, отличающийся тем, что проектируют размещение скважин на вершинах куполообразных поднятий даже и с нарушением равномерности проектной сетки скважин, а после полного разбуривания сетки скважин и в случае уточнения по данным пробуренных скважин местонахождения вершин куполообразных поднятий бурят с ближайших скважин боковые стволы в сторону уточненных вершин куполообразных поднятий, контролирующих месторождение, причем в ближайших скважинах и боковых стволах, размещенных на вершинах куполообразных поднятий, вскрывают интервал продуктивного пласта между абсолютной отметкой кровли в этой скважине и абсолютной отметкой, соответствующей кровле в ближайшей скважине.

2. Способ разработки нефтяного месторождения, включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, добычу нефти через добывающие скважины, выделение участков куполообразных поднятий, превышающих абсолютные отметки пласта, размещение на этих участках дополнительных скважин, отличающийся тем, что проектируют размещение скважин на вершинах куполообразных поднятий даже и с нарушением равномерности проектной сетки скважин, а после полного разбуривания сетки скважин и в случае уточнения по данным пробуренных скважин местонахождения вершин куполообразных поднятий бурят с ближайших скважин боковые стволы в сторону уточненных вершин куполообразных поднятий, контролирующих месторождение, причем в ближайших скважинах и боковых стволах, размещенных на вершинах куполообразных поднятий, когда абсолютная отметка кровли продуктивного пласта по ближайшим скважинам ниже отметки подошвы продуктивного пласта в боковых стволах, вскрывают весь пласт.