Способ разработки неоднородного нефтяного месторождения

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к области разработки нефтяных месторождений, и может быть использовано для повышения нефтеотдачи пластов неоднородных нефтяных месторождений. Обеспечивает повышение эффективности разработки неоднородного нефтяного месторождения и одновременное снижение затрат на строительство дополнительных новых скважин. Сущность изобретения: способ включает бурение нагнетательных и добывающих скважин, заводнение пласта и извлечение нефти на поверхность, уточнение геологического строения по результатам бурения и моделирования. Из старых добывающих и нагнетательных скважин, ближайших к зоне с высокой проницаемостью пласта и расположенных в зоне с низкой проницаемостью пласта, бурят горизонтальные стволы, направленные в сторону зон с высокой проницаемостью пласта. После чего из этих горизонтальных стволов в зоне с высокой проницаемостью пласта бурят боковые стволы и эксплуатируют эти скважины как добывающие до снижения дебита нефти ниже экономической рентабельности. Затем эти скважины переводят в нагнетательные. Из скважин, расположенных в зоне с низкой проницаемостью пласта и наиболее отдаленных от зон с высокой проницаемостью пласта, бурят горизонтальные стволы, охватывающие по периметру зону с высокой проницаемостью пласта, и эксплуатируют эти скважины как нагнетательные. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к области разработки нефтяных месторождений, и может быть использовано для повышения нефтеотдачи пластов неоднородных нефтяных месторождений.

Известен способ разработки нефтяной залежи (патент RU №2266397, МПК Е21В 43/20, опубл. в бюл. №35 от 20.12.2005 г.), включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины, перевод добывающей скважины в нагнетательную, причем среди добывающих скважин выбирают по крайней мере одну скважину в ряду, равноудаленную от рядов нагнетательных скважин, имеющую наименьший дебит по сравнению с другими добывающими скважинами данного участка пласта, выбранную скважину переводят в нагнетательную, при этом до перевода выполняют очистку призабойной зоны этой скважины и одновременно с закачкой рабочего агента через эту дополнительную нагнетательную скважину осуществляют вибровоздействие на данный участок пласта, при этом суммарное увеличение отбора нефти из добывающих скважин данного участка пласта применяют равным объему рабочего агента, закачиваемого в дополнительную нагнетательную скважину.

Недостатком данного способа является сложность его осуществления, связанная с тем, что до перевода скважины в нагнетательную выполняют очистку призабойной зоны пласта этой скважины, а после ее перевода в нагнетательную одновременно с закачкой через нее рабочего агента осуществляют вибровоздействие на данный участок пласта, причем для осуществления вибровоздействия необходимо дополнительное оборудование, например гидравлический вибратор.

Наиболее близким по достигаемому результату является способ разработки неоднородного нефтяного месторождения (патент RU №2259474, МПК Е21В 43/20, опубл. в бюл. №24 от 27.08.2005 г.), включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин, заводнение пласта и извлечение нефти на поверхность, уточнение геологического строения по результатам бурения и моделирования и бурение дополнительных скважин с горизонтальным стволом или горизонтальных стволов из старых скважин, при этом определяют расположение границ зон замещения коллекторов, дополнительно рассчитывают количество неподвижной нефти, сосредоточенной вблизи зон замещения коллекторов, затем осуществляют бурение горизонтальных стволов из старых скважин, расположенных вблизи границ зон замещения коллекторов, и/или новых скважин с горизонтальным стволом в этой зоне, причем горизонтальные стволы бурят в направлении, перпендикулярном границе зоны замещения.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, возможность ошибочного расчета количества подвижной нефти, сосредоточенного вблизи зон замещения коллекторов. Кроме того, для эффективной разработки месторождения по предложенному способу горизонтальные стволы необходимо бурить точно в направлении, перпендикулярном границе зоны замещения. Отклонение от перпендикулярного направления может привести к снижению эффективности разработки месторождения;

- во-вторых, строительство дополнительных скважин ведет к дополнительным материальным и финансовым затратам, необходимым для осуществления данного способа.

Задачей изобретения является повышение эффективности разработки неоднородного нефтяного месторождения и одновременное снижение затрат на строительство дополнительных новых скважин.

Поставленная задача решается способом разработки неоднородного нефтяного месторождения, включающим бурение нагнетательных и добывающих скважин, заводнение пласта и извлечение нефти на поверхность, уточнение геологического строения по результатам бурения и моделирования, а также бурение горизонтальных стволов из старых добывающих и нагнетательных скважин.

Новым является то, что определяют расположение границ зон различной проницаемости пластов, после чего из старых скважин ближайших к зоне с высокой проницаемостью пласта и расположенных в зоне с низкой проницаемостью пласта бурят горизонтальные стволы, направленные в сторону зон с высокой проницаемостью пласта, затем из этих горизонтальных стволов в зоне с высокой проницаемостью пласта бурят боковые стволы и эксплуатируют эти скважины как добывающие до снижения дебита нефти ниже экономической рентабельности, после чего их переводят в нагнетательные, а из скважин, расположенных в зоне с низкой проницаемостью пласта и наиболее отдаленных от зон с высокой проницаемостью пласта, бурят горизонтальные стволы, охватывающие по периметру зону с высокой проницаемостью пласта, и эксплуатируют эти скважины как нагнетательные.

На чертеже изображена схема осуществления предлагаемого способа разработки неоднородного нефтяного месторождения.

Пример конкретного осуществления способа.

Участок неоднородного нефтяного месторождения разбуривают проектной сеткой добывающих и нагнетательных скважин. Производят закачку воды в нагнетательные скважины и добычу нефти из добывающих скважин.

Уточняют геологическое строение участка неоднородного нефтяного месторождения по результатам бурения и производят моделирование неоднородного нефтяного месторождения с использованием математических моделей двухфазной фильтрации в двумерной области, при этом определяют расположение границ зон различной проницаемости (высокой 1 - более 0,1 мкм; низкой 2 - ниже 0,01 мкм) пласта 3.

Из старых добывающих и нагнетательных скважин, расположенных в зоне с низкой 2 проницаемостью пласта 3, и наиболее отдаленных от зон с высокой 1 проницаемостью пласта 3 бурят горизонтальные стволы 4', охватывающие по периметру зону с высокой 1 проницаемостью пласта 3, и эксплуатируют их как нагнетательные скважины.

Из ближайших к зоне с высокой 1 проницаемостью пласта 3 старых добывающих или нагнетательных скважин, расположенных в зоне с низкой 2 проницаемостью пласта 3, бурят горизонтальные стволы 4'', направленные в сторону зон с высокой 1 проницаемостью пласта 3, после чего из этих горизонтальных стволов 4'' в зоне с высокой 1 проницаемостью пласта 3 бурят боковые стволы 5 и эксплуатируют их как добывающие скважины до снижения дебита нефти ниже экономической рентабельности, определяемой разностью доходов и расходов, то есть разностью между стоимостью добываемой нефти из данной скважины, определяемая исходя из цен на нефть и дебита скважины, и расходами на ее добычу, транспортировку, переработку, хранение и т.д.

Далее эти добывающие скважины переводят в нагнетательные скважины, причем старые скважины, из которых не были пробурены горизонтальные стволы (4' или 4''), эксплуатируются как добывающие и нагнетательные скважины, как и первоначально.

Предлагаемый способ разработки неоднородного нефтяного месторождения позволяет более эффективно (до 30%) разрабатывать неоднородные пласты и снизить материальные затраты за счет исключения дополнительного строительства новых скважин.

Способ разработки неоднородного нефтяного месторождения, включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин, заводнение пласта и извлечение нефти на поверхность, уточнение геологического строения по результатам бурения и моделирования, а также бурение горизонтальных стволов из старых скважин, отличающийся тем, что определяют расположение границ зон различной проницаемости пластов, после чего из старых скважин, ближайших к зоне с высокой проницаемостью пласта и расположенных в зоне с низкой проницаемостью пласта, бурят горизонтальные стволы, направленные в сторону зон с высокой проницаемостью пласта, затем из этих горизонтальных стволов в зоне с высокой проницаемостью пласта бурят боковые стволы и эксплуатируют эти скважины как добывающие до снижения дебита нефти ниже экономической рентабельности, после чего их переводят в нагнетательные, а из скважин, расположенных в зоне с низкой проницаемостью пласта и наиболее отдаленных от зон с высокой проницаемостью пласта, бурят горизонтальные стволы, охватывающие по периметру зону с высокой проницаемостью пласта, и эксплуатируют эти скважины как нагнетательные.