Способ разработки мелких залежей и отдельных линз нефтяного месторождения

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке небольших залежей нефти пластового или массивного типа, тупиковых зон и линз. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: по способу проводят бурение вертикальных и горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин, бурение нагнетательных горизонтальных скважин параллельно контуру нефтеносности и/или линиям замещения коллектора и не менее 70 метров внутрь залежи от указанных линий в плане. Забой предыдущей скважины и точку входа в пласт последующей скважины размещают на расстоянии друг от друга не менее 50 м. Горизонтальный ствол бурят длиной не менее 2 расстояний утвержденной сетки скважин. Отбирают продукцию через добывающие скважины. Закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины. При снижении пластового давления ниже значений 80% от начального и/или при обводнении горизонтальных скважин, запущенных под добычу, более 90% переводят их под нагнетание, вытесняя нефть к центру залежи и от зон замещения на неколлектор в зону развития коллекторов. 1 пр., 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке небольших залежей нефти пластового или массивного типа, тупиковых зон и линз.

Известен способ разработки нефтяного месторождения, согласно которому бурят проектное число нагнетательных и добывающих скважин. Заводняют пласт и извлекают нефть на поверхность с последующим бурением дополнительных скважин, учитывающих объемную неоднородность пласта. Осуществляют доразработку месторождения с одновременным поиском и добычей остаточных запасов путем бурения горизонтальных и боковых стволов из скважин, вышедших в тираж из-за технических и технологических причин. Боковые стволы бурят в направлении той из соседних окружающих скважин, которая имеет также технологические показатели эксплуатации, при которых ее водонефтяной фактор к моменту одинакового обводнения окружающих скважин был бы максимальным (Патент РФ №2172395, опубл. 20.08.2001).

Известный способ не позволяет разрабатывать месторождение с достижением высокой нефтеотдачи.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки неоднородного нефтяного месторождения, который предусматривает бурение проектного числа нагнетательных и добывающих скважин, заводнение и извлечение нефти на поверхность с последующим бурением дополнительных скважин, учитывающих объемную неоднородность пласта, которую определяют по результатам эксплуатации месторождения и моделированием. Дополнительные скважины бурят с горизонтальным стволом или бурят горизонтальные стволы из старых скважин, причем горизонтальные стволы проводят по линии, соединяющей застойные целики нефти, а при наличии зон замещения, линз, тупиковых зон или зон с низкими коллекторскими свойствами - по линии, соединяющей эти зоны (Патент РФ №2101475, опубл. 10.01.1998 - прототип).

Способ не позволяет охватить всю залежь нефти воздействием, вследствие чего нефтеотдача залежи остается на невысоком уровне.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки мелких залежей и отдельных линз нефтяного месторождения, включающем бурение вертикальных и горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин, отбор продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, согласно изобретению бурение нагнетательных горизонтальных скважин выполняют параллельно контуру нефтеносности и/или линиям замещения коллектора и не менее 70 м внутрь залежи от указанных линий в плане, забой предыдущей скважины и точку входа в пласт последующей скважины размещают на расстоянии друг от друга не менее 50 м, горизонтальный ствол бурят длиной не менее 2 расстояний утвержденной сетки скважин, при снижении пластового давления ниже значений 80% от начального и/или при обводнении горизонтальных скважин, запущенных под добычу, более 90% переводят их под нагнетание, вытесняя нефть к центру залежи и от зон замещения на неколлектор в зону развития коллекторов.

Сущность изобретения

Известные способы разработки мелких залежей и отдельных линз нефтяного месторождения не позволяют охватить всю залежь нефти воздействием, не позволяют максимально вытеснить нефть к добывающему фонду скважин без потерь, предотвратить отток за контур нефтеносности нефти и вытесняющего агента и таким образом добиться высокой нефтеотдачи залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.

При разработке мелких залежей и отдельных линз нефтяного месторождения ведут бурение вертикальных и горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин, отбор продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Бурение нагнетательных горизонтальных скважин выполняют параллельно контуру нефтеносности и/или линиям замещения коллектора и не менее 70 метров внутрь залежи от указанных линий в плане. Забой предыдущей скважины и точку входа в пласт последующей скважины размещают на расстоянии друг от друга не менее 50 м. Этим обеспечивают отсутствие прорывов нагнетаемого агента за контур нефтеносности в водоносную область. Горизонтальный ствол бурят длиной не менее 2 расстояний утвержденной сетки скважин. Производят исследования по определению текущего пластового давления в зоне отбора. При снижении пластового давления ниже значений 80% от начального и/или при обводнении горизонтальных скважин, запущенных под добычу, более 90% переводят их под нагнетание, вытесняя нефть к центру залежи и от зон замещения на неколлектор в зону развития коллекторов.

На фиг.1 представлена схема размещения добывающих и нагнетательных скважин на залежи.

Залежь разбуривают по проектной сетке добывающими вертикальными и горизонтальными скважинами, осуществляют добычу нефти через добывающие скважины;

бурят нагнетательные вертикальные нагнетательные скважины. Бурят горизонтальные нагнетательные скважины параллельно контуру нефтеносности и/или линиям замещения коллектора (внешнего контура водонефтяного контакта (ВНК) или внутреннего контура ВНК) и не менее величины L=70 м внутрь залежи от указанных линий в плане. Бурение горизонтальных нагнетательных скважин проводят так, чтобы при бурении предыдущей горизонтальной скважины, например скважины 1, оставалось расстояние в плане, позволяющее изменить азимут бурения следующей горизонтальной нагнетательной скважины, например, 2 так, чтобы забой предыдущей перекрыл точку входа в пласт последующей на расстояние R не менее 50 метров. Этим обеспечивается отсутствие прорывов нагнетаемого агента за контур нефтеносности в водоносную область, вытеснение нефти к центру залежи и от зон замещения в зону развития коллекторов. Длину горизонтального ствола выполняют не менее 2 расстояний утвержденной сетки скважин, не исключая возможности использования нагнетательных горизонтальных скважин на начальном этапе в качестве добывающих. Уточняют геологическое строение залежи, коллекторские свойства. Полученные результаты сопоставляют с данными геолого-гидродинамического моделирования с учетом текущих условий разработки производят исследования по определению текущего пластового давления в зоне отбора.

С использованием полученной информации при снижении пластового давления ниже значений 80% от начального или при обводнении нагнетательных горизонтальных скважин, запущенных под добычу, до 90% согласно предлагаемому способу переводят их под нагнетание, вытесняя нефть к центру залежи и от зон замещения в зону развития коллекторов, предотвращая отток нефти за контур нефтеносности в водоносную область и максимально охватывая залежь дренированием.

Производят закачку вытесняющей жидкости в нагнетательные скважины и добычу продукции из добывающих скважин. В процессе эксплуатации производят замеры добычи нефти, воды и закачки.

Пример конкретного выполнения

Осуществление данного способа рассмотрим на примере залежи небольшого размера 2,25×1,750 км в отложениях терригенного карбона на глубине залегания 1070 м. Залежь разбуривают вертикальными, наклонно-направленными и горизонтальными скважинами по проектной сетке с расстоянием между скважинами 300 метров. Нагнетательные горизонтальные скважины бурят параллельно контуру и в 75 метрах от него в плане с перекрытием забоями предыдущей точек входа в пласт последующих, обеспечивая при разработке отсутствие прорывов нагнетаемого агента за контур нефтеносности в водоносную область. Длина горизонтального ствола составляет 750 метров, то есть 2,5 расстояния утвержденной сетки скважин. Согласно способу осваивают горизонтальные нагнетательные скважины как добывающие. Осуществляют обустройство. По результатам бурения уточняют геологическое строение залежи, коллекторские свойства нефтевмещающих пород. Коллектор имеет площадное распространение. Полученные результаты сопоставляют с данными геолого-гидродинамического моделирования с учетом текущих условий разработки. В процессе эксплуатации производят замеры добычи нефти, воды и закачки. Средний дебит добывающих вертикальных и наклонно-направленных скважин (ВС) составляет в среднем 15 т/сут, нагнетательной горизонтальной №4, запущенной под добычу - 27,6 т/сут, средняя обводненность продукции 3,5%.

Через три года разработки обводненность горизонтальной нагнетательной скважины, запущенной под добычу (ГС) №4, увеличилась до 92%. Скважину запустили под закачку. Приемистость нагнетательной скважины №4 - 100 м³/сут, то есть в два раза больше средней приемистости по ВС. Давление в зоне отбора по скважине №16 повысилось до 9,6 МПа. Дебит добывающей ВС №16 первого ряда вырос с 15 до 23 т/сут, обводненность до 10%.

Накопленная добыча нефти по нагнетательной ГС №4 за три года эксплуатации в качестве добывающей составила 9,8 тыс.т. Причем затраты на строительство горизонтальной скважины (ГС) составили 143% от стоимости строительства обычной наклонно-направленной скважины (ВС), то есть 24,3 млн руб. Экономия на строительстве шести нагнетательных ГС вместо девяти ВС составила 7,2 млн руб. Начальный дополнительный суточный дебит по способу в среднем составил 8,0 т/сут, дополнительная годовая добыча ВС №16 в среднем равна 2,72 тыс.т, за три года разработки без поддержания пластового давления - 7,8 тыс.т, за семь лет после освоения закачки с учетом падения - 14,5 тыс.т. Экономия по способу складывается из оценки технологического эффекта по добыче на одну ВС №16 за 7 лет, которая составила 14,5 тыс.т, накопленная добыча за три года ГС, запущенной под добычу, - 14,2 тыс.т и экономия на строительство одной ГС №4 - 8,5 тыс. руб.

Оценка технологического эффекта:

Э=(Ц-С)∙ΔQн+ΔЦс=(9,0-5,8)∙28,7+26,7=118,54 млн руб.,

где ΔQн - дополнительная добыча нефти, тыс. т,

Ц - цена нефти 9,0 тыс. руб./т,

С - себестоимость добычи одной тонны нефти, тыс. руб./тонну 5,8 тыс.руб./тонну;

Цс - разница цен на строительство одной ГС, заменяющей три ВС.

Расчет нефтеотдачи залежи показал, что при применении предложенного способа достигается нефтеотдача залежи 66% (по прототипу - 48%).

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.

Способ разработки мелких залежей и отдельных линз нефтяного месторождения, включающий бурение вертикальных и горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин, отбор продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отличающийся тем, что бурение нагнетательных горизонтальных скважин выполняют параллельно контуру нефтеносности и/или линиям замещения коллектора и не менее 70 м внутрь залежи от указанных линий в плане, забой предыдущей скважины и точку входа в пласт последующей скважины размещают на расстоянии друг от друга не менее 50 м, горизонтальный ствол бурят длиной не менее 2 расстояний утвержденной сетки скважин, при снижении пластового давления ниже значений 80% от начального и/или при обводнении горизонтальных скважин, запущенных под добычу, более 90% переводят их под нагнетание, вытесняя нефть к центру залежи и от зон замещения на неколлектор в зону развития коллекторов.