Способ разработки нефтяной залежи


 


Владельцы патента RU 2580562:

Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к области нефтяной промышленности, а именно к способам разработки нефтяных месторождений с максимальным учетом текущих давлений разбуриваемого участка нефтяной залежи. Технический результат - повышение коэффициента извлечения нефти при уменьшении фонда скважин. По способу предусматривают бурение вертикальных и горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин по одной из известных проектных сеток с узлами в месте пересечений линий сетки для размещения скважин. Добычу продукции предусматривают из добывающих скважин при нагнетании рабочего агента в нагнетательные скважины. При этом выбирают редкую сетку скважин. В залежах с высокой зональной неоднородностью определяют зоны с пониженным на 20% от начального пластового давления залежи нефти до давления насыщения. По результатам бурения выявляют коллектор, не имеющий площадного распространения. По результатам гидродинамических исследований строят карту изобар, на которой выявляют области повышенных и пониженных пластовых давлений. Бурят многозабойные горизонтальные скважины в зонах с пониженным пластовым давлением из вертикальных скважин с разводом забоев на 70-180°. В зонах с повышенным пластовым давлением в направлении контура нефтеносности бурят наклонно-направленные и/или горизонтальные скважины малого диаметра, исходя из технических возможностей бурения. Бурят однозабойные или многозабойные горизонтальные добывающие скважины из выбранных узлов проектной сетки. При этом в близлежащие от устья многозабойной скважины узлы проектной сетки направляют забои многозабойной скважины. 1 з.п. ф-лы, 1 пр., 1 ил.

 

Изобретение относится к области нефтяной промышленности, а именно к способам разработки нефтяных месторождений с максимальным учетом текущих давлений разбуриваемого участка нефтяной залежи.

Сущность изобретения: выбирают редкую сетку, а в зонах с высокой зональной неоднородностью определяют зоны с пониженным на 20% от начального пластового давления залежи нефти до давления насыщения, исходя из технических возможностей бурения, бурят однозабойные или многозабойные горизонтальные добывающие скважины в выбранные узлы проектной сетки, причем забои многозабойной скважины направляют в близлежащие узлы проектной сетки.

После обводнения добываемой продукции в добывающей скважине ниже уровня рентабельности ее переводят под нагнетание рабочего агента (воды, химических реагентов и т.п.).

При этом значительно уменьшается количество бурящихся скважин, увеличивается объем дренируемых запасов и увеличивается коэффициент извлечения нефти (КИН).

Известен способ разработки нефтяных залежей путем закачки воды в нагнетательные скважины и отбора нефти из эксплуатационных скважин (Крейг Ф.Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении. - М.: Недра, 1974. - С. 65).

Недостатком данного способа является низкий КИН за счет увеличения фонда скважин и бурения при рядной сетке скважин с низким дебетом продукции.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи (патент RU №2451166, МПК Е21В 43/20, Е21В 43/30, опубл. 20.05.2012 г. в бюл. №14), включающий закачку рабочего агента через ряды нагнетательных скважин, отбор продукции через ряды добывающих скважин, уплотнение сетки добывающих скважин и перевод обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные. Уплотнение выполняют со второго от ряда нагнетательных скважин ряда добывающих скважин, при уплотнении из добывающих скважин второго ряда бурят боковые вертикальные и/или горизонтальные стволы с размещением забоев новых стволов в продуктивном пласте между первым и вторым рядами добывающих скважин равноудаленно от забоев соседних скважин, при толщине продуктивного пласта более 1,5 м в качестве бокового ствола бурят боковой горизонтальный ствол с длиной горизонтальной части в продуктивном пласте не менее 30 м, при толщине продуктивного пласта менее 1,5 м в качестве бокового ствола бурят боковой ствол с вертикальной частью в продуктивном пласте, по мере обводнения переходят к одновременно-раздельной эксплуатации скважин с боковыми стволами, причем по мере обводнения отключают или переводят под нагнетание обводнившиеся боковые стволы или сами скважины в зависимости от очередности обводнения, по мере обводнения второго ряда добывающих скважин уплотнение и эксплуатацию скважин проводят с третьего ряда аналогично работам со второго ряда, уплотнение центрального ряда добывающих скважин проводят в направлении обоих рядов нагнетательных скважин.

Недостатки данного способа: при уплотнении сетки по рядной системе разработки в высоконеоднородном коллекторе резко возрастает вероятность попадания в зоны отсутствия коллектора в межскважинном пространстве и снижение КИН.

Техническими задачами предлагаемого способа являются уменьшение проектного фонда скважин, повышение КИН за счет максимального охвата залежи нефти дренированием в зонах с повышенной зональной неоднородностью и высокой послойной неоднородностью в зонах с пониженным и повышенным пластовым давлением залежи нефти.

Технические задачи решаются способом разработки нефтяной залежи, включающие бурение вертикальных и горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин по одной из известных проектных сеток с узлами в месте пересечений линий сетки для размещения устьев скважин, добычу продукции из добывающих скважин и нагнетание рабочего агента в нагнетательные скважины. Выбирается редкая сетка, а в залежах с высокой зональной неоднородностью определяются зоны с пониженным на 20% от начального пластового давления залежи нефти до давления насыщения, по результатам бурения выявляют коллектор, не имеющий площадного распространения, а по результатам гидродинамических исследований строят карту изобар, на которой выявляют области повышенных и пониженных пластовых давлений, бурят многозабойные горизонтальные скважины, в зонах с пониженным пластовым давлением из вертикальных скважин с разводом забоев на 70-180°, в зонах с повышенным пластовым давлением в направлении контура нефтеносности бурят наклонно-направленные и/или горизонтальные скважины малого диаметра, исходя из технических возможностей бурения, бурят однозабойные или многозабойные горизонтальные добывающие скважины из выбранных узлов проектной сетки, причем забои многозабойной скважины направляют в близлежащие от ее устья узлы проектной сетки, в которых не располагают скважины. После обводнения добываемой продукции в добывающей скважине ниже уровня рентабельности ее переводят под нагнетание рабочего агента.

Анализ заявляемого способа с прототипом показывает, что предлагаемый способ отличается от известного тем, что сетку выбирают редкую, а в зонах с высокой зональной неоднородностью определяют зоны с пониженным на 20% от начального пластового давления залежи нефти до давления насыщения, исходя из технических возможностей бурения, бурят однозабойные или многозабойные горизонтальные добывающие скважины в выбранные узлы проектной сетки, причем забои многозабойной скважины направляют в близлежащие узлы проектной сетки увеличивая объем дренируемых запасов и увеличивая КИН.

После обводнения добываемой продукции в добывающей скважине ниже уровня рентабельности ее переводят под нагнетание рабочего агента.

На чертеже представлена схема осуществления способа разработки нефтяной залежи.

Производят бурение проектных скважин 1, 2, 3, 4, 5 по редкой сетке 6 с узлами 7 с расстоянием между скважинами 600-900 м. По результатам бурения определяют зоны коллектора 8, примыкающие к неколлектору, текущих нефтенасыщенных толщин (линзы коллектора), производят гидродинамические исследования в пробуренном фонде, замеряют пластовое давление, определяют зоны с границами 9 с высокой зональной неоднородностью с величиной текущей нефтенасыщенной толщины более 2 м и пониженным текущим пластовым давлением на 20% от начального пластового давления залежи нефти до давления насыщения, в которых исходя из технических возможностей бурения бурят размещенные в узлах 7 сетки 6 однозабойные 10 и/или горизонтальные скважины 11, и/или многозабойные горизонтальные скважины 12, 13 с разводом забоев на 70-180°, позволяющие объединить в одну скважину 12 или 13 максимальное количество проектных забоев 14 так, что забои 14 многозабойной скважины 12 или 13 направляют в близлежащие узлы 7 проектной сетки 6 с минимальным технически возможным количеством устьев скважин 12 или 13 в зависимости от применяемого инструмента и оборудования (на чертеже не показано).

В зоны с повышенной послойной неоднородностью, развития коллектора малой толщины (не более 2 м), с высоким пластовым давлением залежи, равным или большим начального пластового давления залежи, возможно бурение вертикальных, наклонно-направленных и/или горизонтальных скважин малого диаметра. Однозабойную добывающую скважину 10 в узлах 7 сетки 6 по мере обводнения продукции переводят под закачку вытесняющего агента.

Таким образом, в предлагаемом способе решается задача увеличения максимального дренирования залежи нефти при уменьшении количества бурящихся скважин, ввода в активную разработку недренируемых ранее зон с пониженным пластовым давлением залежи нефти на 20% от начального давления залежи до давления насыщения путем бурения многозабойных горизонтальных скважин и снижения риска преждевременного обводнения продукции скважин. В зонах малой толщины не более 2 м с высоким пластовым давлением залежи, в приконтурных областях возможно бурение вертикальных, наклонно направленных и/или горизонтальных скважин малого диаметра.

Способ позволяет при уменьшении количества бурящихся скважин повысить КИН за счет увеличения дренирования залежи нефти и добиться более равномерного вытеснения нефти агентом в зонах, примыкающих к неколлектору, линзах коллектора, целиках и зонах малой нефтенасыщенной толщины не более 2 м.

Пример конкретного выполнения.

Осуществление данного способа рассмотрим на примере участка залежи отложений терригенного карбона на глубине залегания 1200 м. Производят бурение участка нефтяной залежи по треугольной сетке с расстоянием 900 метров между проектными скважинами 1, 2, 3, 4, 5, осуществляют их обустройство и производят добычу нефти. В процессе эксплуатации производят замеры добычи нефти, воды, текущего пластового давления. Дебит добывающих скважин - до 37 т/сут. Первоначальная обводненность - до 10% от добываемой продукции. По результатам гидродинамических исследований начальное пластовое давление составляет 120 атм. Текущее пластовое давление в скважинах 2 и 3 составило 100 и 95 атм. соответственно, т.е. на 20% ниже начального, в направлении контура, в зону меньшей толщины (не более 2 м), пластовое давление увеличивается и в скважине 1 составляет 130 атм.

По результатам бурения уточняют геологическое строение залежи, коллекторские свойства нефтевмещающих пород, выявляют, что коллектор не имеет площадного распространения. Скважина 4 вскрыла аналог пласта-коллектора и из нее произвели зарезку бокового ствола в направлении развития коллектора.

По результатам гидродинамических исследований строят карту изобар, на которой выделяют области повышенных и пониженных пластовых давлений. Полученные результаты сопоставляют с данными геолого-гидродинамического моделирования с учетом текущих условий разработки.

С использованием полученной информации и с целью повышения дебита нефти и охвата дренированием из проектных вертикальных скважин 1-5 в зоне с пониженным пластовым давлением образуют многозабойные горизонтальные скважины 12 и 13 с различным количеством забоев, а в направлении контура нефтеносности - границе залежи нефти в зоне повышенных пластовых давлений, намечают бурение скважин малого диаметра (не показано).

Обустраивают скважины и вводят в эксплуатацию. Дебит многозабойной скважины 13 увеличился в 2,8 раза по отношению к окружающим вертикальным 1-5. Затраты на строительство скважин малого диаметра меньше затрат на строительство новой на 35%. Затраты на каждый боковой ствол составили 70% от стоимости строительства новой скважины, т.е. 25,2 млн. руб. Начальный дополнительный дебит по заявляемому способу составил 27-15,1 т/сут, дополнительная годовая добыча нефти на многозабойную скважину составила 15100 т, на один боковой ствол - 5569 т.

Учитывая, что за исследуемый период (10 лет) эксплуатации дополнительная добыча нефти по одной многозабойной скважине и одному боковому стволу составила 102000 т, при цене реализации нефти 11000 р. за тонну экономия составит:

Э=(Ц-С)×ΔQн=(11000-8500)×102000=255000000 р.=255 млн. р.

где ΔQн - дополнительная добыча нефти, т;

Ц - цена нефти, р./т;

С - себестоимость добычи одной тонны нефти, р./т.

Скважины малого диаметра в зоне развития коллектора с толщинами два и менее метра по мере обводнения продукции переводят под закачку вытесняющего агента.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи залежи и снижения затрат на уплотнение сетки скважин.

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий бурение вертикальных и горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин по одной из известных проектных сеток с узлами в месте пересечений линий сетки для размещения скважин, добычу продукции из добывающих скважин и нагнетание рабочего агента в нагнетательные скважины, отличающийся тем, что выбирают редкую сетку, а в залежах с высокой зональной неоднородностью определяют зоны с пониженным на 20% от начального пластового давления залежи нефти до давления насыщения, по результатам бурения выявляют коллектор, не имеющий площадного распространения, а по результатам гидродинамических исследований строят карту изобар, на которой выявляют области повышенных и пониженных пластовых давлений, бурят многозабойные горизонтальные скважины в зонах с пониженным пластовым давлением из вертикальных скважин с разводом забоев на 70-180°, в зонах с повышенным пластовым давлением в направлении контура нефтеносности бурят наклонно-направленные и/или горизонтальные скважины малого диаметра, исходя из технических возможностей бурения, бурят однозабойные или многозабойные горизонтальные добывающие скважины из выбранных узлов проектной сетки, причем в близлежащие от устья многозабойной скважины узлы проектной сетки направляют забои многозабойной скважины.

2. Способ разработки нефтяной залежи по п. 1, отличающийся тем, что после обводнения добываемой продукции в добывающей скважине ниже уровня рентабельности ее переводят под нагнетание рабочего агента.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородных по толщине слоистых трещинно-поровых карбонатных коллекторов с заводнением.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с естественной трещиноватостью, продуктивные коллекторы которых состоят из двух пропластков, совпадающих в структурном плане.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти, продуктивные коллекторы которых состоят из двух пропластков, совпадающих в структурном плане.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для разработки залежи высоковязкой нефти и битума путем нагревания. Способ разработки залежи высоковязкой нефти и битума включает разбуривание залежи скважинами с горизонтальными стволами, направленными параллельно друг другу.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке месторождения нефти, продуктивные пласты которого представлены терригенным типом коллектора и состоят из двух горизонтов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке чисто нефтяных залежей с низкопроницаемыми коллекторами. Способ разработки нефтяных низкопроницаемых залежей включает бурение добывающих и нагнетательных скважин по рядной системе разработки с проведением гидроразрыва пласта (ГРП) на всех скважинах.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для газификации угля. Комплекс включает подземный газогенератор, при этом отводящая скважина размещена в центре газифицируемого участка угля, а подающие скважины размещены вокруг нее по периферии газифицируемого участка угля.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи горизонтальными скважинами. Обеспечивает повышение коэффициента нефтеизвлечения продуктивного пласта и снижает скорость обводнения продукции добывающих скважин.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено в подземной газификации бурого угля в тонких и средней мощности пластах. Способ включает осушение угольного пласта, нагнетание в реакционный канал окислителя по вертикальным дутьевым скважинам, отсос из него продуктов газификации через газоотводящие скважины и минимизацию давления в реакционном канале.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке участков залежей нефти в карбонатных и терригенных коллекторах. Обеспечивает повышение охвата пласта вытеснением как по толщине, так и по площади, увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта и повышение темпов отбора нефти.

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, а именно к определению профиля закачки воды в нагнетательных скважинах. Технический результат - повышение точности определения профиля закачки с использованием нестационарной термометрии скважины.

Изобретение относится к области разработки нефтяных пластов с неколлекторской зоной путем вытеснения нефти с помощью нефтедобывающих и нагнетательных скважин. Технический результат - повышение эффективности разработки.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для повышения эффективности разработки низкопроницаемых продуктивных пластов.

Изобретение относится к области нефтедобычи, а именно к способу разработки нефтяного месторождения с учетом восстановления температурного фона пласта. Технический результат - повышение эффективности разработки за счет оптимизации эксплуатации нагнетательной скважины - снижения энергетических и трудовых затрат, связанных с закачкой текучей среды в нагнетательную скважину.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к области разработки нефтяной залежи в трещиноватых коллекторах с водонефтяными зонами. Технический результат - повышение нефтеотдачи за счет снижения обводненности добывающих скважин.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к разработке нефтяной залежи нефти в карбонатных и терригенных коллекторах вертикальными и многозабойными скважинами с горизонтальным окончанием.

Изобретение относится к добыче нефти и может быть применено для вытеснения нефти из нефтеносных пластов к добывающим скважинам. Программно-управляемая нагнетательная скважина содержит обсадную трубу, колонну насосно-компрессорных труб (НКТ), пакеры, устьевую запорно-перепускную арматуру, силовой насос с частотно-регулируемым электроприводом, газожидкостный эжектор-смеситель, емкость с поверхностно-активным веществом (ПАВ), дожимной насос и гидрозатвор, сообщающиеся трубопроводами, станцию управления, силовые кабеля, питающие насосы, и регулировочные клапаны, выполненные единым блоком телемеханической системы (ТМС) с возможностью программно-управляемого поддержания пластовых давлений с помощью управляющего контроллера с программным обеспечением и учета расхода рабочего агента посредством датчиков телеметрии и расходомера, размещенных в полостях гильз, параллельно расположенных в корпусе блока ТМС и связанных с контрольно-измерительными приборами на станции управления.

Изобретение относится к экстракции легких фракций нефти и/или топлива из природного битума из нефтеносного сланца и/или нефтеносных песков. В способе природный битум экстрагируют путем водной сепарации из нефтеносного сланца и/или нефтеносных песков при образовании твердого остатка, летучие углеводороды отгоняют из природного битума перегонкой, при этом остается нерастворимый нефтяной кокс, включающий до 10% серы, газообразные углеводороды от перегонки разделяют путем фракционной конденсации на легкие фракции нефти, сырую нефть и различные топлива.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородных по проницаемости залежей нефти. Технический результат - снижение водопритока к добывающим скважинам, повышение равномерности выработки запасов нефти, увеличение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородных по толщине слоистых трещинно-поровых карбонатных коллекторов с заводнением.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к способам и устройствам стимуляции пласта и призабойной зоны в целях повышения приемистости нагнетательных скважин. Технический результат - увеличение приемистости нагнетательных скважин за счет возможности использования пресной воды в терригенных коллекторах и обеспечения равномерного вытеснения нефти. По способу производят геофизические и гидродинамические исследования. По их результатам определяют текущее состояние призабойной зоны пласта нагнетательной скважины. Текущее состояние призабойной зоны пласта признают неудовлетворительным, если определенное текущее значение приемистости меньше допустимого предельного значения приемистости для работы нагнетательной скважины. Выполняют промывку призабойной зоны пласта объемом поверхностно-активного вещества - ПАВ, обеспечивающим оторочку, промывающую коллектор, при последующей закачке. Объем ПАВ определяют с учетом геологических параметров пласта, включающих в себя объем обрабатываемой зоны и коэффициент пористости пласта. Обеспечивают дозированную подачу ПАВ в течение заданного времени с учетом геологических параметров пласта, включающих в себя фильтрационно-емкостные параметры и технологический параметр среднесуточного объема закачки воды в скважину. Суточной объем дозы ПАВ не превышает 1% суточного объема закачки воды. Повторно производят геофизические и гидродинамические исследования. По их результатам определяют текущее состояние призабойной зоны пласта нагнетательной скважины. Если повторно определенное текущее значение приемистости больше допустимого предельного значения приемистости для работы нагнетательной скважины, то текущее состояние призабойной зоны пласта признают удовлетворительным. Если повторно определенное текущее значение приемистости меньше допустимого предельного значения приемистости для работы нагнетательной скважины, то производят корректировку дозы ПАВ и повторяют этап дозированной подачи ПАВ. Корректировка дозы ПАВ включает в себя этап, на котором осуществляют корректировку суточного объема дозы ПАВ и корректировку времени подачи. Время подачи следующей дозы ПАВ корректируют с учетом текущего радиуса призабойной зоны пласта, находящегося под влиянием ПАВ на некотором удалении от забоя нагнетательной скважины по аналитическому выражению. 9 з.п. ф-лы, 2 ил.
Наверх