Способ разработки многопластовых залежей нефти

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовой залежи нефти, пласты которой совпадают в структурном плане. Технический результат - повышение нефтеотдачи многопластовых нефтяных залежей. На первоначальном этапе залежь разбуривают добывающими скважинами по треугольной или квадратной сетке. Вторичное вскрытие осуществляют по одному из пластов с большими нефтенасыщенными толщинами - основному пласту. После периода не более чем десять лет, залежь уплотняют бурением скважин с диаметром, меньшим по сравнению с пробуренными ранее в 1,1-1,5 раза. При этом для вертикальных и наклонно-направленных скважин уплотняют сетку скважин в 3-5 раз. Для скважин с горизонтальным окончанием расстояние между стволами уменьшают в 1,5-3,0 раза. Одновременно не менее чем в 20% скважинах, пробуренных на первоначальном этапе, приобщают другие пласты посредствам оборудования для одновременно-раздельной добычи. После снижения пластового давления по какому-либо из пластов в среднем более чем на 50% от первоначального переводят под нагнетание рабочего агента не более половины эксплуатирующих данный пласт скважин из числа пробуренных на первоначальном этапе. При этом для двух и более пластов нагнетание рабочего агента осуществляют с применением оборудования для одновременно-раздельной закачки или одновременно-раздельной добычи и закачки. В качестве рабочего агента используют сточную или пресную воду с чередованием закачки оторочек воды с pH более 7, составляющих 5-10% от общего объема закачки по залежи. 2 ил., 3 пр.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовой залежи нефти, пласты которой совпадают в структурном плане.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий разработку залежи системой вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, бурение дополнительных стволов из вертикальных скважин, закачку рабочего агента через дополнительные стволы нагнетательных скважин и отбор продукции через дополнительные стволы добывающих скважин. Согласно известному способу, для вовлечения в разработку низкопроницаемых зон залежи обеспечивают вертикальные потоки пластовых флюидов, для чего в качестве дополнительных стволов из вертикальных нагнетательных скважин бурят пологонаклонные стволы в верхней части продуктивного пласта, из вертикальных добывающих скважин бурят пологовосстающие стволы в нижней части продуктивного пласта, проводят мероприятия по исключению нагнетания рабочего агента через вертикальные стволы нагнетательных скважин и отбору продукции через вертикальные стволы добывающих скважин, для чего в интервалы перфорации закачивают изоляционные материалы, в качестве рабочего агента через пологонаправленные стволы нагнетательных скважин в верхнюю часть продуктивного пласта закачивают теплоноситель, через пологовосстающие стволы добывающих скважин из нижней части продуктивного пласта отбирают продукцию, при этом закачку теплоносителя проводят в режиме, определяемом степенью прогрева продуктивного пласта, а отбор продукции производят при максимальной депрессии на продуктивный пласт с поддержанием уровня жидкости в добывающих скважинах на минимальном уровне таким образом, что заставляют разогретую нефть стекать по пологовосстающим стволам к вертикальным добывающим скважинам (патент РФ №2274741, кл. Е21В 43/24, опубл. 20.04 2006).

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки залежи нефти массивного типа с послойной неоднородностью, включающий разработку вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, построенных по сетке скважин, строительство дополнительных пологонаправленных стволов, закачку агента в добывающие скважины и отбор продукции из добывающих скважин. Согласно изобретению пологонаклонные стволы бурят из дополнительных нагнетательных и добывающих скважин диаметром долота 144 мм, которые бурят с поверхности с уплотнением сетки до 1-4 га/скв., причем пологонаправленные стволы бурят поперек трещиноватости пласта длиной, равной 2-3 толщинам пласта, с последующей обсадкой стволов и вторичным вскрытием продуктивного пласта, после чего перед запуском дополнительных скважин в работу в обводнившихся пропластках пласта производят из их пологонаправленных стволов водоизоляционные работы, а в нефтеносных - кислотную обработку (патент РФ №2439298, кл. Е21В 43/16, опубл. 10.01.2012 - прототип).

Общим недостатком известных способов является невысокий коэффициент нефтеизвлечения (КИН) в связи с недостаточным охватом пласта как по толщине, так и по площади, а также низкой эффективностью заводнения.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи многопластовых нефтяных залежей.

Задача решается тем, что в способе разработки многопластовых залежей нефти, включающем бурение скважин с последующим уплотнением сетки скважин, бурение скважин малым диаметром, применение оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин, согласно изобретению на первоначальном этапе залежь разбуривают добывающими скважинами по треугольной или квадратной сетке, вторичное вскрытие осуществляют по одному из пластов с большими нефтенасыщенными толщинами - основному пласту, после периода не более чем десять лет, залежь уплотняют бурением скважин с диаметром, меньшим по сравнению с пробуренными ранее в 1,1-1,5 раза, при этом для вертикальных и наклонно-направленных скважин уплотняют сетку скважин в 3-5 раз, а для скважин с горизонтальным окончанием расстояние между стволами уменьшают в 1,5-3,0 раза, одновременно не менее чем в 20% скважинах, пробуренных на первоначальном этапе, приобщают другие пласты посредствам оборудования для одновременно-раздельной добычи, после снижения пластового давления по какому-либо из пластов в среднем более чем на 50% от первоначального, переводят под нагнетание рабочего агента не более половины эксплуатирующих данный пласт скважин из числа пробуренных на первоначальном этапе, причем для двух и более пластов нагнетание рабочего агента осуществляют с применением оборудования для одновременно-раздельной закачки или одновременно-раздельной добычи и закачки, в качестве рабочего агента используют сточную или пресную воду с чередованием закачки оторочек воды с pH более 7 д.ед., составляющих 5-10% от общего объема закачки по залежи.

Сущность изобретения

На нефтеотдачу многопластовой нефтяной залежи существенное влияние оказывает эффективность создаваемой системы разработки, направленной на выработку запасов всех пластов с максимальными коэффициентами охвата и вытеснения. Существующие технические решения не в полной мере позволяют эффективно разрабатывать такие залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи многопластовых нефтяных залежей. Задача решается следующим образом.

На фиг. 1 представлено схематическое изображение нефтяной залежи в плане с размещением скважин. На фиг. 2 представлено схематическое изображение нефтяной залежи в разрезе по линии А-А с размещением скважин. Обозначения: 1 - нефтяная залежь, 2 - верхний нефтенасыщенный пласт, 3 - нижний нефтенасыщенный пласт, 4-10 - скважины, бурящиеся на первоначальном этапе разработки, 11-16 - уплотняющие скважины малого диаметра, ВНК - водо-нефтяной контакт.

Способ реализуют следующим образом.

Нефтяную многопластовую залежь, пласты которой совпадают в структурном плане, разбуривают вертикальными и/или наклонно-направленными добывающими скважинами по треугольной или квадратной сетке. Бурением вскрывают все пласты, однако, вторичное вскрытие осуществляют по одному из пластов с большими нефтенасыщенными толщинами (основной пласт), что позволяет получать более высокие дебиты на начальном этапе и уменьшить срок окупаемости бурения скважин.

После периода эксплуатации пробуренных скважин, не превышающего 10 лет, залежь уплотняют бурением скважин с диаметром, меньшим по сравнению с пробуренными ранее в 1,1-1,5 раза. Для вертикальных и наклонно-направленных скважин уплотняют сетку скважин в 3-5 раз, а для скважин с горизонтальным окончанием расстояние между стволами уменьшают в 1,5-3,0 раза. При этом не менее чем в 20% скважинах, пробуренных ранее, приобщают посредствам оборудования для одновременно-раздельной добычи (ОРД) другой пласт.

Согласно исследованиям для большинства нефтяных залежей при эксплуатации скважин более десяти лет, последующее уплотнение сетки скважин приводит к более низкому КИН, чем при уплотнении до 10 лет, что связано с выработкой запасов нефти, чаще всего неравномерной. Уплотнение сетки скважин повышает охват пласта по площади. Расчеты показывают, что при уплотнении сетки скважин менее чем в 1,5 раза, не достигается необходимый охват пласта, а уплотнение более чем в 3,0 раза - экономически нерентабельно. Меньший диаметр скважин позволяет снизить затраты на капитальные вложения, а применение ОРД - выработать запасы по всем пластам и повысить охват пластов по толщине. Причем, если переводить на ОРД менее 20% ранее пробуренного фонда, то согласно расчетам выработка остальных пластов (не основного) оказывается низкой, что приводит к невысоким значениям КИН залежи. Уменьшение диаметра уплотняющих скважин более, чем в 1,5 раза снижает темпы отбора нефти и затрудняет проведение ремонтных работ в стволе скважин.

Следует отметить, что большинство многопластовых нефтяных залежей имеют основной пласт, где сосредоточено большее количество запасов, и от одного до трех меньших пластов. Современное развитие технологии одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) позволяет разрабатывать раздельно до четырех пластов. Более четырех пластов встречается редко и чаще всего пятый и последующие пласты имеют очень низкие толщины и худшие геолого-физические характеристики, либо значительно меньшие площадные размеры, что значительно снижает экономическую рентабельность совместной разработки с основной залежью, поэтому их разработку оставляют на самый последний момент, после выработки основных пластов, либо не осуществляют вовсе.

После снижения пластового давления в процессе разработки по какому-либо из пластов в среднем более чем на 50% от первоначального, переводят под нагнетание рабочего агента не более половины эксплуатирующих данный пласт скважин из числа пробуренных на первоначальном этапе. Для двух и более пластов нагнетание рабочего агента осуществляют с применением оборудования для одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) и/или одновременно-раздельной добычи и закачки (ОРДиЗ).

Согласно исследованиям, если пластовое давление в среднем по залежи снижается более чем на 50% от первоначального, то последующая система заводнения не позволяет достигать необходимой эффективности, что приводит к невысоким значениям КИН. Более половины фонда скважин, эксплуатирующих пласт, по которому предусматривают заводнение, переводить под нагнетание нецелесообразно, т.к. нефтеотдача залежи, согласно расчетам, оказывается ниже. В связи с тем, что скважины, пробуренные на начальном этапе, имеют больший диаметр, чем уплотняющие, они пригодны для использования оборудования ОРЗ и/или ОРДиЗ, применение которых для многопластовых залежей экономически привлекательно.

В качестве закачиваемой используют сточную или пресную воду с чередованием закачки оторочек воды с pH более 7 д.ед., составляющих 5-10% от общего объема закачки по залежи. Согласно исследованиям, более щелочная вода с pH свыше 7 д.ед. лучше отмывает «нефть» из пор коллектора. При этом закачка такой воды в постоянном режиме или объемом более 10% от общего объема закачки экономически не оправдана. Закачка оторочками с последующим проталкиванием пластовой, сточной или пресной водой позволяет добиться необходимой эффективности. Закачка щелочной воды объемом менее 5% от общего объема закачки не позволяет получить увеличение КИН за счет повышения отмыва нефти из пор.

Скважины с малым диаметром, после их обводнения до 98%, либо падения дебита нефти ниже рентабельного, переводят под закачку по данному пласту или для выработки остаточных запасов по другим пластам.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи.

Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи многопластовых нефтяных залежей.

Примеры конкретного выполнения способа

Пример 1. Нефтяную залежь 1 (фиг. 1), представленную двумя пластами 2 и 3, совпадающими в структурном плане, разбуривают семью вертикальными добывающими скважинами 4-10 с диаметром 168 мм по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 300 м. Плотность сетки скважин составляет 11,7 га/скв. Пласты 2 и 3 отличаются по площади незначительно. Бурением вскрывают все пласты, однако, вторичное вскрытие осуществляют по нижнему пласту 3.

Верхний терригенный пласт 2 (фиг. 2) имеет среднюю эффективную нефтенасыщенную толщину 8 м и залегает на глубине 1050 м, средняя проницаемость составляет 200 мД, пористость 20%, начальное пластовое давление 10 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях 45 мПа·с. Нижний карбонатный пласт 3 имеет среднюю эффективную нефтенасыщенную толщину 28 м, средняя проницаемость составляет 120 мД, пористость 16%, начальное пластовое давление 11 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях 30 мПа·с. Водо-нефтяной контакт (ВНК) расположен на глубине 1110 м.

После 10 лет эксплуатации нижнего пласта 3 пробуренными скважинами 4-10 залежь уплотняют бурением вертикальных добывающих скважин 11-16 с диаметром 114 мм (меньшим в 1,5 раза). Причем скважины 11-16 размещают в центрах треугольных элементов. Например, в центре равнобедренного треугольника, образованного скважинами 8, 9, 10, размещают скважину 12 с меньшим диаметром. Таким образом, расстояние между новыми скважинами 11-16 и пробуренными ранее 4-10 составляет 150 м, а плотность сетки скважин - 2,9 га/скв. (т.е. уплотняется в 4 раза).

Во всех ранее пробуренных скважинах 4-10 (т.е. в 100%) приобщают посредствам оборудования для ОРД верхний пласт 2.

После 12 лет с начала разработки пластовое давление по нижнему пласту 3 снижается до 5,5 МПа (т.е. на 50% от первоначального), а по верхнему 2 - до 8 МПа (т.е. на 20% от первоначального). Переводят под нагнетание скважины 4, 6, 8 (т.е. 43% скважин, пробуренных на первоначальном этапе). Нагнетание осуществляют по обоим пластам 2 и 3 с применением оборудования для ОРЗ.

В качестве закачиваемой используют сточную воду. Закачку ведут с постоянным расходом воды. С периодом 3 сут. каждый месяц (т.е. 10% от общего объема закачки по залежи) закачивают оторочки воды с pH 7 д.ед.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Залежь имеет несколько другие геолого-физические характеристики, размеры и три пласта. Разбуривают по неравномерной четырехугольной сетке вертикальными скважинами с диаметром 168 мм основной пласт. После 5 лет эксплуатации залежь уплотняют в 3 раза бурением наклонно-направленных добывающих скважин с диаметром 146 мм (меньшим в 1,15 раза). В 20% из ранее пробуренных скважин приобщают посредствам оборудования для ОРД два других пласта. После 10 лет с начала разработки пластовое давление по основному пласту снижается на 50% от первоначального, а по остальным - на 10%. Половину скважин, пробуренных на первоначальном этапе и эксплуатирующих основной пласт, переводят под нагнетание по этому же пласту, причем по другим пластам в этих же скважинах осуществляют отбор с помощью оборудования для ОРДиЗ.

Пример 3. Выполняют как пример 1. Залежь имеет иные геолого-физические характеристики и размеры. Разбуривают основной пласт по неравномерной треугольной сетке наклонно-направленными скважинами, также в зонах максимальных толщин бурят горизонтальные и многозабойные горизонтальные скважины. Многозабойные горизонтальные скважины вскрывают оба пласта. После 7 лет эксплуатации вертикальные скважины уплотняют в 5 раз. Бурением дополнительных горизонтальных добывающих скважин, с параллельным расположением стволов, уменьшают расстояние между стволами в 3 раза. Бурением дополнительных многозабойных горизонтальных добывающих скважин, стволы которых размещают в разных пластах, добиваются уменьшения расстояния между стволами в 1,5 раза. В последующем после внедрения заводнения на залежи в качестве закачиваемой используют пресную воду. Закачку ведут с постоянным расходом воды. С периодом 1,5 сут. каждый месяц (т.е. 5% от общего объема закачки по залежи) закачивают оторочки воды с pH 9 д.ед.

В результате разработки, которое ограничили обводнением залежи 1 до 98%, было добыто 1062 тыс.т нефти, КИН составил 0,426 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 964,8 тыс.т нефти, КИН составил 0,387 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,039 д.ед.

Предлагаемый способ позволяет увеличить нефтеотдачу многопластовой нефтяной залежи за счет оптимизации системы разработки.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи многопластовых нефтяных залежей.

Способ разработки многопластовых залежей нефти, включающий бурение скважин с последующим уплотнением сетки скважин, бурение скважин малым диаметром, применение оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин, отличающийся тем, что на первоначальном этапе залежь разбуривают добывающими скважинами по треугольной или квадратной сетке, вторичное вскрытие осуществляют по одному из пластов с большими нефтенасыщенными толщинами - основному пласту, после периода не более чем десять лет, залежь уплотняют бурением скважин с диаметром, меньшим по сравнению с пробуренными ранее в 1,1-1,5 раза, при этом для вертикальных и наклонно-направленных скважин уплотняют сетку скважин в 3-5 раз, а для скважин с горизонтальным окончанием расстояние между стволами уменьшают в 1,5-3,0 раза, одновременно не менее чем в 20% скважинах, пробуренных на первоначальном этапе, приобщают другие пласты посредствам оборудования для одновременно-раздельной добычи, после снижения пластового давления по какому-либо из пластов в среднем более чем на 50% от первоначального переводят под нагнетание рабочего агента не более половины эксплуатирующих данный пласт скважин из числа пробуренных на первоначальном этапе, причем для двух и более пластов нагнетание рабочего агента осуществляют с применением оборудования для одновременно-раздельной закачки или одновременно-раздельной добычи и закачки, в качестве рабочего агента используют сточную или пресную воду с чередованием закачки оторочек воды с pH более 7, составляющих 5-10% от общего объема закачки по залежи.