Способ разработки многопластового нефтяного месторождения

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для разработки многопластовых нефтяных месторождений при одновременном вводе в эксплуатацию нескольких объектов разработки. Способ включает уплотнение сетки скважин верхнего объекта разработки, одновременно-раздельную закачку рабочего агента в нижний и верхний объекты, отбор нефти через добывающие скважины. Предварительно на закартированной сейсмическими работами территории по методу общей глубинной точки определяют элементы залегания - свод, линию простирания и угол падения структуры, бурят поисковую скважину на своде сейсмического поднятия, отбирают керн из нижнего и верхнего объектов разработки и определяют коэффициенты извлечения нефти - КИН нижнего и верхнего объектов разработки, при КИН нижнего объекта разработки, превышающем КИН верхнего объекта разработки в 1,5 и более раз, рассчитывают площадь экономически рентабельных удельных запасов нефти на одну горизонтальную скважину верхнего объекта разработки, определяют удельную площадь залежи, обеспечивающую извлекаемыми запасами одну горизонтальную скважину, далее рассчитывают площадь квадратной ячейки совместной проектной сетки на нижний и верхний объекты разработки. Строят квадратную ячейку совместной проектной сетки на нижний и верхний объекты разработки, далее строят сетку с квадратными ячейками совместной проектной сетки площадью, равной площади нижнего объекта разработки, уплотняют сетку скважин верхнего объекта разработки горизонтальными скважинами, при этом сначала бурят наклонно направленные скважины со вскрытием нижнего объекта разработки, ближайшие к поисковой скважине, затем – горизонтальные скважины в центре квадратных ячеек на верхний объект, образуемых наклонно направленными скважинами, причем стволы горизонтальных скважин располагают в перпендикулярно-перекрестном направлении друг к другу с условием соответствия точек входа и забоя горизонтальных скважин точкам пересечения диагоналей внутри одной квадратной ячейки, совмещают забой поисковой скважины на структуре с разработанной сеткой так, чтобы поисковая скважина находилась в центре квадратной ячейки с горизонтальными скважинами, затем вращением вокруг вертикальной оси, которая проходит через точку расположения поисковой скважины, ориентируют сетку так, чтобы стволы горизонтальных скважин были направлены под углами 90° и 180° к линии простирания структуры верхнего объекта разработки, сетку скважин заканчивают расположением забоев наклонно направленных скважин к контуру водонефтяного контакта. Предлагаемый способ повышает эффективность разработки многопластового нефтяного месторождения с поддержанием высоких темпов отбора извлекаемых запасов при одновременном вводе в эксплуатацию нескольких – верхнего и нижнего – объектов разработки с различными КИН (при КИН нижнего – нижележащего объекта, превышающем КИН верхнего – вышележащего в 1,5 и более раз). 1 ил.

 

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для разработки многопластовых нефтяных месторождений при одновременном вводе в эксплуатацию нескольких объектов разработки, а именно при превышении коэффициента извлечения нефти (КИН) нижнего объекта в 1,5 раза и более КИН верхнего объекта.

Известен способ разработки многопластового нефтяного месторождения, при котором каждый нефтяной пласт разрабатывают отдельно самостоятельной сеткой добывающих и нагнетательных скважин (Иванова М.М., Дементьев Л.Ф., Чоловский И.П. Нефтепромысловая геология и геологические основы разведки месторождений нефти и газа. - М.: Недра, 1985, стр.232). По способу на нефтяной площади, где находится несколько нефтяных пластов, столько же самостоятельных сеток скважин и соответственно во столько же раз увеличено общее число скважин и примерно во столько же раз увеличены общие капитальные затраты.

Недостатком этого способа является чрезмерное увеличение общего числа скважин и капитальных затрат. Более того, если каждый из пластов обладает слишком низкой продуктивностью, такой, что дебит нефти проектной скважины оказывается ниже минимальной экономически допустимой величины, то месторождение вообще не будет введено в разработку, и все его запасы нефти будут потеряны.

Также известен способ разработки многопластового нефтяного месторождения, при котором все нефтяные пласты объединяют в один общий эксплуатационный объект с одной общей сеткой добывающих и нагнетательных скважин (Иванова М.М., Дементьев Л.Ф., Чоловский И.П. Нефтепромысловая геология и геологические основы разведки месторождений нефти и газа. - М.: Недра, 1985, стр.236. 2).

Недостатком способа является увеличение неравномерности вытеснения нефти агентом в добывающие скважины и, как следствие, происходит уменьшение средней доли нефти в суммарном отборе жидкости. Причем возможно такое значительное увеличение неравномерности вытеснения нефти и такое значительное уменьшение средней доли нефти в суммарном отборе жидкости, что не увеличивается, а наоборот уменьшается средний дебит нефти, в таком случае объединение пластов становится нерациональным и недопустимым.

Наиболее близким является способ разработки многопластового нефтяного месторождения (Патент RU № 2474676, МПК Е21В 43/14, 43/20, опубл. 10.02.2013), включающий уплотнение сетки скважин верхнего объекта разработки, одновременно-раздельную закачку рабочего агента в нижний и верхний объекты, отбор нефти через добывающие скважины.

Недостатком способа является то, что при вовлечении в разработку одновременно несколько пластов без учета их фильтрационно-емкостных свойств и коэффициентов извлечения нефти невозможно поддерживать высокие темпы отбора и достичь увеличения дебита нефти. Вследствие недостаточной информации эффективность разработки такого многопластового месторождения также будет не высока.

Технической задачей является повышение эффективности разработки многопластового нефтяного месторождения с поддержанием высоких темпов отбора извлекаемых запасов при одновременном вводе в эксплуатацию нескольких – верхнего и нижнего – объектов разработки с различными КИН (при КИН нижнего – нижележащего объекта, превышающем КИН верхнего – вышележащего в 1,5 и более раза) за счет оптимального расположения единой квадратной сетки наклонно-направленных проектных скважин нижнего и верхнего объектов и уплотняющей сетки горизонтальных скважин верхнего объекта.

Техническая задача решается способом разработки многопластового нефтяного месторождения, включающим уплотнение сетки скважин верхнего объекта разработки, одновременно-раздельную закачку рабочего агента в нижний и верхний объекты, отбор нефти через добывающие скважины.

Новым является то, что предварительно на закартированной сейсмическими работами территории по методу общей глубинной точки определяют элементы залегания - свод, линию простирания и угол падения структуры, бурят поисковую скважину на своде сейсмического поднятия, отбирают керн из нижнего и верхнего объектов разработки и определяют коэффициенты извлечения нефти - КИН нижнего и верхнего объектов разработки, при КИН нижнего объекта разработки превышающем КИН верхнего объекта разработки в 1,5 и более раза рассчитывают площадь экономически рентабельных удельных запасов нефти на одну горизонтальную скважину верхнего объекта разработки, определяют удельную площадь залежи, обеспечивающую извлекаемыми запасами одну горизонтальную скважину, далее рассчитывают площадь квадратной ячейки совместной проектной сетки на нижний и верхний объекты разработки по формуле:

S=Sгс*(КИН н.о./КИН в.о.),

где S – площадь одной квадратной ячейки совместной проектной сетки скважин,

Sгс – площадь рентабельных запасов на одну горизонтальную скважину верхнего объекта,

КИН н.о. – коэффициент извлечения нефти нижнего объекта разработки по данным анализа керна,

КИН в.о. – коэффициент извлечения нефти верхнего объекта разработки по данным анализа керна,

строят квадратную ячейку совместной проектной сетки на нижний и верхний объекты разработки, далее строят сетку с квадратными ячейками совместной проектной сетки площадью, равной площади нижнего объекта разработки, уплотняют сетку скважин верхнего объекта разработки горизонтальными скважинами, при этом сначала бурят наклонно-направленные скважины со вскрытием нижнего объекта разработки, ближайшие к поисковой скважине, затем –горизонтальные скважины в центре квадратных ячеек на верхний объект, образуемых наклонно-направленными скважинами, причем стволы горизонтальных скважин располагают в перпендикулярно-перекрестном направлении друг к другу с условием соответствия точек входа и забоя горизонтальных скважин точкам пересечения диагоналей внутри одной квадратной ячейки, совмещают забой поисковой скважины на структуре с разработанной сеткой так, чтобы поисковая скважина находилась в центре квадратной ячейки с горизонтальными скважинами, затем вращением вокруг вертикальной оси, которая проходит через точку расположения поисковой скважины, ориентируют сетку так, чтобы стволы горизонтальных скважин были направлены под углом 90° и 180° к линии простирания структуры верхнего объекта разработки, сетку скважин заканчивают расположением забоев наклонно-направленных скважин к контуру водонефтяного контакта.

На фиг. изображена схема сетки с равносторонними квадратными ячейками с горизонтальными скважинами в центре квадратных ячеек.

Способ разработки многопластового нефтяного месторождения осуществляют следующим образом.

Многие нефтяные месторождения состоят из нескольких –нижних и верхних нефтяных пластов (объектов разработки), расположенных на разной глубине. При разработке многопластового нефтяного месторождения нижние и верхние объекты разработки вырабатываются по-разному. Предлагается разрабатывать многопластовое нефтяное месторождение с поддержанием высоких темпов отбора извлекаемых запасов при одновременном вводе в эксплуатацию верхнего и нижнего объектов разработки с различными коэффициентами извлечения нефти - КИН, а именно при КИН нижнего объекта, превышающем КИН верхнего объекта разработки в 1,5 и более раза за счет оптимального расположения единой квадратной сетки с учетом КИН верхнего и нижнего объектов разработки. Например, к таким залежам можно отнести Ромашкинское, Бавлинское, Матросовское, Тат-Кандызское и др. месторождения.

Предварительно на закартированной сейсмическими работами территории многопластового нефтяного месторождения, состоящего из нижнего и верхнего объектов разработки, по методу общей глубинной точки МОГТ (например, в 2Д, 3Д, 4Д и т.п. структуре) определяют элементы залегания - свод, линию простирания и угол падения структуры. Бурят поисковую скважину на своде сейсмического поднятия. Отбирают керн из нижнего и верхнего объектов разработки и определяют коэффициенты извлечения нефти - КИН нижнего и верхнего объектов разработки (КИН н.о., КИН в.о.). При КИН нижнего объекта разработки превышающем КИН верхнего объекта разработки в 1,5 и более раза рассчитывают площадь экономически рентабельных удельных запасов нефти на одну горизонтальную скважину верхнего объекта разработки (Sгс). Определяют удельную площадь залежи, обеспечивающую извлекаемыми запасами одну горизонтальную скважину. Далее рассчитывают площадь квадратной ячейки S совместной проектной сетки на нижний и верхний объекты разработки по формуле:

S=Sгс*(КИН н.о./КИН в.о.),

где S – площадь одной квадратной ячейки совместной проектной сетки скважин,

Sгс – площадь рентабельных запасов на одну горизонтальную скважину верхнего объекта,

КИН н.о. – коэффициент извлечения нефти нижнего объекта разработки по данным анализа керна,

КИН в.о. – коэффициент извлечения нефти верхнего объекта разработки по данным анализа керна утвержденный при подсчете запасов.

После определения площади квадратной ячейки S совместной проектной сетки на нижний и верхний объекты разработки строят квадратную ячейку совместной проектной сетки на нижний и верхний объекты разработки. Далее строят сетку (трафарет, см. фиг.) с квадратными ячейками совместной проектной сетки площадью, равной площади нижнего объекта разработки. Уплотняют сетку скважин верхнего объекта разработки горизонтальными скважинами. При этом сначала бурят наклонно-направленные скважины со вскрытием нижнего объекта разработки, ближайшие к поисковой скважине, затем –горизонтальные скважины в центре квадратных ячеек на верхний объект, образуемых наклонно-направленными скважинами, причем стволы горизонтальных скважин располагают в перпендикулярно-перекрестном направлении друг к другу с условием соответствия точек входа и забоя горизонтальных скважин точкам пересечения диагоналей внутри одной квадратной ячейки. Совмещают забой поисковой скважины на структуре с разработанной сеткой так, чтобы поисковая скважина находилась в центре квадратной ячейки с горизонтальными скважинами. Длина горизонтального ствола скважины - это прямая линия, соединяющая две точки соседних ячеек. Длина горизонтального ствола скважины также зависима от плотности сетки и равномерно изменяется в меньшую или большую сторону при изменении сетки. Центр сетки (трафарета) -это местоположение поисковой скважины. Затем вращением вокруг вертикальной оси, которая проходит через точку расположения поисковой скважины, ориентируют сетку так, чтобы стволы горизонтальных скважин были направлены под углом 90° и 180° к линии простирания структуры верхнего объекта разработки. Сетку скважин заканчивают расположением забоев наклонно-направленных скважин к контуру водонефтяного контакта, т.е. расположение забоев наклонно-направленных скважин ограничивают контуром водонефтяного контакта. После этого осуществляют одновременно-раздельную закачку рабочего агента в нижний и верхний объекты, отбор нефти через добывающие скважины.

Таким образом ввод наклонно-направленных скважин производится одновременно на нижний и верхний объект разработки по технологии одновременно-раздельной добычи - ОРД или одновременно-раздельной закачки - ОРЗ и добывающих горизонтальных скважин на верхний объект разработки, что позволяет уплотнить сетку верхнего объекта разработки и тем самым существенно увеличить темпы отбора запасов.

Пример практического применения.

Предварительно на закартированной сейсмическими работами МОГТ в 2Д структуре (другие примеры практического применения осуществляли в 3Д, 4Д и т.д. структуре) определили элементы залегания (свод, линию простирания и угол падения структуры). Пробурили поисковую скважину. Отобрали керн в нижнем и верхнем объектах разработки. Определили по анализу керна КИН по объектам разработки. КИН верхнего объекта разработки равен 0,2 д.е, нижнего объекта разработки - 0,4 д.е. КИН нижнего объекта разработки превышает КИН верхнего объекта разработки в 2 раза. Экономически рентабельные удельные запасы нефти на одну горизонтальную проектную скважину верхнего объекта составили 20000 т, площадь залежи на одну горизонтальную скважину составила – 160000 м2. Рассчитали площадь квадратной ячейки S совместной проектной сетки на нижний и верхний объекты разработки по формуле:

S=Sгс*(КИН н.о./КИН в.о.) = 160000*(0,4/0,2)=360000 м2.

Построили квадратную ячейку площадью 360000 м2, далее построили сетку с равносторонними квадратными ячейками равной площади залежи нижнего объекта, разместили проектные забои наклонно-направленных и горизонтальных скважин в центре квадратных ячеек, образуемых наклонно-направленными скважинами. Причем стволы горизонтальных скважин направили в перпендикулярно-перекрестном направлении друг к другу с условием соответствия точек входа и забоя горизонтальных скважин точкам пересечения диагоналей внутри одной квадратной ячейки. Сначала забои наклонно-направленных скважин №№ 1,2,3 на нижний объект разработки, затем забой горизонтальной скважины № 4гс на верхний. И так далее: наклонно-направленные скважины №№ 26,29,30 на нижний объект и горизонтальную скважину № 31гс на верхний объект, далее наклонно-направленные скважины №№ 33,34,4 на нижний и горизонтальную № 36гс, 32гс на верхний, далее наклонно-направленные скважины №№ 5,6,8 на нижний объект и горизонтальную № 7гс на верхний объект, далее наклонно-направленные скважины №№ 9,10,13 на нижний объект и горизонтальную № 12гс на верхний объект, далее наклонно-направленные скважины №№ 14,16,17 на нижний объект и горизонтальную скважину № 15гс на верхний объект, далее наклонно-направленные скважины №№ 18,21,22 на нижний объект и горизонтальную скважину № 19гс, 20гс, 23гс, 28гс на верхний объект, далее №№ 24,25 и № 27гс и так далее (сначала наклонно-направленные скважины, затем горизонтальные скважины внутри воображаемого квадрата). Далее совместили забои проектных наклонно-направленных скважин с линией простирания структуры залежи верхнего объекта, так чтобы стволы горизонтальных скважин были направлены перпендикулярно и параллельно линии простирания верхнего объекта разработки, полученная сетку с местоположением проектных забоев скважин ограничили в горизонтальном пространстве замкнутой структурой равной по абсолютным отметкам условному водонефтяному контакту (ВНК) для залежи нефти верхнего объекта разработки, причем сетка также должна заканчиваться наклонно-направленными скважинами к контуру ВНК.

Ввели в эксплуатацию наклонно-направленные скважины одновременно на нижний и верхний объект разработки по технологии ОРД или ОРЗ, и добывающие горизонтальные скважины на верхний объект разработки.

Предлагаемый способ повышает эффективность разработки многопластового нефтяного месторождения с поддержанием высоких темпов отбора извлекаемых запасов при одновременном вводе в эксплуатацию нескольких – верхнего и нижнего – объектов разработки с различными КИН (при КИН нижнего – нижележащего объекта, превышающем КИН верхнего – вышележащего в 1,5 и более раза) за счет оптимального расположения единой квадратной сетки наклонно-направленных проектных скважин нижнего и верхнего объектов и уплотняющей сетки горизонтальных скважин верхнего объекта.

Способ разработки многопластового нефтяного месторождения, включающий уплотнение сетки скважин верхнего объекта разработки, одновременно-раздельную закачку рабочего агента в нижний и верхний объекты, отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что предварительно на закартированной сейсмическими работами территории по методу общей глубинной точки определяют элементы залегания - свод, линию простирания и угол падения структуры, бурят поисковую скважину на своде сейсмического поднятия, отбирают керн из нижнего и верхнего объектов разработки и определяют коэффициенты извлечения нефти - КИН нижнего и верхнего объектов разработки, при КИН нижнего объекта разработки, превышающем КИН верхнего объекта разработки в 1,5 и более раз, рассчитывают площадь экономически рентабельных удельных запасов нефти на одну горизонтальную скважину верхнего объекта разработки, определяют удельную площадь залежи, обеспечивающую извлекаемыми запасами одну горизонтальную скважину, далее рассчитывают площадь квадратной ячейки совместной проектной сетки на нижний и верхний объекты разработки по формуле:

S=Sгс*(КИН н.о./КИН в.о.),

где S – площадь одной квадратной ячейки совместной проектной сетки скважин,

Sгс – площадь рентабельных удельных запасов на одну горизонтальную скважину верхнего объекта,

КИН н.о. – коэффициент извлечения нефти нижнего объекта разработки по данным анализа керна,

КИН в.о. – коэффициент извлечения нефти верхнего объекта разработки по данным анализа керна,

строят квадратную ячейку совместной проектной сетки на нижний и верхний объекты разработки, далее строят сетку с квадратными ячейками совместной проектной сетки площадью, равной площади нижнего объекта разработки, уплотняют сетку скважин верхнего объекта разработки горизонтальными скважинами, при этом сначала бурят наклонно направленные скважины со вскрытием нижнего объекта разработки, ближайшие к поисковой скважине, затем – горизонтальные скважины в центре квадратных ячеек на верхний объект, образуемых наклонно направленными скважинами, причем стволы горизонтальных скважин располагают в перпендикулярно-перекрестном направлении друг к другу с условием соответствия точек входа и забоя горизонтальных скважин точкам пересечения диагоналей внутри одной квадратной ячейки, совмещают забой поисковой скважины на структуре с разработанной сеткой так, чтобы поисковая скважина находилась в центре квадратной ячейки с горизонтальными скважинами, затем вращением вокруг вертикальной оси, которая проходит через точку расположения поисковой скважины, ориентируют сетку так, чтобы стволы горизонтальных скважин были направлены под углами 90° и 180° к линии простирания структуры верхнего объекта разработки, сетку скважин заканчивают расположением забоев наклонно направленных скважин к контуру водонефтяного контакта.