способ разработки многопластовой нефтяной залежи

Формула изобретения

Способ разработки многопластовой нефтяной залежи, включающий выделение объектов разработки, бурение добывающих и нагнетательных скважин на выделенные объекты разработки, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что при вскрытии объектов разработки формируют площадные элементы разработки на каждом объекте разработки со смещением сетки скважин одного объекта разработки относительно другого объекта разработки, осуществляют раздельную закачку рабочего агента через нагнетательные скважины отдельно в каждый объект разработки и отбор нефти через добывающие скважины отдельно из каждого объекта разработки, на поздней стадии разработки часть добывающих скважин одного объекта разработки переводят на другой объект разработки с сохранением раздельной закачки рабочего агента и отбора нефти на объектах разработки, при этом первоочередными для перевода выбирают обводненные добывающие скважины, расположенные от ближайших добывающих скважин с невысокой обводненностью на расстоянии, превышающем текущий радиус дренирования, с текущими дебитами менее 0,3 т/сут и находящиеся в бездействии и консервации, в последующем для перевода выбирают такие же обводненные добывающие скважины с дебитом менее 0,9 т/сут.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке многопластовой нефтяной залежи.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий выделение эксплуатационных объектов, отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, уточнение на поздней стадии разработки фильтрационно-емкостных свойств пластов и прослоев коллекторов, составляющих эксплуатационный объект, определение условий совместной работы разнопроницаемых пластов при реализуемой системе разработки, выделение в эксплуатационных объектах слабо- и недренируемых пластов, уточнение глубины залегания, координат пластопересечений этих пластов и границы их распространения, построение карт распространения слабо- и недренируемых пластов, группировка пластов и выделение в качестве самостоятельных объектов разработки, намечание участков для активации выработки, оценка их запасов и принятие решения о разработке участков. Разработку ведут с применением горизонтальных скважин или многоствольных скважин, а зарезку стволов этих скважин осуществляют из ранее пробуренных скважин [1].

Известный способ не позволяет достигать высокой нефтеотдачи при разработке неоднородной многопластовой залежи с высокой обводненность добываемой нефти.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки многопластовой нефтяной залежи, включающий выделение объектов разработки, бурение добывающих и нагнетательных скважин на выделенные объекты разработки, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Вначале определяют общее увеличение начального амплитудного дебита нефти проектных скважин. Выделение эксплуатационных объектов производят в соответствии с критериями рационального объединения, выраженных в ряде формул [2].

Известный способ не позволяет достигать высокой нефтеотдачи залежи на поздней стадии разработки.

В предложенном изобретении решается задача увеличения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки многопластовой нефтяной залежи, включающем выделение объектов разработки, бурение добывающих и нагнетательных скважин на выделенные объекты разработки, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, согласно изобретению, при вскрытии объектов разработки формируют площадные элементы разработки на каждом объекте разработки со смещением сетки скважин одного объекта разработки относительно другого объекта разработки, осуществляют раздельную закачку рабочего агента через нагнетательные скважины отдельно в каждый объект разработки и отбор нефти через добывающие скважины отдельно из каждого объекта разработки, на поздней стадии разработки часть добывающих скважин одного объекта разработки переводят на другой объект разработки с сохранением раздельной закачки рабочего агента и отбора нефти на объектах разработки, при этом первоочередными для перевода выбирают обводненные добывающие скважины, расположенные от ближайших добывающих скважин с невысокой обводненностью на расстоянии, превышающем текущий радиус дренирования, с текущими дебитами менее 0,3 т/сут и находящиеся в бездействии и консервации, в последующем для перевода выбирают такие же обводненные добывающие скважины с дебитом менее 0,9 т/сут.

Существенными признаками изобретения являются:

1. выделение объектов разработки;

2. бурение добывающих и нагнетательных скважин на выделенные объекты разработки;

3. закачка рабочего агента через нагнетательные скважины;

4. отбор нефти через добывающие скважины;

5. при вскрытии объектов разработки формирование площадных элементов разработки на каждом объекте разработки;

6. то же со смещением сетки скважин одного объекта разработки относительно другого объекта разработки;

7. осуществление раздельной закачки рабочего агента через нагнетательные скважины отдельно в каждый объект разработки;

8. отбор нефти через добывающие скважины отдельно из каждого объекта разработки;

9. на поздней стадии разработки перевод части добывающих скважин одного объекта разработки на другой объект разработки с сохранением раздельной закачки рабочего агента и отбора нефти на объектах разработки;

10. выбор первоочередными для перевода обводненных добывающих скважин, расположенных от ближайших добывающих скважин с невысокой обводненностью на расстоянии, превышающем текущий радиус дренирования, с текущими дебитами менее 0,3 т/сут и находящиеся в бездействии и консервации;

11. в последующем выбор для перевода таких же обводненных добывающих скважин с дебитом менее 0,9 т/сут.

Признаки 1 - 4 являются общими с прототипом, признаки 5-11 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

При разработке многопластовой нефтяной залежи происходит неравномерная выработка пластов особенно на поздней стадии разработки. В изобретении решается задача повышения нефтеотдачи на поздней стадии разработки многопластовой залежи. Задача решается следующим образом.

При разработке многопластовой нефтяной залежи выделяют объекты разработки, бурят добывающие и нагнетательные скважины на выделенные объекты разработки, ведут закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. При вскрытии объектов разработки формируют площадные элементы разработки на каждом объекте разработки со смещением сетки скважин одного объекта разработки относительно другого объекта разработки. Осуществляют раздельную закачку рабочего агента через нагнетательные скважины отдельно в каждый объект разработки и отбор нефти через добывающие скважины отдельно из каждого объекта разработки. На поздней стадии разработки часть добывающих скважин одного объекта разработки переводят на другой объект разработки с сохранением раздельной закачки рабочего агента и отбора нефти на объектах разработки. Первоочередными для перевода выбирают обводненные добывающие скважины, расположенные от ближайших добывающих скважин с невысокой обводненностью на расстоянии, превышающем текущий радиус дренирования, с текущими дебитами менее 0,3 т/сут и находящиеся в бездействии и консервации. В последующем для перевода выбирают такие же обводненные добывающие скважины с дебитом менее 0,9 т/сут.

Перевод скважин осуществляют изоляцией интервала одного объекта разработки и перфорацией интервала другого объекта разработки.

В объект разработки выделяют пласт или пласты одного горизонта, например верейского, башкирского и т.п. По мере эксплуатации объектов разработки добывающие скважины обводняются. Однако особенно в условиях повышенной и высокой вязкости нефти остаются невыработанными целики нефти по обоим объектам. Невыработанные запасы находятся, в основном, между добывающими скважинами, проходящими на другой объект разработки. Перевод добывающих скважин с одного объекта на другой объект разработки позволяет вовлечь в разработку недренируемые целики нефти, существенно повысить темпы добычи нефти и увеличить нефтеотдачу. При переводе добывающих скважин с одного объекта разработки на другой площадные семиточечные элементы разработки трансформируются в пятнадцатиточечные, девятиточечные - в семнадцатиточечные, тринадцатиточечные - в двадцатипятиточечные и т. п. Первоочередными для перевода на другой объект являются высокообводненные добывающие скважины с экономически нерентабильным дебитом, скважины бездействующие, законсервированные. Выбирают первоочередными для перевода обводненные добывающие скважины, расположенные от ближайших добывающих скважин с невысокой обводненностью на расстоянии, превышающем текущий радиус дренирования, с текущими дебитами менее 0,3 т/сут и находящиеся в бездействии и консервации. В последующем выбирают для перевода такие же обводненные добывающие скважины с дебитом менее 0,9 т/сут.

Пример конкретного выполнения способа

Разрабатывают нефтяную залежь Мишкинского нефтяного месторождения с характеристиками, представленными в таблице.

Производят вскрытие верейского и башкирского объектов разработки добывающими и нагнетательными скважинами с формированием площадных 13-точечных элементов разработки на каждый объект отдельно. Каждую скважину изначально пробуривают через все пласты и объекты разработки. Расстояние между добывающими скважинами 250 м, до центральной нагнетательной скважины 500 м. В плане площадные элементы имеют небольшое смещение, т.е. практически совладают, образуя площадные 13-точечные элементы разработки на каждом объекте разработки с расстоянием между скважинами 125 м. Пласты верейского и башкирского объектов разработки находятся один над другим. Ведут раздельную закачку рабочего агента через центральные нагнетательные скважины и раздельный отбор нефти через добывающие скважины по каждому объекту разработки. На поздней стадии разработки при текущей обводненности по башкирскому объекту разработки 83,1% и по верейскому объекту разработки 73,5% формируют площадные 25-точечные элементы разработки. Обводнившиеся добывающие скважины с одного объекта разработки переводят на другой объект разработки. Сохраняют раздельную закачку рабочего агента через центральные нагнетательные скважины в продуктивные пласты. На основании фактических данных разработки, данных бурения боковых горизонтальных стволов и расчетных данных текущий радиус дренирования по верейскому и башкирскому объектам разработки оценивается на уровне 50-70 м. Поэтому первоочередными для перевода выбирают обводненные добывающие скважины, расположенные от ближайших добывающих скважин с относительно невысокой обводненностью на расстоянии, превышающем текущий радиус дренирования - 80 -100 м. При этом учитывают и линии тока пластовых флюидов.

По башкирскому объекту разработки намечают к переводу на верейский объект разработки 41 добывающую скважину с текущими дебитами менее 0,3 т/сут и 8 добывающих скважин, находящихся в бездействии и консервации, для перевода в последующем выбирают 34 обводненные добывающие скважины с дебитом 0,4 - 0,9 т/сут.

По верейскому объекту разработки намечают к переводу на башкирский объект разработки 21 добывающую скважину с текущими дебитами менее 0,3 т/сут и 6 добывающих скважин, находящихся в бездействии и консервации, для перевода в последующем выбирают 49 обводненных добывающих скважин с дебитом 0,4 - 0,9 т/сут.

В соответствии с намеченным осуществляют перевод скважин и разработку залежи.

В результате перевода возрастает дебит скважин с 0,1-0,3 т/сут до 5-7 т/сут при обводненности добываемой продукции 60 - 70%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.

Источники информации

1. Патент РФ N 2143547, кл. E 21 B 43/20, опублик. 1999.

2. Патент РФ N 2142046, кл. E 21 B 43/20, опублик. 1999 - прототип.