способ создания низкозатратной внутрипластовой сетки разработки месторождения нефти или других подземных флюидов (варианты)

Формула изобретения

1. Способ создания квадратной внутрипластовой сетки разработки месторождения нефти или других подземных флюидов, заключающийся в том, что для участка разработки определяют стоимости работ по бурению вертикальной скважины, вертикально-горизонтальных скважин, по выполнению вторичных забоев притока из горизонтальных скважин, определяют длину горизонтальной скважины, рассчитывают оптимальную плотность заложения вертикальных скважин, определяют критерий R экономической эффективности создания внутрипластовой сетки как



при

K_f = (2L_г)/(2-1),

где - отношение стоимости выполнения одного вторичного забоя притока из горизонтальной скважины к стоимости одной вертикальной скважины;

S_ов - оптимальная плотность квадратной сетки вертикальных скважин, м;

F - площадь полосы месторождения, м²;

С_в - стоимость одной вертикальной скважины на месторождении, руб;

- константа для расчета коэффициента извлечения нефти;

С_тн - рыночная стоимость нефти, руб/т;

G_Fг - геологические запасы нефти на площади F, т;

L_г - длина горизонтальной скважины, м;

- отношение стоимости вертикально-горизонтальной скважины к стоимости вертикальной скважины,

и при значении критерия экономической эффективности меньше 1 площадь месторождения разбивают на прямоугольные полосы фиксированной ширины, равные удвоенной ранее определенной длине горизонтальных скважин, по средней линии ширины каждой полосы на фиксированном расстоянии друг от друга закладывают и бурят трехствольные вертикально-горизонтальные скважины, вертикальные стволы которых вскрывают продуктивный пласт для последовательного выполнения разведочных и добычных функций, а два горизонтальных участка, равные по длине половине ширины полосы, бурят в продуктивном пласте в диаметрально противоположных направлениях друг к другу по ширине полосы, далее на том же фиксированном расстоянии друг от друга на горизонтальном участке выполняют вторичные забои притока.

2. Способ создания квадратной внутрипластовой сетки разработки месторождения нефти или других подземных флюидов, заключающийся в том, что для участка разработки определяют стоимости работ по бурению вертикальной скважины, вертикально-горизонтальных скважин, по выполнению вторичных забоев притока из горизонтальных скважин, определяют длину горизонтальных скважин, рассчитывают оптимальную плотность заложения вертикальных скважин, определяют критерий R экономической эффективности создания внутрипластовой сетки как



при

K_f = (2L_г)/(2-1),

где - отношение стоимости выполнения одного вторичного забоя притока из горизонтальной скважины к стоимости одной вертикальной скважины;

S_ов - оптимальная плотность квадратной сетки вертикальных скважин, м;

F - площадь полосы месторождения, м²;

С_в - стоимость одной вертикальной скважины на месторождении, руб;

- константа для расчета коэффициента извлечения нефти;

С_тн - рыночная стоимость нефти, руб/т;

G_Fг - геологические запасы нефти на площади F, т;

L_г - длина горизонтальной скважины, м;

- отношение стоимости вертикально-горизонтальной скважины к стоимости вертикальной скважины,

и при значении критерия экономической эффективности меньше 1 площадь месторождения разбивают на прямоугольные полосы фиксированной ширины, равные удвоенной ранее определенной длине горизонтальных скважин, по средней линии ширины каждой полосы на фиксированном расстоянии друг от друга закладывают и бурят трехствольные вертикально-горизонтальные скважины, вертикальные стволы которых вскрывают продуктивный пласт для последовательного выполнения разведочных и добычных функций, а два горизонтальных участка, равные по длине половине ширины полосы, бурят в непроницаемой кровле в диаметрально противоположных направлениях друг к другу по ширине полосы, далее на том же фиксированном расстоянии друг от друга на горизонтальном участке выполняют вторичные забои внутрь продуктивного пласта.

3. Способ создания прямоугольной внутрипластовой сетки разработки месторождения нефти или других пластовых флюидов, заключающийся в том, что для участка разработки определяют стоимости работ по бурению вертикальной скважины, вертикально-горизонтальных скважин, по выполнению вторичных забоев притока из горизонтальных скважин, определяют длину горизонтальных скважин, рассчитывают оптимальную плотность заложения вертикальных скважин, определяют критерий R экономической эффективности создания внутрипластовой сетки как



при

K_f = (2L_г)/(2-1), S_пр = S_ов/n,

где - отношение стоимости выполнения одного вторичного забоя притока из горизонтальной скважины к стоимости одной вертикальной скважины;

S_пp - оптимальная плотность прямоугольной сетки вертикальных скважин, м;

S_ов - оптимальная плотность квадратной сетки вертикальных скважин, м;

F - площадь полосы месторождения, м²;

С_в - стоимость одной вертикальной скважины на месторождении, руб;

- константа для расчета коэффициента извлечения нефти;

С_тн - рыночная стоимость нефти, руб/т;

G_Fг - геологические запасы нефти на площади F, т;

L_г - длина горизонтальной скважины, м;

- отношение стоимости вертикально-горизонтальной скважины к стоимости вертикальной скважины;

n - дополнительные вторичные забои притока, шт,

и при значении критерия экономической эффективности меньше 1 площадь месторождения разбивают на прямоугольные полосы фиксированной ширины, равные удвоенной ранее определенной длине горизонтальных скважин, по средней линии ширины каждой полосы на фиксированном расстоянии друг от друга закладывают и бурят трехствольные вертикально-горизонтальные скважины, вертикальные стволы которых вскрывают продуктивный пласт для последовательного выполнения разведочных и добычных функций, а два горизонтальных участка, равные по длине половине ширины полосы, бурят в продуктивном пласте в диаметрально противоположных направлениях друг к другу по ширине полосы, далее на том же фиксированном расстоянии друг от друга на горизонтальном участке выполняют вторичные забои притока и между ними равномерно размещенные дополнительные вторичные забои притока.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, может быть использовано для значительного снижения затрат на создание сеток разработки и себестоимости единицы продукции, а также при извлечении других подземных флюидов.

Известен способ, при котором в системе разработки нефтяных месторождений традиционную сетку разработки заменяют размещенными на площади горизонтальными скважинами, предназначенный для увеличения дебитов скважин, отборов нефти из пласта и снижения себестоимости единицы продукции, включающий бурение горизонтальной скважины (ГС) и получение горизонтального ствола большой протяженности, продуктивного по всей своей длине (что и являлось основой концепции многократного возрастания дебита ГС). Фактическое увеличение дебитов ГС по сравнению с вертикальными скважинами (ВС) составляет на сегодня 2-2,5 раза в среднем по России и до 4-5 раз в США и Канаде, что является важным результатом этого способа (Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений. Состояние проблемы и пути их решения. -М.: ВНИИОЭНГ, 1996, стр. 242). Одним из недостатков способа является обусловленное известными причинами (негативное воздействие бурового раствора на продуктивность скважины, деформационные эффекты в прискважинной зоне, анизотропия пласта) снижение продуктивности погонного метра горизонтального ствола по сравнению с вертикальным. В результате, в горизонтальных скважинах не получено того высокого увеличения дебита, которое ожидалось исходя из соотношений длины продуктивных интервалов горизонтальной скважин.

Другим недостатком этого способа является высокая стоимость бурения горизонтальных скважин по сравнению с вертикальными: соотношение стоимости ГС и ВС достигает в России 2-3, а в странах с наибольшим опытом и высоким развитием технологий ГС (США, Канада) - 1,25-1,5.

Известен другой способ создания сеток разработки нефтяных месторождений (принятый в качестве прототипа), включающий разбуривание месторождений равномерной квадратной сеткой вертикальных скважин, вскрытие продуктивного пласта и создание вторичных интервалов притока жидкости из пласта в скважину путем перфорации забоя скважины. Этим традиционным способом, повсеместно применяемым в течение почти ста лет, разрабатывались и разрабатываются (за редким исключением) все нефтяные и газовые месторождения России, СНГ и других нефтедобывающих стран. Установлено, что равномерная квадратная сетка по многим свойствам (обеспечению доразведки месторождения, простоте дальнейшего равномерного уплотнения, устойчивости во времени, возможности прогнозирования и контроля разработки, возможностям математического моделирования) является наиболее предпочтительной, и она заложена в основу разработки наиболее крупных месторождений России и зарубежья (В.Д.Лысенко. "Разработка нефтяных месторождений", Теория и практика, М., Недра, 1996, стр. 132-135, В. Д. Лысенко, "Инновационная разработка нефтяных месторождений", М., Недра, 2000, стр.20-25, 68-69, 314).

Продолжительная практика развития и совершенствования методов разработки нефтяных месторождений системами, основанными на равномерных квадратных сетках размещения скважин (и их интервалов притока), полностью подтвердила позитивные качества такой сетки.

Недостатком такого способа является высокая стоимость комплекса работ, связанных с прониканием в пласт, особенно прохождение бурением огромного (многокилометрового) непродуктивного комплекса горных пород, залегающих выше продуктивного пласта, в то время как для разработки месторождения достаточным является вскрытие верхней части нефтяного пласта - интервала перфорации, который составляет несколько метров или (редко) - два-три десятка метров.

Другим недостатком традиционного способа является необходимость бурения отдельной дорогостоящей скважины для получения каждого забоя (интервала притока (ИП)) создаваемой сетки. Оба отмеченных фактора приводят к высоким удельным затратам на создание одного продуктивного забоя и ИП, что является главным ограничением для бурения большого количества скважин и создания высокоплотных сеток разработки нефтяных месторождений, особенно в условиях больших глубин, доля которых закономерно возрастает в нефтегазодобывающих отраслях. Следующим недостатком способа является закономерное одновременное возрастание стоимости вертикальных скважин и снижение их продуктивности с увеличением глубин залегания продуктивных пластов, способствующее резкому снижению окупаемости традиционной сетки.

Технический результат, достигаемый изобретением, заключается в снижении затрат на наиболее капиталоемкую часть освоения нефтегазовых ресурсов - разбуривание месторождения эксплуатационными скважинами и получение низкозатратных сеток разработки вторичных забоев притока вместо традиционно применямых сеток вертикальных скважин, снижение себестоимости единицы продукции.

Сущность изобретения заключается в достижении указанного технического результата в способе создания квадратной низкозатратной внутрипластовой сетки разработки месторождения, в котором для участка разработки определяют стоимости работ по бурению вертикальной скважины, вертикально-горизонтальных скважин, по выполнению вторичных забоев притока из горизонтальных скважин определяют длину горизонтальной скважины, рассчитывают оптимальную плотность заложения вертикальных скважин, определяют критерий R экономической эффективности создания внутрипластовой сетки как

при

K_f = (2L_г)/(2-1),

где

- отношение стоимости выполнения одного вторичного забоя притока из горизонтальной скважины к стоимости одной вертикальной скважины;

S_ов - оптимальная плотность заложения квадратной сетки вертикальных скважин, м;

F - площадь полосы месторождения, м²;

С_в -стоимость одной вертикальной скважины на месторождении, руб.;

- константа в формуле для расчета коэффициента извлечения нефти;

С_тн - рыночная стоимость нефти, руб./т;

G_Fг - геологические запасы нефти на площади F,т;

L_г - длина горизонтальной скважины, м;

- отношение стоимости вертикально-горизонтальной скважины к стоимости вертикальной скважины,

и при значении критерия экономической эффективности меньше 1 площадь месторождения разбивают на прямоугольные полосы фиксированной ширины, равные удвоенной ранее определенной длине горизонтальных скважин, по средней линии ширины каждой полосы на фиксированном расстоянии друг от друга, закладывают и бурят трехствольные вертикально-горизонтальные скважины, вертикальные стволы которых вскрывают продуктивный пласт для последовательного выполнения разведочных и добычных функций, а два горизонтальных участка, равные по длине половине ширины полосы, бурят в продуктивном пласте в диаметрально противоположном направлении друг к другу по ширине полосы, далее на том же фиксированном расстоянии друг от друга на горизонтальном участке выполняют вторичные забои притока.

Этот же технический результат достигается в способе создания квадратной внутрипластовой сетки разработки месторождения нефти или других подземных флюидов, в котором для участка разработки определяют стоимости работ по бурению вертикальной скважины, вертикально-горизонтальных скважин, по выполнению вторичных забоев притока из горизонтальных скважин, определяют длину горизонтальных скважин, рассчитывают оптимальную плотность вертикальных скважин, определяют критерий R экономической эффективности создания внутрипластовой сетки как

при

K_f = (2L_г)/(2-1),

где

- отношение стоимости выполнения одного вторичного забоя притока из горизонтальной скважины к стоимости одной вертикальной скважины;

S_ов - оптимальная плотность заложения квадратной сетки вертикальных скважин, м;

F - площадь полосы месторождения, м²;

С_в -стоимость одной вертикальной скважины на месторождении, руб.;

- константа в формуле для расчета коэффициента извлечения нефти;

С_тн - рыночная стоимость нефти, руб.;

G_F2 - геологические запасы нефти на площади F, т;

L_г - длина горизонтальной скважины, м;

- отношение стоимости вертикально-горизонтальной скважины к стоимости вертикальной скважины,

и при значении критерия экономической эффективности меньше 1 площадь месторождения разбивают на прямоугольные полосы фиксированной ширины, равные удвоенной ранее определенной длине горизонтальных скважин, по средней линии ширины каждой полосы на фиксированном расстоянии друг от друга закладывают и бурят трехствольные вертикально-горизонтальные скважины, вертикальные стволы которых вскрывают продуктивный пласт для последовательного выполнения разведочных и добычных функций, а два горизонтальных участка, равные по длине половине ширины полосы, бурят в непроницаемой кровле в диаметрально противоположных направлениях друг к другу по ширине полосы, далее на том же фиксированном расстоянии друг от друга на горизонтальном участке выполняют вторичные забои внутрь продуктивного пласта.

Такой же технический результат достигается в способе создания прямоугольной внутрипластовой сетки разработки месторождения нефти или других подземных флюидов, в котором для участка разработки определяют стоимости работ по бурению вертикальной скважины, вертикально-горизонтальных скважин, по выполнению вторичных забоев притока из горизонтальных скважин, определяют длину горизонтальных скважин, рассчитывают оптимальную плотность вертикальных скважин, определяют критерий R экономической эффективности создания внутрипластовой сетки как

при

K_f = (2L_г)/(2-1), S_пр = S_ов/n

где - отношение стоимости выполнения одного вторичного забоя притока из горизонтальной скважины к стоимости одной вертикальной скважины;

S_пр - оптимальная плотность прямоугольной сетки вертикальной скважины;

S_ов - оптимальная плотность заложения квадратной сетки вертикальных скважин, м;

F - площадь полосы месторождения, м²;

С_в - стоимость одной вертикальной скважины на месторождении, руб.;

- константа в формуле для расчета коэффициента извлечения нефти;

C_тн - рыночная стоимость нефти, руб./т;

G_Fг - геологические запасы нефти на площади F, т;

L_г - длина горизонтальной скважины, м;

- отношение стоимости вертикально-горизонтальной скважины к стоимости вертикальной скважины;

n - дополнительные вторичные забои притока, шт.

и при значении критерия экономической эффективности меньше 1 площадь месторождения разбивают на прямоугольные полосы фиксированной ширины, равные удвоенной ранее определенной длине горизонтальных скважин, по средней линии ширины каждой полосы на фиксированном расстоянии друг от друга закладывают и бурят трехствольные вертикально-горизонтальные скважины, вертикальные стволы которых вскрывают продуктивный пласт для последовательного выполнения разведочных и добычных функций, а два горизонтальных участка, равные по длине половине ширины полосы, бурят в продуктивном пласте в диаметрально противоположном направлении друг к другу по ширине полосы, далее на том же фиксированном расстоянии друг от друга на горизонтальном участке выполняют вторичные забои притока и между ними равномерно размещенные дополнительные вторичные забои притока.

Изобретение поясняется чертежами, где на фиг. 1 представлена схема бурения единичной скважины при расположении горизонтальных участков в продуктивном пласте, на фиг. 2 - схема бурения единичной скважины при расположении горизонтального участка в непроницаемой кровле, на фиг. 3 - схема сетки разработки месторождения.

Способ осуществляют следующим образом.

На выбранном для разработки месторождении определяют стоимости работ по бурению вертикальной скважины, вертикально-горизонтальной скважины, по выполнению вторичных забоев притока из горизонтальных скважин, определяют длину горизонтальных скважин L_т. Далее рассчитывают оптимальную плотность S_ов вертикальных скважин и определяют критерий R экономической эффективности создания внутрипластовой сетки как

при

K_f = (2L_г)/(2-1),

где - отношение стоимости выполнения одного вторичного забоя притока из горизонтальной скважины к стоимости одной вертикальной скважины;

S_ов - оптимальная плотность сетки вертикальных скважин;

F - площадь полосы месторождения;

С_в -стоимость одной вертикальной скважины на месторождении;

- константа в формуле для расчета коэффициента извлечения нефти;

С_тн - рыночная стоимость нефти;

G_Fг- геологические запасы нефти на площади F;

- отношение стоимости вертикально-горизонтальной скважины к стоимости вертикальной скважины.

Значение константы равно 0,11.

При значении критерия эффективности R меньше 1 площадь месторождения разбивают на прямоугольные полосы фиксированной ширины, равные удвоенной ранее определенной длине горизонтальных скважин. По средней линии ширины каждой полосы на фиксированном расстоянии друг от друга, равном корню квадратному от оптимальной плотности вертикальных скважин S_ов, закладывают и бурят трехствольные вертикально-горизонтальные скважины (ВГС) 1, вертикальные участки которых 3, 4 вскрывают продуктивный пласт 6. Два диаметрально противоположно направленных горизонтальных участка 2 выполняют в продуктивном пласте (для варианта 1). Эти участки имеют общую длину 2L_г, при этом L_г - длина горизонтального участка (ГУ) горизонтальной скважины - оптимальная для данных геолого-механических условий и компании (фирмы), производящей буровые работы. При отсутствии необходимых данных для прямого определения оптимального значения ее (длину) оценивают по аналогии или рассчитывают по известным методикам.

Величина L_г в значительной степени зависит от состояния и качества буровой техники и технологии, профессионального уровня буровых бригад и специалистов буровой фирмы, накопленного опыта бурения горизонтальных скважин - факторы, которые в последние годы развиваются стремительными темпами. В зависимости от этих факторов оптимальные длины горизонтальных участков уже достигают многих сотен и первых тысяч метров, но темпы развития технологии бурения горизонтальных участков (ГУ) настолько высоки (некоторых скважин уже превысили 10000 м, в то время как вертикальное бурение при более чем двух тысячелетней истории развития не преодолела этот уровень), что в самое ближайшее время можно ожидать корректив в сторону увеличения оптимальных L_г.

Затем на горизонтальном участке ствола скважины выполняют вторичные забои притока (ВЗП) 5.

Для выполнения ВЗП используют низкозатратные (по сравнению с затратами на бурение вертикальных и особенно горизонтальных скважин) устройства, которые в последние десятилетия также интенсивно совершенствуются и улучшают показатели проникания и снижения стоимости. В результате выполняемые забои притока создают на основе комбинации технических средств и технологий бурения высокозатратных (по сравнению с затратами на бурение вертикальных скважин) ВГС и низкозатратных (также по сравнению с вертикальными скважинами) устройств для выполнения самих ВЗП, при этом в такой комбинации, образующей равномерную квадратную сетку ВЗП, наблюдается особая экономическая закономерность, согласно которой число низкозатратных ВЗП во внутрипластовой комбинированной сетке разработки (ВКСР) пропорционально квадрату количества высокозатратных ВГС:

N_взп=((2L_г)²/F)N_вгс ²,

где N_вгс - число низкозатратных ВЗП,

N_вгс - число высокозатратных ВГС.

При осуществлении варианта, в котором горизонтальные скважины бурят в непроницаемой кровле, вторичные забои притока выполняют внутрь продуктивного пласта.

Для варианта прямоугольной сетки разработки между выполненными по варианту 1 ВЗП выполняют дополнительные n вторичных забоев притока, при этом коэффициент R рассчитывают с учетом следующих формул:

при

K_f = (2L_г)/(2-1), S_пр = S_ов/n.

Все значения в этих формулах такие же, как ранее определенные, S_пp - оптимальная плотность прямоугольной сетки вертикальных скважин.

Способ поясняется следующим примером.

Месторождение "М" имеет размеры 40006000 м, которое можно представить как состоящее из 4 участков - полос шириной 2L_г = 1500 м и площадью F = 6 х 10⁶ м².

Полоса характеризуется следующими параметрами: = 0,0210^-4; G_Fг = 4,8l0⁶ т; C_в ⁼50l0⁶ pyб.

Стоимость тонны нефти принята С_тн =3000 руб./т.

Величину для условий полосы, равной 2.

K_f=1500/(2 x 2-l)=500.

При этих параметрах оптимальная плотность традиционной сетки ВС будет равна

При такой оптимальной плотности имеем стоимость сетки ВС:

С_св=(610⁶5010⁶)/(10,210⁴)=2941,210⁶ руб.,

а критерий экономической эффективности R



Экономия на одной полосе площадью 610⁶ м² за счет использования сетки ВКСР вместо сетки ВС при одинаковой их плотности составит Э_п= 2941,210⁶-0,642941,2l0⁶= 1058,810⁶ руб.

Экономия на месторождении, состоящем из 4 полос, составит Э_м= 1058,8l0⁶4=4235,3 10⁶ руб.

Таким образом, создание внутрипластовых сеток (ВКСР) по способу согласно изобретению позволяет экономить 36% от средств, затрачиваемых на создание традиционных равномерных квадратных сеток бурением вертикальных скважин.

Технологическая реализация заявленного способа создания ВКСР для вышеприведенного примера.

Месторождение "М" имеет размеры (40006000) м. С учетом 2L_г=1500м месторождение разбивают на 4 полосы размерами (15004000) м.

Оптимальная плотность сетки ВС равна 10,210⁴. Соответствующее ей количество ВГС, вскрывающих продуктивный пласт, равно 12.52. ВГС бурят по срединной линии вдоль полосы. На горизонтальном участке длиной 1500 м посредством устройства по патенту RU 2109129 на расстоянии друг от друга, равном 319,4 м, выполняют ВЗП в количестве 46,28.

В результате в продуктивном пласте получают сетку выше указанной плотности и расчетной стоимости.