способ разработки неоднородного многопластового нефтяного месторождения

Формула изобретения

Способ разработки неоднородного многопластового нефтяного месторождения, включающий бурение вертикальных и горизонтальных скважин, закачку вытесняющего агента, отбор продукции, отличающийся тем, что добывающие горизонтальные скважины и/или разветвленные горизонтальные скважины бурят в зонах с меньшими значениями расчлененности, большими значениями доли коллектора и в зонах слияния пластов в разрабатываемом объекте, нагнетательные скважины, находящиеся на этом участке, переводят под добычу нефти, а часть добывающих скважин, расположенных вдоль границ этой зоны, осваивают под закачку вытесняющего агента с предварительной закачкой в высокопроницаемые пласты оторочки высоковязкой жидкости для направления основного потока жидкости - нефти и вытесняющего агента в зону горизонтальных скважин.

Описание изобретения к патенту

Предлагаемый способ относится к области разработки нефтяных месторождений, представленных неоднородными многопластовыми коллекторами.

Известен способ разработки нефтяного месторождения путем бурения горизонтальных и вертикальных скважин [патент США №4718485, кл. Е 21 В 43/14, 1989 г.]. Недостатком способа является низкий коэффициент нефтеизвлечения многопластовых залежей из-за малого охвата пластов дренированием по толщине объекта разработки.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки неоднородного многопластового нефтяного месторождения, включающий бурение вертикальных и горизонтальных скважин, закачку вытесняющего агента, отбор продукции. Скважины с вертикальными стволами бурят по разреженной проектной сетке. Затем бурят по каждому пласту добывающие скважины с горизонтальными стволами, при этом начало и конец горизонтального ствола размещают на одинаковом расстоянии от источника вытесняющего агента, а длину ствола добывающей скважины в продуктивном пласте устанавливают прямо пропорционально запасам нефти и обратно пропорционально их продуктивности, причем длину ствола в горизонтальных добывающих скважинах в стягивающих рядах устанавливают не более 70% от расстояния по проектной сетке (см. патент РФ №2024740 С1, БИ №23, 1994 г.).

Недостатком способа является низкий дебит скважин и коэффициент нефтеизвлечения многопластовых залежей из-за потери эффективной длины ствола в непродуктивной части разреза.

Технической задачей предлагаемого способа является повышение нефтеизвлечения за счет увеличения эффективной длины ствола, и за счет увеличения притока вытесняемой нефти из зон с большими значениями расчлененности в зоны с большими значениями доли коллектора.

Указанная задача достигается описываемым способом разработки неоднородного многопластового нефтяного месторождения, включающим бурение вертикальных и горизонтальных скважин, закачку вытесняющего агента, отбор продукции.

Новым является то, что добывающие горизонтальные скважины и/или разветвленные горизонтальные скважины бурят в зонах с меньшими значениями расчлененности, большими значениями доли коллектора и в зонах слияния пластов в разрабатываемом объекте, нагнетательные скважины, находящиеся на этом участке, переводят под добычу нефти, а часть добывающих скважин, расположенных вдоль границ этой зоны, осваивают под закачку вытесняющего агента с предварительной закачкой в высокопроницаемые пласты оторочки высоковязкой жидкости для направления основного потока жидкости - нефти и вытесняющего агента в зону горизонтальных скважин.

На фиг.1 представлена схема размещения нагнетательных и добывающих горизонтальных и вертикальных скважин на участке залежи.

На фиг.2 разрез по А-А на фиг 1.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Многопластовое месторождение, представленное неоднородными коллекторами, разбуривают вертикальными скважинами по разреженной сетке в два и более раза реже проектной. Сетка разбуривания зависит от размеров месторождения и его геологического строения. Если месторождение имеет значительные размеры и параметры пластов не изменяются как по разрезу, так и по площади, то первоначальные вертикальные скважины бурятся по более разреженной сетке. Разбуривание первоначальных вертикальных скважин позволяет уточнить геологическое строение месторождения и наметить размещение горизонтальных и/или разветвленных горизонтальных скважин. По данным исследования этих скважин определяют количество этих пластов, их продуктивность и запасы. Исследуют законтурную область и энергетическую характеристику пластов. По полученным результатам определяют необходимый вид воздействия на нефтяные пласты (естественный режим, поддержание пластового давления, вытеснение нефти агентами), затем бурят горизонтальные скважины в зонах с меньшими значениями расчлененности, большими значениями доли коллектора и в зонах слияния пластов в разрабатываемом объекте. Нагнетательные скважины, находящиеся на этом участке переводят под добычу, а часть добывающих скважин расположенных вдоль границ этой зоны осваивают под закачку, с предварительной закачкой в высокопроницаемые пласты оторочки высоковязкой жидкости. Запускают в работу добывающие горизонтальные и вертикальные скважины для отбора продукции и нагнетательные скважины под закачку. Происходит фильтрация нефти и вытесняющей жидкости, от нагнетательных скважин в зонах с меньшей проницаемостью пластов к добывающим скважинам. Основной поток жидкости направляется в зону работы горизонтальных скважин ввиду их большой производительности. Дебиты горизонтальных скважин высокие из-за вскрытия по всему горизонтальному стволу только продуктивных отложений. Из-за большего притока нефти к горизонтальным скважинам происходит увеличение извлекаемых запасов нефти в зоне горизонтальных скважин. Увеличивается как текущий отбор нефти горизонтальными скважинами из-за увеличения дебита, так и суммарная добыча нефти за счет увеличения дебита и продолжительности работы скважин.

Пример конкретного выполнения.

Участок месторождения разбурили проектной сеткой вертикальных добывающих и нагнетательных скважин (фиг.1) по разреженной относительно проектной сетке, осуществили его обустройство. Произвели закачку агента в нагнетательные 1 и добычу нефти из добывающих скважин 2. Произвели замеры добычи нефти, воды и закачки. Построили литологические карты и подсчитали запасы нефти, по характеристикам вытеснения определили извлекаемые запасы. На участке - 4800 тыс.т. геологических и 2400 тыс.т. извлекаемых запасов. Затем пробурили добывающие горизонтальные и/или разветвленные горизонтальные скважины 3 в зонах с меньшими значениями расчлененности, большими значениями доли коллекторов (фиг.2) 5 и в зонах слияния пластов 4 в разрабатываемом объекте разработки. Нагнетательные скважины, находящиеся на этом участке перевели под добычу, а часть добывающих скважин расположенных вдоль границ этой зоны освоили под закачку, с предварительной закачкой в высокопроницаемые пласты оторочки высоковязкой жидкости. Пустили их под закачку, произвели добычу из добывающих вертикальных и горизонтальных скважин.

Общая толщина пласта составляет 11 м, из них 3,7 м неколлектор 6, общая длина пробуренной горизонтальной скважины составляет 400 м, по известному способу разработки неоднородного нефтяного месторождения 270 м находилось бы в коллекторе, 130 в неколлекторе, таким образом 67% длины горизонтальной скважины находятся в коллекторе.

По известному способу разработки неоднородного многопластового нефтяного месторождения Q_извл на 1 скважину составил 100 т·т/скв, по предлагаемому 150 т·т/скв. Начальный дебит горизонтальных скважин по известному способу составляет q_Н=6,7 т/сут, по предлагаемому способу q_Н =10 т/сут.

Добыча нефти по предлагаемому способу разработки неоднородного многопластового нефтяного месторождения за 10 лет составит 948 тыс.т., по известному способу 638 тыс.т. Дополнительная добыча нефти при применении предлагаемого способа разработки неоднородного многопластового нефтяного месторождения за 10 лет составит 310 тыс.т. Цена этой дополнительно добытой нефти в рублях составит (при цене на нефть 3500 руб. за тонну) 1085 млн. руб. При этом стоимость 4-х пробуренных горизонтальных скважин составляет 40 млн. руб., эксплуатационные затраты на добычу дополнительно добытой нефти составят, при производственных расходах на добычу нефти 2 тыс. руб. за тонну:

310000-2000=620 млн.руб.

Экономия за весь период работ составит

1085-620=465 млн. руб.

Среднегодовой экономический эффект составит 46,5 млн. руб., на 1 скважину - 11,625 млн.руб.