способ разработки нефтяного месторождения

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяного месторождения, включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, добычу нефти через добывающие скважины, выделение участков куполообразных поднятий, превышающих абсолютные отметки продуктивного пласта, с определением границ остаточной нефти в них, размещение на этих участках дополнительных скважин даже с нарушением равномерности проектной сетки с последующим бурением боковых стволов в сторону вершин куполообразных поднятий и вскрытием этого участка продуктивного пласта, отличающийся тем, что бурение боковых стволов в продуктивном пласте осуществляют из его водоносной части, причем скважины с боковыми стволами используют как добывающие скважины до снижения дебита нефти ниже экономически рентабельной величины, после чего боковые стволы, находящиеся в водоносной части пласта, вскрывают на длину от границы остаточной нефти, определяемую по формуле

L _в=L_н·( _в/ _н),

где L_в - длина вскрытого участка бокового ствола, находящегося в водоносной части пласта, м;

L_н - длина вскрытого участка бокового ствола, находящегося в части пласта с остаточной нефтью, м;

_в - вязкость воды, сПа·с;

_н - вязкость остаточной нефти, сПа·с,

после чего скважины с боковыми стволами переводят в нагнетательные.

2. Способ разработки нефтяного месторождения по п.1, отличающийся тем, что боковые стволы или их часть выполнены в виде разветвленных стволов в пределах куполообразного поднятия.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, к области разработки нефтяных месторождений, приуроченных к куполообразным поднятиям, и может быть использовано в заключительной стадии эксплуатации месторождений.

Известен способ разработки нефтяного месторождения (а.с. № 1606686, МПК⁷ Е21В 43/20, опубл. бюл. № 42 от 15.11.90 г.), включающий бурение сетки нагнетательных и добывающих скважин, закачку воды через нагнетательные скважины, добычу нефти через добывающие скважины, бурение дополнительных скважин, определение коэффициента нефтеотдачи, при этом с целью уменьшения количества дополнительно буримых скважин при сохранении проектной нефтеоотдачи поэтапно кратковременно останавливают часть работающих скважин с учетом послойной и зональной неоднородности, при этом для работающей группы скважин определяют нефтеотдачу для конечной стадии разработки, выбирают из различных вариантов групп скважин максимально необходимую нефтеотдачу для получения проектной нефтеоотдачи и на основе максимально необходимой нефтеоотдачи определяют сетку скважин по следующей зависимости:

,

где S - плотность сетки скважин;

А - коэффициент, характеризующий вытеснение нефти из охваченного дренированием объема месторождения;

В - коэффициент, характеризующий не охваченный вытеснением объем месторождения при различной плотности сетки скважин.

Недостатком данного способа является высокая вероятность ошибочного подсчета сетки скважин из-за неточного подбора коэффициентов в расчетной зависимости. Кроме того, данному способу присуща низкая нефтеотдача из-за неохваченных разработкой целиков нефти в зонах вершин куполообразных поднятий.

Наиболее близким по достигаемому результату является способ разработки нефтяного месторождения (варианты) (патент RU № 2254457, МПК Е21В 43/20, 43/30 опубл. в бюл. № 17 от 20.06.2005 г.).

Согласно первому варианту способ разработки нефтяного месторождения включает бурение нагнетательных и добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, добычу нефти через добывающие скважины, выделение участков куполообразных поднятий, превышающих абсолютные отметки пласта, размещение на этих участках дополнительных скважин, отличается тем, что проектируют размещение скважин на вершинах куполообразных поднятий даже и с нарушением равномерности проектной сетки скважин, а после полного разбуривания сетки скважин и в случае уточнения по данным пробуренных скважин местонахождения вершин куполообразных поднятий бурят с ближайших скважин боковые стволы в сторону уточненных вершин куполообразных поднятий, контролирующих месторождение, причем в ближайших скважинах и боковых стволах, размещенных на вершинах куполообразных поднятий, вскрывают интервал продуктивного пласта между абсолютной отметкой кровли в этой скважине и абсолютной отметкой, соответствующей кровле в ближайшей скважине.

Согласно второму варианту способ разработки нефтяного месторождения включает бурение нагнетательных и добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, добычу нефти через добывающие скважины, выделение участков куполообразных поднятий, превышающих абсолютные отметки пласта, размещение на этих участках дополнительных скважин, отличается тем, что проектируют размещение скважин на вершинах куполообразных поднятий даже с нарушением равномерности проектной сетки скважин, а после полного разбуривания сетки скважин и в случае уточнения по данным пробуренных скважин местонахождения вершин куполообразных поднятий бурят с ближайших скважин боковые стволы в сторону уточненных вершин куполообразных поднятий, контролирующих месторождение, причем в ближайших скважинах и боковых стволах, размещенных на вершинах куполообразных поднятий, когда абсолютная отметка кровли продуктивного пласта по ближайшим скважинам ниже отметки подошвы продуктивного пласта в боковых стволах, вскрывают весь пласт.

Недостатком данного способа является сложность его осуществления, поскольку для разработки нефтяного месторождения по предложенному способу боковые стволы бурят из ближайших скважин в сторону уточненных вершин куполообразных поднятий, при этом в ближайших скважинах и боковых стволах, размещенных на вершинах куполообразных поднятий, необходимо вскрывать интервал продуктивного пласта между абсолютной отметкой кровли в этой скважине и абсолютной отметкой, соответствующей кровле в ближайшей скважине, либо когда абсолютная отметка кровли продуктивного пласта по ближайшим скважинам ниже отметки подошвы продуктивного пласта в боковых стволах, вскрывают весь пласт. В связи с вышеизложенным, небольшая неточность в ориентации пробуриваемых из ближайших скважин в сторону уточненных вершин куполообразных поднятий боковых стволов может привести к низкой эффективности осуществления способа.

Задачей изобретения является снижение материальных и финансовых затрат на осуществление способа и повышение эффективности разработки нефтяного месторождения.

Поставленная задача решается способом разработки нефтяного месторождения, включающим бурение нагнетательных и добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, добычу нефти через добывающие скважины, выделение участков куполообразных поднятий, превышающих абсолютные отметки продуктивного пласта, с определением границ остаточной нефти в них, размещение на этих участках дополнительных скважин даже с нарушением равномерности проектной сетки, с последующим бурением боковых стволов в сторону вершин куполообразных поднятий и вскрытием этого участка продуктивного пласта.

Новым является то, что бурение боковых стволов в продуктивном пласте осуществляют из его водоносной части, причем скважины с боковыми стволами используют как добывающие скважины до снижения дебита нефти ниже экономически рентабельной величины, после чего боковые стволы, находящиеся в водоносной части пласта, вскрывают на длину от границы остаточной нефти, определяемую по формуле

L _в=L_н·( _в/ _н),

где L_в - длина вскрытого участка бокового ствола, находящегося в водоносной части пласта, м;

L_н - длина вскрытого участка бокового ствола, находящегося в части пласта с остаточной нефтью, м;

_в - вязкость воды, сПа·с;

_н - вязкость остаточной нефти, сПа·с,

после чего скважины с боковыми стволами переводят в нагнетательные.

Новым является также то, что боковые стволы или их часть выполнены в виде разветвленных стволов в пределах куполообразного поднятия.

На чертеже изображена схема осуществления предлагаемого способа разработки нефтяного месторождения.

Способ разработки нефтяного месторождения включает бурение нагнетательных 1 и добывающих 2 скважин. После чего производят закачку рабочего агента в нагнетательные 1 скважины и добычу нефти из добывающих 2 скважин. По истощению запасов нефти в продуктивном пласте (не показано) производят выделение участков куполообразных поднятий 3, превышающих абсолютные отметки продуктивного пласта с определением границ остаточной нефти 4 в них и размещают на участках куполообразных поднятий 3 дополнительные скважины 5, даже с нарушением равномерности проектной сетки. Затем в дополнительных скважинах 5 бурят боковые стволы 6 в сторону вершин 7 (на фиг. показано условно) куполообразных поднятий 3 и вскрывают этот участок продуктивного пласта, причем бурение боковых стволов 6 в продуктивном пласте осуществляют из его водоносной части 8. После чего скважины с боковыми стволами 6 используют как добывающие скважины до снижения дебита нефти ниже экономически рентабельной величины, при этом боковые стволы 6, находящиеся в водоносной части 8 пласта вскрывают на длину от границы остаточной нефти 4, определяемую по формуле:

L_в=L_н·( _в/ _н),

где L_в - длина вскрытого участка бокового ствола, находящегося в водоносной части пласта, м;

L_н - длина вскрытого участка бокового ствола, находящегося в части пласта с остаточной нефтью, м;

_в - вязкость воды, сПа·с;

_н - вязкость остаточной нефти, сПа·с,

после чего скважины с боковыми стволами 6 переводят в нагнетательные. Кроме того, боковые стволы 6 или их часть выполнены в виде разветвленных стволов 9 в пределах куполообразного поднятия 3.

Предлагаемый способ разработки нефтяного месторождения прост в осуществлении и достаточно эффективен, поскольку бурение боковых стволов из дополнительных скважин в сторону вершин куполообразных поднятий осуществляют из водоносной части продуктивного пласта, при этом боковые стволы, находящиеся в водоносной части пласта, вскрывают на длину от границы остаточной нефти расчетным путем, что не требует высокой точности ориентации боковых стволов.