способ разработки нефтяной залежи

Формула изобретения

1. СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ, включающий размещение добывающих и нагнетательных скважин по блочно-замкнутой системе, нагнетание рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что в ходе разработки залежи внутри замкнутых блоков центральные ряды добывающих скважин намечают к переводу в нагнетательные скважины для формирования новых элементов блочно-замкнутой системы, дополнительно бурят горизонтальные добывающие скважины с местом вхождения в продуктивный пласт, совпадающим с местом расположения обычной добывающей скважины в центральном ряду существующего или формируемого элемента блочно-замкнутой системы, с азимутальным углом направления горизонтального участка скважины к направлению ряда скважины от 10 до 30^o и затем осуществляют перевод добывающих скважин центрального ряда элемента блочно-замкнутой системы в нагнетательные скважины, за исключением скважин, ближайших к горизонтальным.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что длину горизонтального участка дополнительно пробуренных горизонтальных скважин выбирают 30-50% от расстояния между добывающими скважинами в ряду.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений с применением горизонтальных скважин.

Известен способ разработки нефтяной залежи путем внутриконтурного заводнения [1] Недостатками известного способа являются быстрое обводнение добываемой продукции и невысокая нефтеотдача залежи.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки нефтяной залежи, включающий размещение добывающих и нагнетательных скважин по блочно-замкнутой системе, нагнетание рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины [2] Недостатком известного способа является преждевременная обводненность продукции добывающих скважин при невысокой нефтеотдаче залежи.

Целью изобретения является увеличение нефтеотдачи залежи и снижение обводненности добываемой продукции.

Достигается это тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем размещение добывающих и нагнетательных скважин по блочно-замкнутой системе, нагнетание рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, согласно изобретению в ходе разработки залежи внутри замкнутых блоков центральные ряды добывающих скважин намечают к переводу в нагнетательные скважины для формирования новых элементов блочно-замкнутой системы, бурят горизонтальные добывающие скважины с местом вхождения в продуктивный пласт, совпадающим с местом расположения вертикальной добывающей скважины в центральном ряду существующего или формируемого элемента блочно-замкнутой системы, азимутальным углом направления горизонтального участка скважины к направлению ряда скважин от 10 до 30^о и длиной горизонтального участка до половины расстояния между добывающими скважинами в ряду, и осуществляют перевод добывающих скважин центрального ряда элемента блочно-замкнутой системы в нагнетательные скважины за исключением ближайших и горизонтальным скважинам.

Существенными признаками изобретения являются:

размещение добывающих и нагнетательных скважин по блочно-замкнутой системе;

нагнетание рабочего агента через нагнетательные скважины;

отбор нефти через добывающие скважины;

намечание к переводу в нагнетательные скважины для формирования новых элементов блочно-замкнутой системы добывающих скважин центральных рядов внутри элемента (замкнутого блока нагнетательных скважин);

бурение горизонтальных добывающих скважин;

место входа в продуктивный пласт горизонтальных добывающих скважин, совпадающее с местом расположения обычной добывающей скважины в центральном ряду существующего или формируемого элемента блочно-замкнутой системы;

азимутальный угол направления горизонтального участка скважины к направлению ряда скважины в пределах от 10 до 30^о;

длина горизонтального участка до половины расстояния между добывающими скважинами в ряду;

перевод добывающих скважин центрального ряда существующего элемента блочно-замкнутой системы в нагнетательные скважины, за исключением ближайших к горизонтальным скважинам.

При блочно-замкнутой системе разработки нефтяной залежи на месторождении выделяют элементы разработки блоки, в которых нагнетательные скважины определяют границы элементов, составляя контур нагнетания. Внутри блока размещают добывающие скважины, как правило, по рядной системе. В процессе разработки залежи планируется перевод центрального ряда добывающих скважин в нагнетательные. Это повышает нефтеотдачу залежи. Однако при этом текущая и конечная нефтеотдачи залежи нефти остаются невысокими.

Перевод центрального ряда добывающих скважин блока в нагнетательные скважины приводит к делению существующего блока пополам, а перевод двух центральных перпендикулярных рядов добывающих скважин блока в нагнетательные скважины к расчленению существующего блока на четыре новых блока. В каждом из них существует свой центральный ряд добывающих скважин. Предлагается дополнительно бурить горизонтальные скважины с местом их вхождения в продуктивный пласт, совпадающим с местом расположения обычной добывающей скважины в центральном ряду существующего блока или нового блока, который будет образован после перевода добывающих скважин центрального ряда в нагнетательные скважины. Азимутальный угол направления горизонтального участка добывающей горизонтальной скважины к направлению ряда скважины от 10 до 30^о способствует распространению зоны охвата воздействием горизонтальной скважины большим, нежели чем расположение скважины вдоль или поперек ряда. Увеличение охвата воздействием обусловлено взаимным расположением горизонтальной и обычных добывающих скважин в блоке. Длина горизонтальной части горизонтальной добывающей скважины до половины расстояния между добывающими скважинами в ряду (предпочтительно 30-50%), обусловлена достаточным для достижения цели изобретения размером скважины. Исключение из перечня добывающих скважин центрального ряда, подлежащих переводу в нагнетательные скважины, скважин, ближайших к горизонтальным скважинам, позволяет снизить обводненность добываемой продукции, увеличить безводный период эксплуатации добывающих скважин, повысить коэффициент текущей нефтеотдачи.

На чертеже представлена схема размещения нагнетательных и добывающих скважин блочно-замкнутой системы.

В рядах 1,9, 10 и 22 размещены нагнетательные скважины, составляющие контур нагнетания. Внутри контура нагнетания в рядах со 2 по 8 и с 11 по 21 размещены добывающие скважины. Ряды 5 и 16 являются центральными. Скважины в центральных рядах намечают к переводу в нагнетательные в процессе разработки залежи. Скважины на пересечении рядов 5-16, 7-16 и 7-14 не бурят. Вместо них в местах их вхождения в продуктивный пласт размещают горизонтальные участки горизонтальных добывающих скважин. Из экономических соображений вертикальный ствол горизонтальных скважин бурят один, а от него производят отводы к необходимым точкам залежи. Вертикальный ствол располагают в таком месте, чтобы соблюдалось условия азимутальных углов горизонтальных скважин к направлению рядов скважин, равное 10-30^о. Длина горизонтальных участков выбирается в основном равной 30-50% расстояния между скважинами в ряду.

После перевода скважин 5 и 16-х рядов в нагнетательные образуются новые элементы блочно-замкнутой системы, в которых контур нагнетания будет формироваться скважинами в рядах 1,5,10,16 или 1,5,16,22 или 5,9,10,16 или 5,9,16,22. Скважины в рядах 5-16 и 7-16 располагаются в центральном ряду существующего элемента 1,9,10,22, а скважина в рядах 7-14 располагается в центральном ряду формируемого элемента 5,9,10,16. Азимутальный угол между направлением горизонтального участка скважин рядов 5-16-х и рядом 5 составляет величину 19^о, скважины 7-16 и pядом 16-30^о, скважин 7-14 и рядом 14-10^о.

Перевод скважин 5 и 16 рядов в нагнетательные производят не полностью, скважину 5-18 в нагнетательную не переводят как ближайшую к горизонтальной скважине 5-16. В ряду 16 в нагнетательные переводят только скважину 3-16, в ряду 5 переводят в нагнетательные скважины 3-12, 3-14 и 3-20.

П р и м е р. Разрабатывают нефтяную залежь со следующими параметрами.

Тип залежи пластовая, сводовая. Средняя глубина пласта 1700 м, средняя мощность пласта 11,3 м, пористость 24% проницаемость 0,093 мкм², площадь 500 кв², температура пласта 57,5^оС, плотность нефти 0,774 г/см³, вязкость нефти 166МПа х с, пластовое давление 170 атм, средний дебит скважин 30 т/с по жидкости, забойное давление в добывающих скважинах 130 атм. нагнетательных 250 атм, рабочий агент вода.

На залежи выделяют элемент разработки в виде замкнутого блока скважин с расстоянием между скважинами 700 м. Внешний контур блока формируют из 2 продольных рядов по 5-ть нагнетательных скважин в ряду и 2 поперечных рядов по 7-мь нагнетательных скважин в ряду. Всего в контуре нагнетания размещают 20-ть нагнетательных скважин. Внутри контура размещают 11-ть продольных рядов добывающих скважин по 3-4-е скважины в ряду и 7-мь поперечных рядов добывающих скважин по 5-6-ть скважин в ряду. Скважины в рядах 5-16, 7-16 и 7-14 не бурят. Всего размещают 36-ть добывающих скважин.

Намечают к переводу в нагнетательные скважины добывающие скважины центральных рядов 5 и 16. Бурят горизонтальные добывающие скважины с местом вхождения в продуктивный пласт скважин 5-16, 7-16 и 7-14. Азимутальный угол направления горизонтального участка скважины к ряду скважины соответственно составляет 19, 30 и 10^о. Длина горизонтального участка составляет соответственно 50, 40 и 50% расстояния между скважинами в ряду. Через нагнетательные скважины закачивают воду, отбирают нефть через добывающие скважины. При выработке 70% запасов нефти переводят скважины 3-16, 5-12, 5-14, 5-20 в нагнетательные и доизвлекают оставшиеся запасы нефти. Коэффициент нефтеотдачи залежи по предлагаемому способу составляет 0,38, по известному 0,33.

Применение предлагаемого способа позволит повысить текущую и конечную нефтеотдачи залежи.