способ разработки многопластового нефтяного месторождения

Формула изобретения

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ, включающий разбуривание месторождения системой вертикальных нагнетательных и горизонтальных добывающих скважин с выбором их траектории и вскрытием всех пластов многопластового месторождения, вытеснение нефти рабочим агентом и отбор продукции, отличающийся тем, что выбор траектории горизонтальных скважин осуществляют путем соединения точек, расположенных по равномерным сеткам, совмещенным в плане одна с другой, количество которых равно количеству эксплуатируемых пластов, начало горизонтального ствола в рядах скважин, примыкающих к рядам нагнетательных скважин, располагают на расстоянии большем, чем расстояние от его конца до нагнетательной скважины, а середину и конец горизонтального ствола на одинаковом расстоянии от нагнетательной скважины, причем по мере обводнения добываемой продукции обводненные участки стволов скважин отключают путем закачки в них предварительно расчетных объемов полимерного раствора, а затем закупоривающего материала.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, представленных многопластовыми коллекторами, и предусматривающее бурение скважин с горизонтальным забоем.

Известен способ разработки нефтяного месторождения путем бурения горизонтальных и вертикальных скважин [1] Недостатком способа является низкий коэффициент нефтеизвлечения в многопластовых залежах вследствие недостаточного охвата пластов дренированием по толщине и площади объекта разработки.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки нефтяного месторождения, согласно которому месторождение разбуривают вертикальными нагнетательными и горизонтальными добывающими скважинами с выбором их траектории и вскрытием всех пластов, вытесняют нефть рабочим агентом и отбирают продукцию [2] Недостатком этого способа является то, что в условиях многопластового месторождения происходит неравномерный охват пластов разработкой из-за создания неравномерной сетки по пластам и преждевременного обводнения горизонтальных скважин, что приводит к снижению коэффициента нефтеизвлечения продуктивных пластов.

Целью изобретения является повышение коэффициента нефтеизвлечения за счет более равномерного вытеснения нефти рабочим агентом.

Указанная цель достигается описываемым способом, включающим разбуривание месторождения системой вертикальных нагнетательных и горизонтальных добывающих скважин с выбором их траектории и вскрытием всех пластов многопластового месторождения, вытеснение нефти рабочим агентом и отбор продукции.

Новым является то, что выбор траектории горизонтальных скважин осуществляют путем соединения точек, расположенных по равномерным сеткам, совмещенных в плане друг с другом, количество которых равно количеству эксплуатируемых пластов, начало горизонтального ствола в рядах скважин, примыкающих к рядам нагнетательных скважин, располагают на расстоянии большем, чем расстояние от его конца до нагнетательной скважины, а середину и конец горизонтального ствола на одинаковом расстоянии от нагнетательной скважины, причем по мере обводнения добываемой продукции обводненные участки стволов скважин отключают путем закачки в них предварительно расчетных объемов полимерного раствора, а затем закупоривающего материала.

На чертеже представлена схема размещения вертикальных нагнетательных и горизонтальных добывающих скважин.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Многопластовое месторождение разбуривают вертикальными нагнетательными скважинами по разряженной сетке. Это позволяет уточнить геологическое строение месторождения и наметить размещение горизонтальных добывающих скважин. По данным исследования вертикальных скважин определяют количество пластов, их продуктивность и запасы. Затем бурят добывающие скважины с горизонтальным стволом. Для этого предварительно выбирают их траекторию путем соединения точек, расположенных по равномерным сеткам, совмещенным в плане друг с другом, количество которых равно количеству эксплуатируемых пластов.

Рассмотрим осуществление способа на участке с запроектированной системой разработки по трехрядной системе заводнения. На участке ввиду того, что эксплуатационный объект состоит из трех пластов на карте эффективных нефтенасыщенных толщин наносим три сетки с треугольным размещением скважин. Всего по трем сеткам размещены 24 точки, по восемь штук в каждом пласте. Кроме того, имеем шесть нагнетательных скважин. Соединив три точки в трех пластах (а, b, с) прямой линией, получаем траекторию горизонтальной части ствола. В рядах, примыкающих к нагнетательным скважинам траекторию горизонтальной части стволов скважин аbc, согласно предлагаемому способу, необходимо повернуть относительно центра прямой (точка b) как показано на чертеже стрелкой, соблюдая равноудаленность центральной части и конца траектории (отрезок b d должен быть равен отрезку с""d) от источника заводнения. При этом получаем скорректированную траекторию горизонтальной части а""bc"", обеспечивающую удаление начала горизонтальной части от источника заводнения (отрезок а""d намного больше, чем отрезок аd) и равное удаление центра и конца от источника заводнения.

После бурения скважины пускают в эксплуатацию. Образование траектории горизонтального ствола соединением точек, расположенных по равномерным сеткам, совмещенным в плане друг с другом, позволяет получить на каждый пласт эксплуатационного объекта равномерную сетку отрезков ствола. Как видно на чертеже, начало ствола формирует равномерную сетку для I пласта, середина для II пласта, и конец для III пласта. Распределение скважины в каждом пласте по равномерной сетке обеспечивает высокий охват пластов выработкой при данной плотности сетки скважин. Удаление начала горизонтальной части ствола на большее расстояние от источника заводнения приводит к замедлению процесса обводнения этой части. В процессе обводнения добываемой продукции обводненные участки ствола скважин отключают. Ввиду того, что согласно предлагаемому способу, начало горизонтальной части скважин смещено в стягивающую зону в первых рядах добывающих скважин в первую очередь обводняется интервал, вскрытый в конечной части горизонтальной скважины. После обводнения этого интервала его отключают из разработки путем закачки в него предварительно расчетных объемов полимерного раствора (например, полиакриламида), а затем закупоривающего материала (например, цементного раствора). После обводнения следующего интервала, его отключают таким же образом.

Благодаря указанным операциям продлевается срок эксплуатации скважин, что приводит к увеличению добычи нефти на каждую скважину и в целом по участку, а следовательно, повышается нефтеизвлечение.

Результаты испытаний предлагаемого способа и сопоставления его с известным представлены в таблице.

Из приведенных данных видно, что при применении предлагаемого способа коэффициент заводнения дренируемого объема возрос за счет увеличения срока работы скважин из-за удаления начала ствола горизонтальной части скважин от источника заводнения с 0,87 до 0,92 д. ед. Коэффициент охвата вытеснением возрос с 0,62 до 0,65 за счет более равномерной сетки скважин на каждый пласт, а коэффициент нефтеизвлечения с 0,27 до 0,30 д. ед.