способ разработки многопластовой нефтяной залежи

Формула изобретения

Способ разработки многопластовой нефтяной залежи, включающий размещение добывающих и нагнетательных скважин по блочно-замкнутой системе, отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отличающийся тем, что на поздней стадии разработки определяют направление увеличения коэффициента продуктивности добывающих скважин по залежи и расположение зон с одинаковым пластовым давлением внутри блочно-замкнутой системы, осуществляют бурение дополнительной добывающей скважины с горизонтальным участком, который проводят через все пласты с уклоном в направлении увеличения коэффициента продуктивности добывающих скважин, а начало и конец горизонтального ствола размещают в зонах с одинаковым пластовым давлением.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке сложнопостроенной многопластовой залежи.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины [1]

Известный способ не позволяет разрабатывать залежь с высоким коэффициентом нефтеотдачи вследствие малого охвата пласта воздействием.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки многопластовой нефтяной залежи, включающий размещение добывающих и нагнетательных скважин по блочнозамкнутой системе, отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины [2]

Известный способ позволяет увеличить охват пласта воздействием, однако и при этом способе в пласте остаются невыработанные зоны, что снижает нефтеотдачу залежи.

Целью предлагаемого изобретения является повышение нефтеотдачи.

Это достигается тем, что в способе разработки многопластовой нефтяной залежи, включающем размещение добывающих и нагнетательных скважин по блочно-замкнутой системе, отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, на поздней стадии разработки определяют направление увеличения коэффициента продуктивности добывающих скважин по залежи и расположение зон с одинаковым пластовым давлением внутри блочно-замкнутой системы, осуществляют бурение дополнительной добывающей скважины с горизонтальным участком, который проводят через все пласты с уклоном в направлении увеличения коэффициента продуктивности добывающих скважин, а начало и конец горизонтального ствола размещают в зонах с одинаковым пластовым давлением.

Существенными признаками изобретения являются: размещение добывающих и нагнетательных скважин по блочно-замкнутой системе; отбор нефти через добывающие скважины; закачка рабочего агента через нагнетательные скважины; определение направления увеличения коэффициента продуктивности добывающих скважин по залежи и расположение зон с одинаковым пластовым давлением; размещение на поздней стадии разработки внутри блочно-замкнутой системы дополнительной добывающей горизонтальной скважины; проведение горизонтального участка скважины через все пласты; проведение горизонтального участка скважины с уклоном в сторону увеличения продуктивности добывающих скважин; проведение начала и конца ствола в зонах с одинаковым пластовым давлением.

При размещении скважин на залежи по блочно-замкнутой системе нагнетательные скважины располагают четырьмя радами, образующими прямоугольник. Добывающие скважины располагают рядами внутри этого прямоугольника.

Рабочим агентом, закачиваемым через нагнетательные скважины, вытесняют нефть к центру прямоугольника, откуда ее отбирают через добывающие скважины. При этом с вступлением в позднюю стадию разработки месторождения в пласте остаются зоны с невыработанными запасами нефти. Случай разработки многопластового месторождения осложняется тем, что оставшаяся нефть может находиться на различных участках этих пластов. При осуществлении отбора нефти вертикальными скважинами эффективность нефтеотдачи пластов практически не изменится. Поэтому на поздней стадии разработки отбор нефти осуществляют горизонтальной скважиной, расположенной таким образом, чтобы обеспечить извлечение наибольшего количества невыработанной нефти. Для этого внутри блочно-замкнутой системы размещения скважин из существующих скважин бурят дополнительную добывающую скважину. Горизонтальный участок скважины проводят через все пласты с уклоном в сторону увеличения продуктивности добывающих скважин, а начало и конец ствола проводят в зонах с одинаковым пластовым давлением. Причем для увеличения притока нефти горизонтальный участок добывающей горизонтальной скважины может быть перфорирован большим количеством перфорационных отверстий в пластах с меньшей пронициемостью и меньшим количеством перфорационных отверстий в пластах с большей проницаемостью.

Основными критериями в пользу выбора такой технологии разработки старых месторождений являются: затраты на бурение горизонтальных скважин с существующих скважин значительно дешевле бурения новой скважины (до 2 раз); используются ранее отведенные под строительство скважин территории; используются все ранее построенные коммуникации; увеличивается охват выработкой запасов нефти за счет вовлечения в разработку недренируемых запасов отдельных пропластков, линз, застойных зон; увеличивается эффективность разработки нефтяных месторождений за счет увеличения потенциальных возможностей эффективности гидродинамических методов регулирования разработки.

Способ реализован на Абдрахмановской площади центральной части Ромашкинского месторождения (горизонт Д₁).

Средние геологические параметры горизонта Д начальная нефтенасыщенная толщина 16,6 м; пористость 0,203; проницаемость средняя о,647 мкм²; начальное пластовое давление 17,5 МПа; пластовая температура 38^oС; плотность пластовой нефти 806 кг/м³; вязкость нефти, мПаc 3,4.

Горизонт Д₁ многопластовый. В пределах этажа нефтеносности встречаются до 10 продуктивных пластов.

Средний коэффициент расчлененности 5,6; коэффициент песчанистости 0,47. Средняя толщина отдельных пластов 2-4 м, малопродуктивных менее 2,0 м. Обводненность 94,6% Добывающие и нагнетательные скважины размещают по блочно-замкнутой системе, контур которой состоит из 18 нагнетательных скважин, внутри контура размещены 3 ряда добывающих скважин по 4 скважины в ряду (12 добывающих скважин). Их продуктивность увеличивается с запада на восток, о чем свидетельствует увеличение коэффициента продуктивности от 0,66 м³/сут атм до 6 м³/сут атм. Далее определяют в каждой скважине по залежи пластовое давление и направление расположения зон с одинаковым пластовым давлением. В данном примере с юга на север. Из действующей вертикальной скважины размещенной внутри контура, выбирают направление горизонтального ствола. ее забуривание осуществляли с глубины 1728 м и на глубине 1742 м перешли на горизонтальный ствол. Азимут бурения 110^o, длина горизонтального ствола 200 м. Темп набора кривизны 4,7^o на 1 м ствола и радиус искривления 14 м. При этом, как видно из указанных данных, горизонтальный участок скважины провели через 10 пластов с уклоном в сторону востока (где продуктивность скважин самая высокая). Начало и конец скважины провели в зонах с одинаковым пластовым давлением (17,5 МПа), а ее перфорацию осуществляли на глубине 1742 м.

Далее производили отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. В качестве рабочего агента использовали воду.

По результатам исследований скважин коэффициент продуктивности увеличился от 0,66 м /сутатм до 55 м /сут атм, а нефтеотдача на 0,5%

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи на 0,4-0,5%