способ разработки неоднородного нефтяного месторождения

Формула изобретения

Способ разработки неоднородного нефтяного месторождения, включающий бурение проектного числа нагнетательных и добывающих скважин, заводнение пласта и извлечение нефти на поверхность с последующим бурением дополнительных скважин, учитывающих объемную неоднородность пласта, отличающийся тем, что дополнительные скважины бурят с горизонтальным стволом или бурят горизонтальные стволы со старых скважин, причем горизонтальные стволы проводят по линии, соединяющей застойные целики нефти, местоположение которых определяют моделированием, а при наличии линз, тупиковых зон или зон с низкими коллекторскими свойствами по линии, соединяющей эти зоны.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, представленных неоднородными коллекторами.

Известен способ разработки нефтяного месторождения с неоднородными пластами путем бурения проектного числа нагнетательных и добывающих скважин, заводнения пласта и извлечения нефти на поверхность с последующим бурением некоторого небольшого числа добывающих скважин, учитывающих неоднородность пласта [1]

Недостатком этого способа является низкая нефтеотдача пласта, связанная с неполным охватом пластов вытеснением из-за незнания неоднородности коллекторов и насыщающих флюидов на первоначальном этапе проектирования.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки залежи, включающий бурение проектного числа нагнетательных и добывающих скважин, заводнение пласта и извлечение нефти на поверхность с последующим бурением дополнительных скважин, учитывающих объемную неоднородность пласта. Объемная неоднородность определяется по результатам эксплуатации залежи и моделированием [2]

Недостатком способа является низкий охват пластов заводнением из-за трудности обнаружения и вовлечения в разработку вертикальными скважинами застойных зон нефти.

Целью изобретения является повышение нефтеизвлечения за счет вовлечения в разработку застойных и тупиковых зон и зон с ухудшенными коллекторскими свойствами.

Указанная цель достигается способом, включающим бурение проектного числа нагнетательных и добывающих скважин, заводнение пласта и извлечение нефти на поверхность с последующим бурением дополнительных скважин, учитывающих объемную неоднородность пласта.

Новым является то, что дополнительные скважины бурят с горизонтальным стволом или бурят горизонтальные стволы из старых скважин, причем горизонтальные стволы проводят по линии, соединяющей застойные целики нефти, местоположение которых определяют моделированием, а при наличии зон замещения, линз, тупиковых зон или зон с низкими коллекторскими свойствами по линии, соединяющей эти зоны.

На фиг. 1 представлена схема размещения проектных и дополнительных горизонтальных скважин с горизонтальными стволами, вскрывшими остаточные целики нефти в зонально однородном пласте; на фиг. 2 схема размещения проектных и дополнительных горизонтальных скважин с горизонтальными стволами, вскрывшими остаточные целики нефти в целиках, в зонах замещения и в тупиковых зонах.

Предлагаемый способ осуществляют в следующей последовательности.

Месторождение разбуривают проектной сеткой скважин, осуществляют его обустройство. Производят закачку воды в нагнетательные скважины и добычу нефти из добывающих скважин. В процессе эксплуатации месторождения производят замеры добычи нефти, воды и закачки. Уточняют запасы нефти с использованием параметров пластов после полученных в результате бурения проектного фонда скважин. Уточняют геологическое строение, определяют местонахождение тупиковых зон, линз и зон с ухудшенными коллекторскими свойствами. После достижения периода падающей добычи определяют подвижные запасы с использованием характеристик вытеснения. Сопоставляя запасы, подсчитанные объемным методом и по характеристикам вытеснения, определяют наличие и количество неподвижной нефти, сосредоточенной в целиках, тупиковых зонах, линзах и вблизи зон замещения.

С использованием двумерных или трехмерных математических моделей залежи определяют зоны с минимальными значениями градиента давления, где будут сосредоточены запасы остаточной нефти.

Необходимо пробурить дополнительные скважины для вовлечения в разработку запасов остаточной нефти, сосредоточенных в зонах минимального градиента давления, тупиковых зонах, линзах и вблизи зон замещения.

Размещают дополнительные к проекту горизонтальные скважины или горизонтальные стволы со старых скважин таким образом, чтобы горизонтальный ствол пересекал зоны остаточной нефти. В случае, когда расстояния между застойными зонами достаточно близки для прохождения их горизонтальным стволом одной скважины, охватывают две и более зоны, даже если они и находятся в различных пластах.

Бурят дополнительные горизонтальные скважины или горизонтальные стволы со старых скважин, осваивают и пускают их под добычу. Горизонтальные стволы, пробуренные в продуктивных пластах в области застойных зон нефти, создают сообщаемость этих зон с данной отбирающей продукцию скважиной. Таким образом, вовлекают в разработку ранее неподвижные запасы, сосредоточенные в целиках, расположенных в зонах минимального градиента давления, линзах, тупиковых зонах и в зонах с ухудшенными коллекторскими свойствами.

В процессе работы горизонтальных скважин ввиду образования дополнительного градиента давления в застойных зонах происходит движение ранее неподвижной нефти к этим скважинам. Это приводит к повышению нефтеизвлечения.

Пример. Осуществление данного способа рассмотрим на примере разработки двух участков месторождения (фиг. 1, 2). Участки разбурили проектной сеткой скважин, осуществили их обустройство. Произвели закачку воды в нагнетательные и добычу нефти из добывающих скважин. Произвели замеры добычи нефти, воды и закачки. Построили литологические карты и подсчитали запасы нефти, определили по характеристикам вытеснения извлекаемые запасы. На первом участке (фиг. 1) 3064 тыс. т геологических и 1532 тыс. т извлекаемых запасов, на втором участке (фиг. 2) соответственно 2145 и 1072 тыс. т. На втором участке значительные зоны (около 30) оказались неколлектором. До осуществления предлагаемого способа добыли всего из двух участков 1200 тыс. т нефти. Обводненность добываемой продукции достигла 50 Провели моделирование участков с использованием математических моделей двухфазной фильтрации в двухмерной области. Определили области наименьших градиентов давления. На первом участке (фиг. 1) застойные зоны образовались на стягивающих центральных рядах между добывающими скважинами. На втором участке (фиг.2 ) две линзы и три тупиковые зоны. Соединили зоны остаточной нефти линиями и тем самым наметили траекторию горизонтального ствола. С целью снижения стоимости и упрощения технологии проводки горизонтального ствола траекторию стремились приблизить к прямолинейной форме, хотя в принципе можно любой конфигурации.

На первом участке (фиг. 1) около застойных зон выбрали скважины для бурения боковых горизонтальных стволов. Из каждой выбранной скважины запроектировали бурение двух горизонтальных стволов в разные стороны в направлении целиков нефти. Такой вариант наиболее предпочтителен с точки зрения экономии материальных затрат при максимальном охвате целиков нефти. На втором участке (фиг. 2) запроектировали бурение двух новых горизонтальных скважин. Одна скважина охватит три застойные зоны (тупиковая зона и две линзы), другая скважина две застойные зоны (две тупиковые зоны).

Пробурили горизонтальные скважины и боковые горизонтальные стволы. Пустили их в добычу. Определили извлекаемые запасы с использованием характеристик вытеснения. Извлекаемые запасы выросли на 20 и составили 3125 тыс. т против 2604 тыс. т, определенных до бурения горизонтальных стволов и горизонтальных скважин. Дополнительная добыча нефти за весь период эксплуатации участков составит 521 тыс. т.