способ разработки многопластового нефтяного месторождения

Формула изобретения

1. Способ разработки многопластового нефтяного месторождения, включающий размещение скважин на выделенном участке разработки залежи по утвержденному проекту, определение коллекторских свойств пластов в разрезе, циклическую закачку пластовой воды через нагнетательные и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что при разбуривании разрабатываемых участков залежи нефти кустовым способом сначала бурят нагнетательные скважины с углублением забоя под нижним эксплуатационным объектом до вскрытия водоносных пластов, затем бурят добывающие скважины, при этом если гипсометрические отметки продуктивных пластов окажутся ниже водонефтяного контакта или будут вскрыты зоны литологического замещения на неколлектор, то углубление забоя скважин продолжают также до вскрытия упомянутых водоносных горизонтов и после завершения разбуривания участка в пределах этого куста с учетом полученной максимально возможной информации скважины группируют в единую систему разработки по отношению к одному из эксплуатационных объектов в разрезе, например к нижнему, а заводнение пластов через нагнетательные скважины осуществляют путем внутрискважинной или межскважинной перекачки вод с водоносных горизонтов или засолоненных питьевых вод с верхних горизонтов, находящихся на территории разрабатываемого участка.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при переходе на выработку вышележащего объекта разработки в зависимости от положения скопления нефти скважины перегруппируют в оптимальную систему разработки.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластового нефтяного месторождения.

Известны способы разработки многопластового нефтяного месторождения [1] и [2] , включающие размещение скважин по основному пласту, закачку воды в основной и прерывистые пласты через нагнетательные скважины и добычу нефти через добывающие скважины основного и прерывистых пластов с последующим переводом добывающих скважин на конечной стадии под закачку воды на прерывистые пласты вдоль периметра участка с максимальным количеством вскрытых пластов, при этом перевод под нагнетание добывающих скважин на конечной стадии осуществляют по мере их обводнения по основному пласту при наличии в разрезе этих скважин не менее одного прерывистого пласта.

Известен также способ разработки многопластового нефтяного месторождения, включающий размещение скважин на выделенном участке разработки залежи, по утвержденному проекту, определение коллекторских свойств пластов в разрезе, циклическую закачку пластовой воды через нагнетательные и отбор нефти через добывающие скважины [3].

Общим недостатком аналога и прототипа является то, что учитывают лишь отдельные геологические факторы, не учитывая их во всем многообразии, а также не учитывают процессы охлаждения от закачки и не предусматривают возможности снижения техногенной нагрузки на верхний пресноводный питьевой комплекс.

Техническим результатом изобретения является снижение техногенной нагрузки на верхний питьевой комплекс и группирование скважин в единую систему разработки с учетом всего многообразия геологических факторов в многопластовом нефтяном месторождении.

Необходимый технический результат достигается тем, что по способу разработки многопластового нефтяного месторождения, включающему размещение скважин по утвержденному проекту на выделенном участке разработки залежи нефти, определение коллекторских свойств продуктивных пластов в разрезе, циклическую закачку пластовой воды через нагнетательные и отбор нефти через добывающие скважины, согласно изобретению при разбуривании разрабатываемых участков залежи кустовым способом сначала бурят нагнетательные скважины с углублением забоя под нижним эксплуатационным объектом до вскрытия водоносных пластов, залегающих, например, в горизонтах ДIII или ДIV. Затем бурят добывающие скважины. При этом, если гипсометрические отметки продуктивных пластов окажутся ниже водонефтяного контакта или будут вскрыты зоны литологического замещения на неколлектор, то углубление забоя скважины продолжают также до вскрытия вышеупомянутых водоносных горизонтов ДIII или ДIV и после завершения разбуривания участка в пределах этого куста, с учетом полученной максимально возможной геологической информации добывающие и нагнетательные скважины группируют в единую систему разработки по отношению к одному из эксплуатационных объектов в разрезе, например к нижнему, а заводнение пластов через нагнетательные скважины осуществляют путем внутрискважинной или межскважинной перекачки вод с упомянутых водоносных горизонтов ДIII или ДIV, или засоленных питьевых вод с верхних горизонтов, находящихся на территории разрабатываемого участка.

Кроме того, при переходе на выработку вышележащего объекта разработки в зависимости от положения скопления нефти скважины перегруппируют в оптимальную систему разработки.

На фиг. 1 изображена схема размещения добывающих и нагнетательных скважин по утвержденному проекту на одном из разрабатываемых участков нефтяного месторождения, сгруппированных в один куст разбуривания.

На фиг.2 - геологический профиль по линии скважин 5,2 и 8 по отложениям горизонта Д0, ДI, ДIII и ДIV после завершения разбуривания куста, где также видно отбор пластовой воды с горизонта ДIV через нагнетательные скважины 5 и 8 и нагнетание ее в краевые части эксплуатационного объекта ДI и отбор нефти через добывающую скважину 2 по предлагаемому способу.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Разбуривание разрабатываемых участков нефтяной залежи осуществляют по утвержденному проекту кустовым способом, при котором устье скважин группируют по две скважины через 5 м и каждая пара скважин отстоит от другой пары на расстоянии 20 м.

Согласно проекта предусматривают сетку размещения забоев скважин и их назначение.

Разбуривание разрабатываемого участка начинают с нагнетательных скважин 1, 2 и 3 (см.фиг. 1) с углублением забоя под нижним эксплуатационным объектом (продуктивным пластом), например, ДI (см.фиг.2) до вскрытия водоносных пластов, например, залегающих в горизонтах ДIII или ДIV. Затем разбуривают с этого же куста добывающие скважины 4 - 9. Однако, как показала практика, пробуренные нагнетательные и добывающие скважины сразу сгруппировать и обустраивать по проекту не следует, поскольку в действительности нередки случаи больших отклонений от прогнозной геологической ситуации, Группировку скважин в единую систему разработки производят только тогда, когда получена максимально возможная геологическая информация разреза в пределах куста разбурвания.

Так, например, к утвержденному проекту размещения скважин на кусту (см. фиг. 1) необходимо внести коррективы, поскольку как показала полученная полная геологическая информация разреза после завершения разбуривания куста добывающие скважины 5 и 8 (см.фиг.2), следовательно и остальные 4, 5, 6, 7 и 9 попали в зону выклинивания коллектора, т.е. уменьшения толщины, и из-за низких гипсометрических отметок они должны быть переведены в группу нагнетательных скважин по отношению к эксплуатационному объекту ДI, а нагнетательные скважины 1, 2, 3 - в группу добывающих. Поэтому, если при бурении добывающих скважин гипсометрические отметки продуктивных пластов окажутся ниже водонефтяного контакта или будут вскрыты зоны литологического замещения на неколлектор, то углубление забоя скважин продолжают также до вскрытия водоносных горизонтов ДIII или ДIV.

При выработке пласта ДI его заводнение осуществляют через нагнетательные скважины 4, 5, 6-9 путем внутрискважинной или межскважинной перекачки вод с упомянутых водоносных горизонтов ДIII или ДIV методом циклической закачки, или закачкой питьевых засоленных вод с верхних горизонтов, находящихся на территории разрабатываемого участка с последующим, при необходимости, пополнением этого горизонта пресной водой через дополнительную пробуренные скважины, предварительно ликвидировав источник осолонения (Для сохранения температурного режима закачку засолоненных вод из питьевого комплекса необходимо осуществлять в законтурные скважины). При этом отбор нефти осуществляют через добывающие скважины 1, 2, 3.

После полной выработки пласта ДI переходят к выработке другого пласта, например Д0 (см.фиг.2).

Для этого в зависимости от расположения скопления нефти на основе уже известной геологической информации скважины перегруппируют в оптимальную систему разработки. Так, по отношению эксплуатационного объекта Д0 скважины 4-9 переводят под отбор нефти, после предварительного отключения перфорированных интервалов напротив водоносного горизонта ДIV. А скважину 2 переводят под закачку путем внутрискважинной перекачки жидкости из водоносных горизонтов ДIII или ДIV после предварительной изоляции эксплуатационного объекта ДI и вскрытия перфорацией напротив ДIII или ДIV.

В случае, если при этом давление в разрабатываемом пласте недостаточно, то скважины 1 и 3 также переводят в группу нагнетательных - под закачку, произведя аналогичные работы, что и в скважине 2.

Использование изобретения позволит значительно снизить техногенные нагрузки на верхние питьевые комплексы, поскольку при этом отпадает необходимость в водоводах большой протяженности с высоким давлением перекачки (до 15 МПа) высокоминерализованной воды, при котором неизбежны порывы, следовательно, и осолонение питьевых комплексов, и затраты, связанные с устранением аварий.

Источники информации

1. SU 1606687 A1, 15.11.1993.

2. RU 2024740 C1, 15.12.1994.

3. RU 2061177 C2, 27.05.1996.