способ разработки нефтяного месторождения

Формула изобретения

Способ разработки нефтяного месторождения, включающий разбуривание месторождения системой вертикальных нагнетательных и горизонтальных добывающих скважин с выбором их траектории, закачку вытесняющей жидкости и добычу нефти, отличающийся тем, что траектории горизонтальных добывающих скважин определяют соединением предполагаемых забоев вертикальных добывающих скважин по рядной схеме размещения, располагают начало горизонтального ствола в стягивающей зоне, а конец в крайнем ряду добывающих скважин, наиболее близком к линии нагнетания, и проводят его с многократным вскрытием залежи путем входа и выхода ствола в продуктивный пласт, причем по мере перемещения фронта воды в процессе разработки забои горизонтальных добывающих скважин перемещают к стягивающей зоне путем поэтапного отключения интервалов пересечения продуктивных пластов.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных месторождений с применением горизонтальных скважин, и может быть использовано при разработке залежей с перемещающимися забоями скважин.

Известен способ разработки нефтяного месторождения (см. патент США 4718485, кл. Е 21 В 43/24, 43/30 от 21.01.1988 г.), включающий бурение горизонтальных добывающих и вертикальных добывающих и нагнетательных скважин по схеме, предусматривающей размещение горизонтальных добывающих скважин между вертикальными добывающими скважинами в плоскости, совпадающей с их осями.

Достоинством этого способа является то, что он позволяет извлекать нефть из застойных зон между вертикальными добывающими скважинами.

Недостатком способа является низкий коэффициент нефтеизвлечения вследствие недостаточного охвата пластов дренированием по толщине и площади объекта разработки.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки нефтяного месторождения (см. патент РФ 2057913, кл. Е 21 В 43/20 от 10.04.96 г.), включающий разбуривание месторождения системой вертикальных нагнетательных и горизонтальных добывающих скважин с выбором их траектории, вытеснение нефти и отбор продукции. Выбор траектории горизонтальных скважин осуществляют путем соединения точек, расположенных по равномерной сетке. Начало горизонтального ствола в рядах скважин, примыкающих к рядам нагнетательных скважин, располагают на расстоянии большем, чем расстояние от его конца до нагнетательной скважины. Середину и конец горизонтального ствола располагают на одинаковом расстоянии от нагнетательной скважины.

Достоинством этого способа является то, что он позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения в многопластовых месторождениях за счет более равномерного дренирования.

Недостатком способа является то, что он подходит только для многопластовых месторождений с самостоятельными сетками, и каждая горизонтальная скважина вскрывает продуктивный пласт один раз.

Технической задачей предлагаемого способа является увеличение конечной нефтеотдачи вследствие многократного вскрытия нефтяной залежи, уменьшение материальных затрат на добычу нефти за счет сокращения бурения добывающих скважин и совмещения в одной горизонтальной добывающей скважине функции нескольких вертикальных добывающих скважин, а также продление срока эксплуатации горизонтальных добывающих скважин благодаря изоляции обводненных продуктивных интервалов без прекращения работы скважины.

Указанная задача решается описываемым способом, включающим разбуривание месторождения системой вертикальных нагнетательных и горизонтальных добывающих скважин с выбором их траектории, закачку вытесняющей жидкости и добычу нефти.

Новым является то, что траектории горизонтальных добывающих скважин определяют соединением предполагаемых забоев вертикальных добывающих скважин по рядной схеме размещения, располагают начало горизонтального ствола в стягивающей зоне, а конец в крайнем ряду добывающих скважин, наиболее близком к линии нагнетания, и проводят его с многократным вскрытием залежи путем входа и выхода ствола в продуктивный пласт, причем по мере перемещения фронта воды в процессе разработки забои горизонтальных добывающих скважин перемещают к стягивающей зоне путем поэтапного отключения интервалов пересечения продуктивных пластов.

Выполнение способа осуществляется на основе усовершенствования стандартной рядной схемы расположения скважин путем замены нескольких вертикальных добывающих скважин одной горизонтальной скважиной и размещения ее в продуктивном пласте таким образом, чтобы ствол горизонтальной скважины многократно вскрывал продуктивный пласт в точках сетки, где первоначально намечалось размещение вертикальных скважин. Начало горизонтального ствола располагают в стягивающей зоне, а конец в крайнем ряду добывающих скважин, наиболее близком к линии нагнетания, и, по мере продвижения фронта воды, производят отключение интервалов пересечения продуктивных пластов, начиная с концевой части ствола. Совокупность отличительных признаков позволяет получить экономию капитальных вложений на бурение одной горизонтальной скважины в сумме 5 млн. руб., увеличение среднегодового экономического эффекта от работы горизонтальной скважины на 9,65 млн. руб. и продление срока эксплуатации скважины на 7 лет.

На фиг. 1 представлена схема размещения горизонтальных добывающих и вертикальных нагнетательных скважин по предлагаемому способу, на фиг.2 - разрез по скважинам 1-2н с профилем горизонтальной скважины по предлагаемому способу.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Нефтяное месторождение разбуривают вертикальными нагнетательными скважинами (1н-6н) по разреженной 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 вертикальные и горизонтальные добывающие скважины. Траекторию горизонтальных скважин выбирают путем соединения предполагаемых забоев вертикальных добывающих скважин с расположением начала горизонтального ствола в стягивающей зоне (точки 1, 3, 5, 6), а конца - в крайнем ряду, наиболее близком к линии нагнетания (точки 1", 3", 5", 6"), и проводят его с многократным вскрытием залежи путем входа и выхода в продуктивный пласт.

Бурение таких скважин позволяет многократно вскрывать продуктивные прослои нефтяной залежи, что равнозначно уплотнению сетки скважин, а также за счет сокращения числа скважин и совмещения в одной горизонтальной скважине функции нескольких вертикальных скважин происходит уменьшение материальных затрат на добычу нефти.

В процессе разработки обводнение скважины начинается с концевой части ствола, наиболее близкой к линии нагнетания. Для случая с вертикальной скважиной обводнение ведет к прекращению ее работы. В случае с горизонтальной скважиной, пробуренной по предлагаемому способу, обводнение не ведет к остановке скважины, необходима лишь изоляция обводненной части продуктивного интервала путем закачки в концевую часть ствола предварительно рассчитанных объемов закупоривающего материала (например, цементного раствора). После обводнения продукции горизонтальной скважины часть ствола в продуктивном пласте, находящаяся на месте скважины первого ряда от нагнетательных скважин, изолируется от обводненного продуктивного пласта. Таким образом, забои добывающих скважин перемещаются к стягивающему ряду, где сосредотачиваются остаточные запасы нефти, благодаря этому удлиняется срок эксплуатации скважины и, как следствие, увеличивается нефтеизвлечение. После обводнения следующего интервала его отключают таким же образом.

Пример конкретного выполнения.

Разрабатывают неоднородную нефтяную залежь со следующими параметрами: средняя пористость по разрезу - 11,9%, средняя проницаемость по разрезу - 0,029 мкм², нефтенасыщенность - 61,6%, абсолютная отметка водонефтяного контакта - 870 м, средняя нефтенасыщенная толщина -4 м, начальное пластовое давление - 7 МПа, пластовая температура - 25^oС, параметры пластовой нефти: плотность - 930 кг/м, вязкость - 46 мПас, давление насыщения - 1,8 МПа, газосодержание - 15,2 м³/т.

На участке залежи разместили нагнетательные скважины двумя рядами. Между рядами нагнетательных скважин наметили размещение добывающих скважин пятью рядами. От стягивающей зоны к линии нагнетания наметили бурение горизонтальных скважин по предлагаемому способу. Одна горизонтальная скважина вскрывает пласт в трех точках, заменяя собой бурение трех вертикальных скважин. Горизонтальный ствол проводится с многократным вскрытием залежи путем входа и выхода траектории ствола в продуктивный пласт в точках по намеченной сетке.

Пробурили вертикальные и горизонтальные скважины, пустили их в эксплуатацию. При этом для горизонтальных скважин депрессию на пласт поддерживали не более 1 МПа для исключения подтягивания закачиваемой воды к забоям.

После нескольких лет эксплуатации после прохождения фронта воды обводненность горизонтальной скважины увеличилась и составила 92%. По результатам исследований скважины определили, что обводнился продуктивный интервал, наиболее близкий к линии нагнетания. После отсечения концевой части ствола обводненность скважины снизилась на 58% и составила 34%. В то же время горизонтальная скважина с прямолинейным стволом, находящаяся на аналогичном участке залежи, продолжала работать с прежней обводненностью и в течение последующих пяти лет полностью обводнилась, после чего была остановлена. Таким образом, обводнение горизонтальной скважины, пробуренной по предлагаемому способу и многократно вскрывающей продуктивный пласт, в отличие от горизонтальной скважины с прямолинейным стволом, не явилось причиной ее остановки.

На фиг.3 представлены характеристики вытеснения для участков залежей нефти: кривая 1 - без применения предлагаемого способа разработки, кривая 2 - с применением предлагаемого способа. При сравнении их становится видно, что применение предлагаемого способа позволит увеличить накопленную добычу нефти на 650 тыс. т.

Срок работы горизонтальной скважины с прямолинейным стволом составил 11 лет, в то время как для горизонтальной скважины по предлагаемому способу с многократным вскрытием залежи - 18 лет. Дебит вертикальной скважины составил 4 т/сут, горизонтальной скважины с прямолинейным стволом - 10 т/сут, горизонтальной скважины с многократным вскрытием залежи - 13 т/сут.

Капитальные вложения на бурение вертикальной скважины составили 5 млн. руб., на бурение горизонтальной скважины - 10 млн. руб. Экономия капитальных вложений при бурении одной горизонтальной скважины вместо трех вертикальных составила 5 млн. руб. Среднегодовой экономический эффект от работы горизонтальной скважины по предлагаемому способу выше по сравнению с горизонтальной скважиной с прямолинейным стволом на 3,22 млн. руб., по сравнению с вертикальной скважиной на 9,65 млн. руб., за все время работы скважины по предлагаемому способу получена прибыль от продажи нефти в размере 250,92 млн. руб. , скважины с прямолинейным стволом - в размере 117,92 млн. руб., вертикальной скважины - 47,19 млн. руб.

Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа разработки нефтяного месторождения складывается за счет увеличения конечной нефтеотдачи вследствие многократного вскрытия залежи горизонтальной скважиной и продления периода работы горизонтальной скважины благодаря изоляции обводненных продуктивных интервалов без прекращения работы скважины.