способ разработки нефтяной залежи (варианты)

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяной залежи, содержащий бурение скважин, закачку рабочего агента через ряд нагнетательных скважин и отбор нефти через ряд добывающих скважин, параллельный ряду нагнетательных скважин, отличающийся тем, что при подвижности нефти в залежи М0,4 бурят горизонтальные нагнетательные и вертикальные добывающие скважины.

2. Способ разработки нефтяной залежи, содержащий бурение скважин, закачку рабочего агента через ряд нагнетательных скважин и отбор нефти через ряд добывающих скважин, параллельный ряду нагнетательных скважин, отличающийся тем, что при подвижности нефти в залежи 0,4<М<2,5 нагнетательные и добывающие скважины бурят горизонтальными.

3. Способ разработки нефтяной залежи по п.2, отличающийся тем, что при суммарной протяженности горизонтальных стволов нагнетательной и добывающей скважин менее 0,6 единичной длины элемента площади залежи добывающие и нагнетательные скважины располагают в шахматном порядке относительно друг друга.

4. Способ разработки нефтяной залежи, содержащий бурение скважин, закачку рабочего агента через ряд нагнетательных скважин и отбор нефти через ряд добывающих скважин, параллельный ряду нагнетательных скважин, отличающийся тем, что при подвижности нефти в залежи М2,5 бурят вертикальные нагнетательные и горизонтальные добывающие скважины.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи, пробуренной горизонтальными скважинами.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти, закачку рабочего агента в циклическом режиме через горизонтальные скважины, расположенные крестообразно со взаимно перпендикулярным расположением (пат. РФ №2166070).

Недостатком известного способа является снижение коэффициента охвата пласта дренированием и воздействием за счет возникновения застойных зон на участках взаимно перпендикулярного расположения нагнетающих и добывающих скважин горизонтального типа.

Наиболее близким к заявляемому является способ разработки нефтяной залежи, ("Площадное заводнение нефтяных месторождений", Р.Т.Фазлыев, 1979 г., с.47-50), содержащий закачку рабочего агента через ряд вертикальных нагнетательных скважин, отбор нефти через ряд вертикальных добывающих скважин, параллельный ряду нагнетательных скважин.

Недостатком известного способа является низкий коэффициент охвата пласта дренированием и воздействием.

В заявляемом способе разработки нефтяной залежи, содержащем бурение скважин, закачку рабочего агента через ряд нагнетательных скважин и отбор нефти через ряд добывающих скважин, параллельный ряду нагнетательных скважин, при подвижности нефти в залежи М0,4 бурят горизонтальные нагнетательные и вертикальные добывающие скважины.

В заявляемом способе разработки нефтяной залежи, содержащем бурение скважин, закачку рабочего агента через ряд нагнетательных скважин и отбор нефти через ряд добывающих скважин, параллельный ряду нагнетательных скважин, при подвижности нефти в залежи 0,4<М<2,5 нагнетательные и добывающие скважины бурят горизонтальными.

В заявляемом способе разработки нефтяной залежи, содержащем бурение скважин, закачку рабочего агента через ряд нагнетательных скважин и отбор нефти через ряд добывающих скважин, параллельный ряду нагнетательных скважин, при подвижности нефти в залежи 0,4<M<2,5 и суммарной протяженности горизонтальных стволов нагнетательной и добывающей скважин менее 0,6 единичной длины элемента площади залежи, нагнетательные и добывающие скважины бурят горизонтальными и располагают в шахматном порядке относительно друг друга.

В заявляемом способе разработки нефтяной залежи, содержащем бурение скважин, закачку рабочего агента через ряд нагнетательных скважин и отбор нефти через ряд добывающих скважин, параллельный ряду нагнетательных скважин, при подвижности нефти в залежи М2,5 бурят вертикальные нагнетательные и горизонтальные добывающие скважины.

При подвижности нефти в залежи 0,4 отн.ед. и менее для выполнения условий материального баланса оптимальная протяженность горизонтальных стволов достигает величины, при которой производительность горизонтальной добывающей скважины равна производительности вертикальной и соответственно горизонтальная скважина должна быть заменена на менее капиталоемкую вертикальную добывающую скважину. Данный вывод обоснован найденными зависимостями для стоимости горизонтальных скважин, а также соотношения стоимости горизонтальных и вертикальных участков от протяжения горизонтального ствола ("Оценка влияния протяженности горизонтального ствола на стоимость строительства горизонтальных скважин". Сыромятников Е.С. и др. "Строительство нефтяных скважин на суше и на море", 2000, №6-7, с.20-23).

Горизонтальные скважины обладают большей площадью дренирования, по сравнению с вертикальными. Параллельное расположение горизонтальных скважин относительно друг друга стабилизирует величины градиента давлений в залежи и снижает вероятность возникновения зон с градиентами давлений ниже градиента сдвига нефти (застойных зон). Это позволяет увеличить коэффициент охвата воздействием.

Шахматное размещение добывающих и нагнетательных скважин относительно друг друга при подвижности нефти в залежи 0,4>М<2,5 и суммарной протяженности горизонтальных стволов нагнетательной и добывающей скважин менее 0,6 единичной длины элемента разработки нефтяной залежи, увеличивает коэффициент охвата по сравнению с рядным лобным размещением скважин за счет интерференционного эффекта. Используя рядное шахматное размещение скважин заданный коэффициент охвата можно получить при меньшей длине протяженности горизонтальных стволов скважин, соответственно при меньших затратах на строительство скважин. При превышении суммарной протяженности горизонтальных стволов нагнетательной и добывающей скважин 0,6 единичной длины элемента разработки нефтяной залежи коэффициент охвата одинаков для рядного шахматного и рядного лобного размещения добывающих и нагнетательных скважин относительно друг друга.

При подвижности нефти в залежи 2,5 отн.ед. и более оптимальная протяженность горизонтального ствола нагнетательной скважины уменьшается и достигает величины, характерной для добывающей горизонтальной скважины в условиях неустойчивого фронта вытеснения нефти и преждевременных прорывов воды. При этом для выполнения материального баланса горизонтальная нагнетательная скважина может быть заменена вертикальной нагнетательной скважиной.

На фиг.1 показана зависимость коэффициента охвата элемента залежи от суммарной протяженности горизонтального ствола нагнетательной и добывающей скважин при различных схемах расположения скважин.

На фиг.2 показана зависимость между суммарной протяженностью горизонтального ствола нагнетательной и добывающей скважин от подвижности нефти при максимальном коэффициенте охвата.

На фиг.3, 5, 7 показаны соответственно существующие технологические схемы расположения горизонтальных скважин для разработки нефтяных залежей верейских объектов Лозинского участка, Есенейского месторождения. Ижевского месторождения и Северного участка Воткинского купола Мишкинского месторождения.

На фиг.4, 6, 8 показаны соответственно предложенные технологические схемы с рядным расположением горизонтальных скважин для разработки нефтяных залежей верейских объектов Лозинского участка, Есенейского месторождения. Ижевского месторождения и Северного участка Воткинского купола Мишкинского месторождения.

Показанные зависимости (фиг.1, 2) основаны на анализе результатов разработки верейского горизонта месторождений Удмуртии. Продуктивные нефтенасыщенные пласты имеют небольшие эффективные толщины с вязкостью нефти в пластовых условиях от 3,0 до 150 мПа·с. В качестве базового объекта рассматривалось Южно-Киенгопское месторождение. Продуктивные нефтенасыщенные пласты имеют небольшие эффективные толщины с вязкостью нефти в пластовых условиях 8,0 мПа·с.

Оптимальное размещение горизонтальных скважин с точки зрения величины коэффициента охвата - это рядное (фиг.1). Наиболее выгодны схемы с рядным шахматным размещением горизонтальных стволов.

Оптимальность выбора рядного размещения горизонтальных скважин подтверждается сравнением эффективности существующих технологических схем размещения горизонтальных скважин для разработки нефтяных залежей верейских объектов Лозинского участка Есенейского месторождения, Ижевского месторождения, Черепановского поднятия Мишкинского месторождения и Северного участка Воткинского купола Мишкинского месторождения (соответственно фиг.3, 4, 5, 6) с предложенными технологическими схемами с рядным расположением горизонтальных скважин (соответственно фиг.7, 8, 9, 10). Сравнение проводилось с помощью трехмерных геологических и гидродинамических моделей для трехфазной фильтрации пластовой жидкости. Для создания трехмерной геологической модели применен программный комплекс GeoFrame 3.8. Построение гидродинамической модели проводилось с использованием программ EGLIPSE-100. Анализ полученных результатов показал, что предложенные технологические схемы позволяют увеличить коэффициенты охвата пласта воздействием, не приводят к снижению темпов отбора и к преждевременному прорыву воды. Коэффициенты извлечения для предложенных технологических схем соответственно на 5%, 8%, 6% и 7% выше, чем для существующих технологических схем с применением горизонтальных скважин.

Заявляемый способ позволяет экономично обеспечивать высокий коэффициент охвата для нефти любой вязкости за счет уменьшения застойных зон при разработке нефтяной залежи.