способ разработки многопластового нефтяного месторождения

Формула изобретения

Способ разработки многопластового нефтяного месторождения, характеризующийся тем, что при разработке месторождения, представленного верхним пластом в виде осадочных пород морского генезиса и нижним карбонатным пластом, определяют участки увеличенных толщин осадочных пород, по чему делают вывод о наличии зоны разуплотнения карбонатного пласта с повышенным дебитом нефти, при этом увеличенная толщина осадочных пород совпадает в плане с зоной разуплотнения карбонатного пласта, нагнетательными скважинами вскрывают верхний и нижний пласты и закачивают через них рабочий агент, а добывающими скважинами вскрывают зону увеличенных толщин осадочных отложений верхнего пласта и зону разуплотнения нижнего карбонатного пласта и отбирают через них пластовую продукцию.

Описание изобретения к патенту

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

Известен способ разработки многопластового нефтяного месторождения, в котором вначале разбуривают самостоятельными сетками скважин расположенные друг под другом два разных по сорту нефти пласта: верхний пласт, насыщенный высоковязкой нефтью и нижний пласт, насыщенный низковязкой нефтью. Оба пласта разбуривают со вскрытием нижнего пласта. В добывающих скважинах, эксплуатирующих верхний пласт с высоковязкой нефтью, перфорируют часть нижнего пласта, насыщенного низковязкой нефтью. После этого ведут отборы смеси нефтей в этих же скважинах (Патент РФ № 2103485, опубл. 27.01.1998).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки многопластового нефтяного месторождения, включающий проведение равномерных в плане сеток скважин на базисные горизонты, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности разработки за счет увеличения темпов добычи нефти путем рационального размещения скважин, каждый базисный горизонт вскрывают наклонно направленными скважинами, каждая из которых вскрывает базисный горизонт в точках геометрически правильной для данного горизонта сетки (Авторское свидетельство СССР № 1314758, опубл. 1999.11.27 - прототип).

Общим недостатком известных технических решений является невысокая нефтеотдача месторождения.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи месторождения.

Задача решается тем, что в способе разработки многопластового нефтяного месторождения, включающем вскрытие пластов наклонно направленными скважинами, согласно изобретению, в нижнем пласте выявляют зоны разуплотнения, а наклонно направленные скважины проводят через оба пласта через зону разуплотнения в нижнем пласте и лежащую зону в верхнем пласте, совпадающую в структурном плане.

Сущность изобретения

При наличии верхнего линзовидного продуктивного пласта, например, бобриковского, есть опасность провести наклонную скважину мимо линзы или в зоне малой толщины пласта. В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи за счет вскрытия и эксплуатации многопластового месторождения наклонно направленными скважинами, проведенными через зоны верхнего продуктивного пласта с большими толщинами и через зоны нижнего пласта с максимальными дебитами.

Отмечено, что под зонами увеличения толщины бобриковских отложений более 1,5 метров, карбонатные отложения нижнего турнейского яруса имеют повышенные (более чем в 2 раза) дебиты из-за наличия зон разуплотнения. В частности, на исследованном разбуренном участке залежи наблюдается совпадение структурных планов турнейского яруса и бобриковских отложений. Этот факт позволяет считать, что существует тесная взаимосвязь во времени формирования пород - коллекторов бобриковского горизонта и турнейских отложений. По теории осадконакопления принято считать, что накопление терригенных осадочных пород морского генезиса происходит во время прогибания дна водного бассейна. При этом толщина осадочных пород пропорциональна глубине прогибания. На участках незначительного развития бобриковских осадочных пород турнейские отложения прогибались незначительно, а на участках увеличенных толщин бобриковских отложений погружение шло на большие глубины и более интенсивно. При этом интенсивное погружение турнейских отложений должно было приводить к появлению трещиноватости в карбонатных коллекторах, значит и к их повышенной проницаемости. Таким образом, можно сделать вывод, что увеличение толщины (мощности) бобриковского пласта совпадают в плане с зоной повышенной трещиноватости турнейских отложений.

Пример взаимозависимости толщины и дебита на участке залежи приведен в таблице.

Таблица
№ скв.	Горизонт, пласт, ярус	Толщина бобриковского пласта, м	Дебит нефти по скважинам турнейского яруса, т/сут.
1	Бобриковский	6
2	Турнейский		20
3	Бобриковский	5,4
4	Турнейский		19
5	Бобриковский	2,2
6	Турнейский		5
7	Бобриковский	1,2
8	Турнейский		2

Скважины 1 и 2, 3 и 4, 5 и 6, 7 и 8 расположены в плане практически в одних зонах.

В соответствии с этим наклонно направленные скважины проводят через оба пласта через зону разуплотнения в нижнем пласте и лежащую зону в верхнем пласте, совпадающую в структурном плане, являющуюся зоной с большой толщиной продуктивного пласта. В результате дебиты скважин существенно возрастают, а нефтеотдача месторождения увеличивается.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают многопластовое нефтяное месторождение. Скважинами вскрывают бобриковский и турнейский пласты. Закачивают рабочий агент - пластовую воду через нагнетательные скважины в оба пласта и отбирают пластовую продукцию через наклонно направленные добывающие скважины из обоих пластов.

На залежи выделяют зоны турнейского пласта с повышенными дебитами добывающих скважин. Анализируют совпадающие в плане зоны бобриковского пласта. Проводят добывающие наклонно направленные скважины через выявленные зоны. В результате дебит скважин возрос с 1-2 до 4-6 т/сут, а нефтеотдача месторождения повысилась на 1,3%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу месторождения.