СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МНОГООБЪЕКТНОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
MULTIPAY OIL DEPOSIT DEVELOPMENT METHOD

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многообъектного нефтяного месторождения.
Известен способ разработки нефтяной залежи (патент RU №2439299, МПК E21B 43/20, опубл. 10.01.2012 г.), включающий разбуривание залежи горизонтальными и вертикальными скважинами по квадратной сетке и формирование элементов бурением в центре элемента вертикальной и/или наклонно направленной нагнетательной скважины, бурением многозабойных добывающих скважин по сторонам элементов, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины циклически и отбор продукции через добывающие скважины, замеры добычи нефти, воды и закачиваемой жидкости, проведение гидродинамических исследований и поддержание пластового давления в зоне отбора на уровне первоначального. Перед разбуриванием залежи выделяют участки с общими нефтенасыщенными толщинами более 13 м в карбонатных коллекторах и/или участки с эффективными нефтенасыщенными толщинами не менее 5 м в водонефтяной зоне в терригенных коллекторах, бурят вертикальную и/или наклонно направленную нагнетательную скважину в центре каждого элемента, стороны каждого элемента закрывают многозабойными скважинами с горизонтальным окончанием в виде полукругов, каждая из которых охватывает половину элемента, с одним восходящим ответвлением в середине полукруга, направленным в угол элемента для выработки запасов нефти в прикровельной части продуктивного пласта, заменяющая в элементе две горизонтальные или три вертикальные и/или наклонно направленные скважины по сторонам и углам элементов. Закачку вытесняющего рабочего реагента осуществляют через нагнетательную скважину в нижнюю часть продуктивного интервала циклически. Определяют оптимальный период закачки, при котором происходит максимальное восстановление давления в зоне отбора и вытеснение нефти из матрицы.
Недостатками данного способа являются сложность в осуществлении бурения и размещении скважин на участке месторождения, увеличение затрат на бурение скважин, вероятность прорыва нагнетаемой воды к стволам добывающих скважин, отсутствие возможности выработки пластов малой толщины.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки многообъектного нефтяного месторождения (патент RU №3459935, МПК E21B 43/14, 43/30, 43/20, опубл. 27.08.2012 г.), включающий разбуривание верхнего объекта редкой сеткой разведочных скважин, отбор продукции через добывающие скважины и нагнетание рабочего агента через нагнетательные скважины. Производят оптимальное размещение проектного фонда добывающих и нагнетательных скважин на плане верхнего объекта в пределах экономически обоснованной рентабельной изопахиты не менее двух метров. Бурят по крайней мере одну горизонтальную скважину с входом в верхний продуктивный объект, проходят верхний продуктивный объект на длину 30-70 м под зенитным углом 82-86°, проходят на стабилизации зенитного угла перемычку между объектами, входят в нижний объект на 10-12 м по стволу, обсаживают скважину колонной, устанавливают башмак колонны в 10-12 м по стволу от кровли нижнего продуктивного объекта, изолируют заколонное пространство, продолжают бурение в интервале второго нижнего продуктивного объекта на 50-100 м с выходом на зенитный угол 88-90°. Устанавливают управляемый фильтр с двумя шторками выше и ниже интервала глин, закрывают шторки и изолируют верхний и нижний объекты друг от друга. Спускают эксплуатационную колонну с входом в нижний объект, перфорируют нефтенасыщенную часть верхнего объекта в колонне, скважину осваивают в качестве добывающей, если она расположена в сводовой и/или присводовой, и/или склоновой частях структур, контролирующих залежь нефти, с внедрением оборудования одновременно-раздельной эксплуатации скважины и эксплуатацией объектов на разных расчетных депрессиях, предотвращающих преждевременное обводнение добываемой продукции. Скважину осваивают в качестве нагнетательной, если она расположена в пониженных частях структур. Внедряют оборудование одновременно-раздельной закачки и производят закачку вытесняющего агента под разными расчетными давлениями на каждый объект, обеспечивающими оптимальную приемистость.
Недостатками данного способа являются низкая нефтеотдача, сложность в наборе зенитного угла при проводке горизонтального ствола скважины, значительные капитальные затраты на бурение скважин, недостаточный охват выработкой по площади, сложности в проводке горизонтального ствола в малых толщинах пласта и установке оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ).
Техническими задачами предлагаемого способа являются увеличение нефтеизвлечения, уменьшение капитальных затрат на добычу нефти за счет сокращения бурения дополнительных добывающих скважин, возможность эксплуатации нескольких продуктивных объектов с использованием технологии ОРЭ и выработки запасов нефти из продуктивных пластов малой толщины.
Технические задачи решаются способом разработки многообъектного нефтяного месторождения, включающим бурение наклонных скважин, вскрывающих несколько объектов, вторичное вскрытие продуктивных объектов, оборудование скважин устройствами для ОРЭ вскрытых объектов, отбор продукции через добывающие скважины и нагнетание рабочего агента через нагнетательные скважины.
Новым является то, что вскрытие объектов наклонными скважинами производят с постоянными зенитным и азимутным углами для получения винтообразной скважины, перед вторичным вскрытием определяют нефтенасыщенные участки скважины, расположенные в продуктивных объектах, при этом в скважинах, оборудованных устройствами для ОРЭ, производят изоляцию между вскрытыми участками скважины при помощи проходных пакеров.
Сущность изобретения
При разработке многообъектного нефтяного месторождения продуктивные пласты месторождения вырабатываются не полностью. Главной задачей является достижение максимального коэффициента нефтеизвлечения при максимальном охвате пласта. В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи многопластового объекта за счет возможности выработки при малых толщинах пласта, максимальной площади контакта с коллектором, одновременной выработки нескольких продуктивных объектов, не оставляя в длительной консервации запасы одного из них, значительно сокращая при этом капитальные вложения на бурение и эксплуатацию многопластового объекта, разрабатывая несколько объектов одной сеткой.
1
На фиг.1 представлена схема реализации предлагаемого способа разработки многообъектного нефтяного месторождения, где 1 - участок многообъектного нефтяного месторождения; 2 - наклонная скважина; 3, 4 и 5 - участки скважины 2, вскрывающие соответствующие нефтенасыщенные части 6, 7 и 8 месторождения 1 с соответствующими нефтенасыщенными толщинами h1, h2 и h3, при этом участок 5 ствола скважины 2 при проводке в плотных породах может быть оставлен открытым; α - зенитный угол наклона ствола скважины.
2
На фиг.2 представлена схема размещения ствола скважины при реализации предлагаемого способа разработки многообъектного нефтяного месторождения 1 (вид сверху), где 3, 4 и 5 - участки ствола скважины 2; 9 - точка входа в продуктивный интервал месторождения 1; 10 - проходные пакеры; 11 - интервалы перфорации, α - азимутный угол отклонения ствола скважины.
Способ осуществляют в следующей последовательности.
1
2
Месторождение 1 (фиг.1) разбуривают разведывательными скважинами (не показаны) по проектной сетке, определяют тип месторождения 1 и тип строения частей 6, 7 и 8 месторождения 1. По результатам бурения также уточняют геологическое строение месторождения 1 и определяют емкостно-фильтрационные свойства (проницаемость, пористость) нефтенасыщенных участков 6, 7 и 8, структурные планы продуктивных объектов, составляют схемы корреляции разрезов пробуренных скважин, строят карты нефтенасыщенных толщин h1, h2, h3, выделяют несколько зон продуктивных частей 6, 7 и 8, совпадающих в плане. Производят оптимальное размещение проектного фонда добывающих 2 и нагнетательных скважин (не показаны). Бурят в выделенных зонах 6, 7 и 8 добывающие наклонные скважины 2, осуществляют вторичное вскрытие частей 6, 7 и 8 интервалами перфорации 11, отбор продукции через скважины 2 и нагнетание рабочего агента через нагнетательные скважины, вскрывающие соответствующие части 6, 7 и 8 месторождения 1. Причем бурят наклонную скважину 2 с входом в проектной точке 9 в продуктивные интервалы месторождения 1. При этом вскрытие продуктивных частей 6, 7 и 8 производят под постоянным зенитным углом α и азимутным углом α (фиг.2) для получения винтообразного профиля скважины 2. Благодаря винтообразному профилю скважины 2 получают максимальную площадь контакта всех нефтенасыщенных частей 6, 7 и 8 с соответствующими участками 3, 4 и 5 скважины 2. Далее по стволу скважины 2 (фиг.1) проводят исследования и определяют продуктивные части 6, 7 и 8 с соответствующими толщинами h1, h2 и h3. Осуществляют вторичное вскрытие интервалами перфорации 11 (фиг.2) на участках 3, 4 и 5 (при наличии обсадной колонны) для сообщения с соответствующими частями 6, 7 и 8 месторождения. Затем скважину 2 оборудуют устройством для ОРЭ с установкой между участками 3, 4 и 5 проходных пакеров 10. Отбор продукции производят через скважины 2, а нагнетание рабочего агента через нагнетательные скважины (не показаны), вскрывающие соответствующие части 6, 7 и 8 месторождения 1.
Пример конкретного выполнения.
-3
2
3
Разрабатывают многообъектное нефтяное месторождение 1 со следующими характеристиками: пластовая температура - 25,4°C, проницаемость - 811·10 мкм, пористость - 24%, нефтенасыщенность - 82%, вязкость нефти - 145,1 мПа·с, плотность нефти - 0,904 т/м.
По квадратной сетке разместили проектный фонд скважин. Построили структурные карты по кровле всех объектов и карты нефтенасыщенных толщин h1 (фиг.1), h2, h3, выделили три зоны соответствующих продуктивных частей 6, 7 и 8.
-3
2
3
Верхний объект - часть 6 месторождения 1 - представлен терригенными отложениями тульского горизонта со следующими характеристиками: глубина залегания - 1350 м, толщина продуктивного пласта - 1,9 м, пластовое давление -13,2 МПа, пластовая температура - 25,4°C, проницаемость - 812·10 мкм, пористость - 25%, нефтенасыщенность - 81%, вязкость нефти - 145,1 мПа·с, плотность нефти - 0,904 т/м.
-3
2
3
Средний объект - часть 7 - представлен терригенными отложениями бобриковского горизонта со следующими характеристиками: глубина залегания - 1353 м, толщина продуктивного пласта - 2,9 м, пластовое давление - 13,5 МПа, пластовая температура - 25,4°C, проницаемость - 810·10 мкм, пористость - 23%, нефтенасыщенность - 82%, вязкость нефти - 145,1 мПа·с, плотность нефти - 0,904 т/м.
-3
2
3
Нижний объект - часть 8 - представлен карбонатными породами массивного типа турнейского яруса со следующими характеристиками: глубина залегания - 1367,2 м, толщина продуктивного пласта - 5 м, пластовое давление - 13,5 МПа, пластовая температура - 26°C, проницаемость - 31·10 мкм, пористость - 11%, нефтенасыщенность - 61%, вязкость нефти - 86 мПа·с, плотность нефти - 0,897 т/м.
1
2
Произвели бурение наклонной скважины 2 с входом в верхний продуктивный объект - часть 6 тульского горизонта в - проектной точке 9 с постоянным зенитным углом α=45° и постоянным набором азимутного угла α=68° (фиг.2) после входа в продуктивный пласт, т.е. без изменения зенитного и азимутного углов получаем профиль винтообразной скважины (фиг.1 и 2). Эффективная нефтенасыщенная толщина h1 (фиг.1) верхнего объекта - часть 6 тульского горизонта составила 1,9 м.
1
2
Далее под постоянным зенитным α и азимутным α углами прошли продуктивный интервал и вошли в средний объект - часть 7 бобриковского горизонта толщиной 2,9 м, после чего наклонной скважиной 2 вскрыли продуктивный нижний объект - часть 8 турнейского яруса - толщиной 5 м. При этом ствол скважины 2 в терригенных отложениях - части 6 и 7 - обсадили колонной 5, а в карбонатных низкопроницамых отложениях турнейского яруса - часть 8 - ствол 3 оставили открытым.
Произвели вторичное вскрытие нефтенасыщенных частей 6, 7 и 8 интервалами перфорации 11 на соответствующих участках 3, 4, 5, после чего по всему стволу скважины 2 провели геофизические исследования (ГИС) и определили нефтенасыщенные участки ствола скважины 3, 4, 5 в нефтенасыщенных частях 6, 7, 8 месторождения 1.
Далее в скважине 2 (фиг.2) установили оборудование ОРЭ с установкой между участками 3, 4, 5 проходных пакеров 10 (см. патенты RU №№2470144, 2449114 и т.п.).
Скважину 2 освоили и ввели в эксплуатацию, а нагнетание рабочего агента произвели через нагнетательные скважины, вскрывающие соответствующие части 6, 7 и 8 месторождения 1.
Благодаря применению предложенного способа дебит нефти по карбонатным терригенным отложениям бобриковского горизонта составил 21 т/сут при дебите окружающих скважин 3,7 т/сут; по турнейскому ярусу дебит нефти составил 14 т/сут при дебите соседней скважины 4 т/сут. Суточный суммарный эффект составляет 35 т/сут. С учетом падения годовая добыча составит 7776 т нефти. Отпала необходимость бурения дополнительных добывающих скважин для извлечения остаточных запасов на данном участке.
Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу на многообъектном нефтяном месторождении, сократить объемы бурения самостоятельной сетки скважин на нижний объект, обеспечивая равномерную выработку запасов во всех продуктивных объектах, сократить расходы на бурение дополнительных скважин, выработать остаточные запасы из продуктивных пластов малой толщины.