Способ разработки залежей нефти радиальной сеткой скважин
DEVELOPMENT METHOD OF OIL DEPOSITS BY RADIAL WELL NETTING

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовых залежей нефти.
Известен способ разработки залежи нефти массивного типа с послойной неоднородностью, включающий разработку вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, построенных по сетке скважин, строительство дополнительных пологонаправленных стволов, закачку агента в добывающие скважины и отбор продукции из добывающих скважин. Пологонаклонные стволы бурят из дополнительных нагнетательных и добывающих скважин диаметром долота 144 мм, которые бурят с поверхности с уплотнением сетки до 1-4 га/скв., причем пологонаправленные стволы бурят поперек трещиноватости пласта длиной, равной 2-3 толщинам пласта, с последующей обсадкой стволов и вторичным вскрытием продуктивного пласта, после чего перед запуском дополнительных скважин в работу в обводнившихся пропластках пласта производят из их пологонаправленных стволов водоизоляционные работы, а в нефтеносных - кислотную обработку (патент РФ №2439298, кл. Е21В 43/16, опубл. 10.01.2012).
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки многопластовых залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти методом уплотняющей сетки, включающий бурение скважин по сетке, уплотнение сетки скважин, бурение боковых горизонтальных стволов, отбор продукции из скважин. В наиболее повышенной части структуры многопластовой залежи бурят одну вертикальную или наклонно-направленную скважину, затем от данной скважины проводят две-три условные окружности, первая из которых имеет радиус 100-300 м, а каждая последующая окружность отстоит от предыдущей на 100-300 м, вдоль окружностей на равном расстоянии друг от друга бурят соответственно две-три группы по 6-8 вертикальных и/или наклонно-направленных скважин, причем точки входа в пласты скважин находятся на линии окружностей, в целом скважины одной группы относительно другой размещают с достижением максимального охвата залежи по площади, все скважины бурят до нижнего пласта, при этом вторичное вскрытие осуществляют по пласту с наименьшей проницаемостью коллектора, после снижения дебита нефти одной из скважин до значения менее 1 т/сут, данную скважину переводят на пласт с наибольшей проницаемостью, при последующем снижении дебита нефти данной скважины до значения менее 1 т/сут, ее переводят на одновременно-раздельную эксплуатацию оставшихся пластов, причем в один из оставшихся пластов осуществляют зарезку бокового горизонтального ствола длиной 200-600 м в радиальном направлении от первоначальной центральной скважины, аналогичные операции выполняют по всем скважинам, боковой горизонтальный ствол не бурят в первоначальной центральной скважине (патент РФ №2678337, кл. Е21В 43/14, Е21В 43/30, опубл. 28.01.2019 - прототип).
Общим недостатком известных способов является невысокий охват пластов, особенно если пласты лишь частично совпадают в структурном плане. В результате нефтеотдача залежей остается невысокой.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи многопластовой нефтяной залежи.
Задача решается тем, что в способе разработки залежей нефти радиальной сеткой скважин, включающем подбор многопластовой залежи, бурение скважин по сетке, уплотнение сетки скважин, размещение горизонтальных стволов скважин в радиальном направлении, применение способов одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ), отбор продукции из скважин, согласно изобретению, залежь разбуривают вертикальными скважинами с расстоянием между скважинами 500-2000 м, причем устье каждой из вертикальных скважин размещают на отдельной площадке, выбирают одну из площадок и в радиальном направлении от соответствующей вертикальной скважины данной площадки бурят не более 20 горизонтальных скважин, причем горизонтальные стволы в продуктивном пласте выполняют длиной по 150-1500 м, горизонтальные стволы в плане располагают под углом 10-180є друг к другу, а в профиль каждый из горизонтальных стволов размещают в пласте с наибольшей эффективной нефтенасыщенной толщиной, тем самым достигают максимально возможного охвата пластов как по площади, так и по толщине, аналогичные операции проводят на всех площадках, разбуривая залежь горизонтальными скважинами в радиальном направлении от соответствующих вертикальных скважин, причем в каждом из пластов минимальное расстояние в плане между горизонтальными стволами скважин соседних площадок составляет 250 м, регулировку выработки запасов нефти осуществляют с применением ОРЭ между соответствующими пластами, причем внедрение ОРЭ на каких пластах и в какое время определяют с помощью гидродинамического моделирования процессов разработки и выбора наилучшего сценария выработки запасов.
Сущность изобретения.
Для эффективной разработки многопластовой нефтяной залежи необходимо достичь максимальный охват по каждому из пластов. Ситуация ухудшается, если пласты лишь частично совпадают в структурном плане. Существующие технические решения не в полной мере позволяют эффективно осуществлять наиболее полную выработку запасов нефти из такой залежи, в результате чего, коэффициент нефтеизвлечения залежи остается низким. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи многопластовой нефтяной залежи. Задача решается следующим образом.
На фиг. 1 представлена в плане схема залежи с пластами и размещением скважин, пробуренных на соответствующий пласт. Обозначения: А, В – нефтенасыщенные пласты залежи; I, II, III – вертикальные скважины; 1, 2, 4, 9, 10, 11, 12, 13, 14 – горизонтальные скважины, горизонтальные стволы которых пробурены в пласте А; 3, 5, 6, 7, 8 – горизонтальные скважины, горизонтальные стволы которых пробурены в пласте В; X, Y, Z – площадки, на которых расположены устья скважин; h – минимальное расстояние в плане между горизонтальными стволами скважин соседних площадок X, Y, Z.
Способ реализуют следующим образом.
Подбирают многопластовую нефтяную залежь, представленную несколькими объектами, совпадающими полностью или частично в структурном плане. Например, залежь представлена двумя пластами: верхним А и нижним В (фиг.1). Залежь разбуривают вертикальными (в т.ч. наклонно-направленными) скважинами, например, I, II, III по редкой равномерной или неравномерной сетке с расстоянием между скважинами 500-2000 м. Устье каждой из вертикальных скважин размещают на отдельной площадке X, Y, Z соответственно.
Согласно расчетам, при расстоянии между вертикальными скважинами менее 500 м, для большинства коллекторов размещение горизонтальных скважин по рассматриваемому способу между вертикальными скважинами не приводит к росту нефтеотдачи по сравнению с бурением вертикальных скважин вместо горизонтальных. Причиной является интерференция соседних скважин. При расстоянии между вертикальными скважинами более 2000 м, снижается охват залежи и, соответственно, коэффициент нефтеизвлечения.
Далее выбирают одну из площадок, например, X, и в радиальном направлении от соответствующей вертикальной скважины I бурят не более 20 горизонтальных скважин, например, скважины 1-5. Причем горизонтальные стволы в продуктивном пласте выполняют длиной по 150-1500 м. Горизонтальные стволы скважин 1-5 в плане располагают под углом 10-180є друг к другу, а в профиль каждый из горизонтальных стволов размещают в пласте с наибольшей эффективной нефтенасыщенной толщиной. Допустим, горизонтальные стволы скважин 1, 2, 4 размещают в пласте А, а горизонтальные стволы скважин 3 и 5 размещают в пласте В. Таким расположением горизонтальных стволов достигают максимально возможного охвата пластов А и В как по толщине, так и по площади.
Согласно проведенному моделированию процессов разработки многопластовых нефтяных залежей различных конфигураций, размещение более 20 горизонтальных скважин приводит к снижению прироста нефтеотдачи ввиду интерференции скважин и уменьшению экономической эффективности. При длине горизонтальных стволов в продуктивном пласте менее 150 м охват пласта значительно снижается, что также приводит к уменьшению нефтеотдачи. При длине горизонтальных стволов более 1500 м снижается их эффективная длина, т.е. соотношение «работающей» длины ствола к общей. При размещении горизонтальных стволов скважин в плане под углом менее 10є друг к другу интерференция скважин приводит к снижению нефтеотдачи. При этом угол более 180є не возможен, т.к. угол между горизонтальными стволами всегда считается наименьший.
Аналогичные операции проводят на площадках Y и Z, разбуривая залежь горизонтальными скважинами 6-11 и 12-14 в радиальном направлении от соответствующих вертикальных скважин II и III. Допустим, горизонтальные стволы скважин 9-14 размещают в пласте А, а горизонтальные стволы скважин 6-8 размещают в пласте В. Причем в каждом из пластов А и В минимальное расстояние h в плане между горизонтальными стволами скважин соседних площадок X, Y, Z составляет 250 м.
Согласно расчетам, при расстоянии h в плане между горизонтальными стволами скважин соседних площадок менее 250 м, происходит интерференция скважин, что снижает нефтеотдачу.
Регулировку выработки запасов нефти осуществляют с применением ОРЭ между соответствующими пластами, причем внедрение ОРЭ на каких пластах и в какое время определяют с помощью гидродинамического моделирования процессов разработки и выбора наилучшего сценария выработки запасов.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи.
Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи многопластовой нефтяной залежи.
Примеры конкретного выполнения способа.
Пример 1. Многопластовая нефтяная залежь представлена двумя пластами: верхним А и нижним В (фиг.1). Пласты А и В частично совпадают в структурном плане. Нижний пласт В представлен карбонатными отложениями, средняя абсолютная проницаемость составляет 40 мД, средняя нефтенасыщенная толщина – 7 м, глубина залегания кровли пласта – 1520 м, начальное пластовое давление – 15 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях – 20 мПа·с. Выше залегает пласт А, представленный терригенными отложениями, средняя абсолютная проницаемость составляет 300 мД, средняя нефтенасыщенная толщина – 5 м, глубина залегания кровли пласта – 1270 м, начальное пластовое давление – 13 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях – 60 мПа·с.
Залежь разбуривают вертикальными и наклонно-направленными скважинами I, II, III по редкой сетке с расстоянием между скважинами 2000 м. Устье каждой из вертикальных скважин размещают на отдельной площадке X, Y, Z соответственно.
Далее выбирают площадку X и в радиальном направлении от соответствующей вертикальной скважины I бурят 5 горизонтальных скважин 1-5. Причем горизонтальные стволы скважин 1-5 в продуктивном пласте выполняют длиной от 250-500 м. Горизонтальные стволы скважин 1-5 в плане располагают под углом 30-160º друг к другу. Горизонтальные стволы в профиль размещают в пласте с наибольшей эффективной нефтенасыщенной толщиной, характерной для данной зоны. Так, скважины 1, 2, 4 размещают в пласте А (т.к. в пласте В в этих зонах толщины меньше), а горизонтальные стволы скважин 3 и 5 размещают в пласте В (т.к. в пласте А в этих зонах толщины меньше). Таким расположением горизонтальных стволов достигают максимально возможного охвата пластов А и В как по толщине, так и по площади.
Аналогичные операции проводят на площадках Y и Z. С площадки Y в радиальном направлении от соответствующей вертикальной скважины II бурят 6 горизонтальных скважин 6-11, горизонтальные стволы которых выполняют длиной от 250-750 м и в плане располагают под углом 30-80º друг к другу; в профиль горизонтальные стволы скважин 9, 10, 11 размещают в пласте А, а горизонтальные стволы скважин 6, 7, 8 размещают в пласте В. С площадки Z в радиальном направлении от соответствующей вертикальной скважины III бурят 3 горизонтальные скважины 12-14, горизонтальные стволы которых выполняют длиной от 750-1250 м и в плане располагают под углом 30-50º друг к другу; в профиль горизонтальные стволы скважин 12, 13, 14 размещают в пласте А.
Причем в каждом из пластов А и В минимальное расстояние h в плане между горизонтальными стволами скважин соседних площадок X, Y, Z составляет 250 м.
Скважины I-III и 1-14 пускают в работу.
По рассматриваемой залежи с учетом данных пробуренных скважин I-III и 1-14 строят геологическую модель, уточняют геологические запасы нефти. Через год эксплуатации залежи строят гидродинамическую модель и адаптируют к истории разработки. Затем проводят моделирование прогноза сценариев разработки. Определяют, что наибольшую нефтеотдачу обеспечивает разработка, при которой осуществляют внедрение оборудования для одновременно-раздельной добычи (ОРД) со второго года эксплуатации по скважинам 3, 6, 7, 8 с подключением пласта А. С третьего года оборудование для ОРД внедряют на скважине 4 с подключением пласта В. На десятый год скважины 3 и 6 переводят под закачку сточной воды, причем как по пласту А, так и по пласту В.
Пример 2. Выполняют как пример 1. Залежь характеризуется иными геолого-физическими характеристиками, размерами и представлена тремя пластами. Залежь разбуривают 5 вертикальными скважинами с расстоянием между скважинами 500 м. Устье каждой из вертикальных скважин размещают на отдельной площадке. Выбирают одну из площадок и в радиальном направлении от соответствующей вертикальной скважины бурят 4 горизонтальные скважины. Причем горизонтальные стволы данных скважин в продуктивном пласте выполняют длиной 150-300 м и в плане располагают под углом 10-180º друг к другу. Горизонтальные стволы в профиль размещают в пласте с наибольшей эффективной нефтенасыщенной толщиной, характерной для данной зоны. Аналогичные операции проводят на остальных площадках.
Пример 3. Выполняют как пример 1. Залежь характеризуется иными геолого-физическими характеристиками, размерами и представлена пятью пластами. Залежь разбуривают 10 вертикальными скважинами с расстоянием между скважинами 2000 м. Устье каждой из вертикальных скважин размещают на отдельной площадке. Выбирают одну из площадок и в радиальном направлении от соответствующей вертикальной скважины бурят 7 горизонтальных скважин. Причем горизонтальные стволы данных скважин в продуктивном пласте выполняют длиной 800-1000 м и в плане располагают под углом 30-60º друг к другу. Горизонтальные стволы в профиль размещают в пласте с наибольшей эффективной нефтенасыщенной толщиной, характерной для данной зоны. Аналогичные операции проводят на остальных площадках.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи.
В результате разработки, которое ограничили достижением обводненности залежи до 98%, было добыто 968 тыс.т нефти, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) в целом по месторождению составил 0,412 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 881 тыс.т нефти, КИН составил 0,375 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу – 0,037 д.ед.
Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент извлечения нефти у залежи, представленной несколькими объектами, частично совпадающими в структурном плане (многопластовая залежь), повысить охват пластов и выработку запасов нефти.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи многопластовой нефтяной залежи.