СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ДВУХ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБЪЕКТОВ МНОГОПЛАСТОВОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
DEVELOPMENT METHOD FOR TWO PRODUCTION FACILITIES OF MULTILAYER OIL DEPOSIT

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке двух эксплуатационных объектов многопластового нефтяного месторождения с терригенным типом коллектора.
Известен способ разработки многопластового нефтяного месторождения, согласно которому ведут отбор нефти через добывающие скважины с нижнего продуктивного горизонта, закачку рабочего агента в нижний продуктивный горизонт, отбор нефти через добывающие скважины с верхнего продуктивного горизонта и уплотнение сетки скважин верхнего горизонта. Отбор нефти через добывающие скважины с верхнего продуктивного горизонта ведут до снижения пластового давления на 10-40%, при уплотнении сетки скважин на нагнетательных скважинах, работающих на нижний горизонт, производят перфорацию в интервале верхнего горизонта. Производят одновременно-раздельную закачку рабочего агента в нижний и верхний горизонты. При закачке на верхний горизонт задают объем закачки, равный необходимому объему компенсации по участку, и прослеживают влияние по реагирующим добывающим скважинам. При наличии влияния, подтверждаемого ростом текущего забойного давления на добывающих скважинах не менее 10%, производят ограничение закачки по расходу по нагнетательной скважине на 20-80% от первоначального и производят интенсификацию отбора по реагирующим добывающим скважинам (Патент РФ №2474676, опубл. 10.02.2013).
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки многопластового нефтяного месторождения, в котором производят выделение эксплуатационных объектов, определение сетки размещения добывающих и нагнетательных скважин, бурение скважин, добычу нефти из добывающих скважин и закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины. Срок выработки запасов месторождения приближают к среднему сроку гарантированной службы скважин, при котором по техническим причинам ликвидируют не более 20% эксплуатационного фонда скважин. Для этого осуществляют бурение общей сквозной сетки скважин для группы залежей месторождения с увеличением количества скважин и ускорением сроков разработки. При этом эксплуатацию месторождения осуществляют всем фондом эксплуатационных скважин путем последовательного отбора продукции из индивидуальной залежи или группы залежей месторождения, объединенных перемычками неколлектора, толщиной не более 30 м, в порядке убывания их продуктивности, начиная с максимально продуктивных (Патент РФ №2307923, опубл. 10.10.2007 - прототип).
Недостатком известных технических решений является неравномерная выработка запасов нефти и связанная с ней низкая нефтеотдача месторождения.
В предложенном изобретении решается задача повышения равномерности выработки объектов многопластового месторождения и увеличение нефтеотдачи.
Задача решается тем, что в способе разработки двух эксплуатационных объектов многопластового нефтяного месторождения, включающем выделение эксплуатационных объектов, разрабатываемых добывающими и нагнетательными скважинами, оптимизацию системы разработки, отбор пластовой продукции через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, согласно изобретению выделяют два эксплуатационных объекта, на долю которых приходится более 85% остаточных геологических запасов нефти и являющихся вторым и седьмым при счете снизу из десяти объектов всего месторождения, разработку второго объекта ведут до завершающей стадии и высокой обводненности пластовой продукции, а седьмого - до третьей стадии разработки, выравнивают темпы разработки объектов, для чего соотношение добывающих скважин второго и седьмого объектов устанавливают в пределах (3,3-3,5):1, а нагнетательных скважин  - в пределах (6,0-6,5):1, на втором объекте бурят вертикальные и горизонтальные добывающие и нагнетательные скважины при соотношении вертикальных и горизонтальных скважин (2,5-3,0):1, бурят из скважин простаивающего фонда боковые стволы и боковые горизонтальные стволы в соотношении (3,0-3,3):1, переводят 10-12% скважин добывающего фонда данного объекта в нагнетательные, на седьмом объекте бурят вертикальные добывающие скважины малого диаметра и нагнетательные скважины в соотношении (3,2-3,4):1, переводят 2,5-3,5% добывающих скважин из общего фонда второго и седьмого эксплуатационных объектов на седьмой объект, переводят 0,4-0,5% нагнетательных скважин из фонда второго эксплуатационного объекта скважин на второй и седьмой объекты с применением оборудования для одновременно-раздельной закачки, переводят 0,7-0,8% скважин добывающего фонда седьмого объекта в нагнетательные, в т.ч. 50-60% скважин с одновременно-раздельной закачкой на оба объекта, выполняют проводку боковых стволов из скважин простаивающего фонда в объеме 2,9-3,1% от общего фонда добывающих скважин седьмого объекта, попутную пластовую воду собирают с обоих объектов, смешивают и подготавливают для системы поддержания пластового давления, такую воду используют в качестве рабочего агента для закачки через нагнетательные скважины на втором и седьмом объектах, при этом за первые три года по второму объекту бурят 7-8% от общего количества запланированных к бурению новых скважин и проводят 16-18% от общего количества запланированных к проводке боковых и боковых горизонтальных стволов, за четвертый год и далее бурят 2,1-2,5% новых скважин ежегодно от общего количества запланированных к бурению и проводят 5-7% от общего количества запланированных к проводке боковых и боковых горизонтальных стволов, по седьмому объекту за первые три года бурят 14-15% от общего количества запланированных к бурению новых скважин, проводят 30-35% боковых и боковых горизонтальных стволов, переводят со второго объекта 9,0-9,3% запланированных к переводу со второго объекта скважин, на протяжении последующих лет ежегодно бурят 2,5-3,5% от общего количества запланированных к бурению новых скважин, проводят 7-11% боковых и боковых горизонтальных стволов, переводят со второго объекта 2,6-3,2% запланированных к переводу со второго объекта скважин.
Сущность изобретения
На нефтеотдачу и темп разработки эксплуатационного объекта нефтяного месторождения основное влияние оказывает созданная система разработки. Неравномерность выработки объектов разработки многопластового месторождения вызывает необоснованные затраты на обезвоживание нефти, длительное поддержание в рабочем состоянии элементов обустройства месторождения, непроизводительные затраты на систему поддержания пластового давления. В предложенном изобретении решается задача повышения равномерности выработки объектов многопластового месторождения. Задача решается следующим образом.
Способ реализуют следующим образом.
На многопластовом месторождении, состоящем из 10 объектов, выделяют два самостоятельных объекта разработки: второй и седьмой при счете снизу, представленные пластово-сводовыми залежами с терригенным типом коллектора. Разработка объектов ведется с поддержанием пластового давления закачкой рабочего агента - пластовой воды. Второй объект находится на завершающей стадии разработки, характеризуется высокой обводненностью, состоит из двух горизонтов, седьмой - на третьей стадии, состоит из одного горизонта. Доля в остаточных геологических запасах данных двух объектов составляет в сумме более 85%.
В связи с вступлением второго объекта в завершающую стадию разработки актуальным является разобщение пластов одного объекта. Это обусловлено тем, что в начале оба горизонта месторождения разрабатывались единым фильтром с выработкой запасов по принципу «снизу-вверх», т.е. по мере обводнения добывающих скважин нижние пласты отключаются. Этот принцип выработки запасов аналогичен принципу переноса фронта нагнетания на первые ряды добывающих скважин после достижения 50% обводненности их продукции и также является большим заблуждением. В связи с тем, что пласты отключались при менее интенсивных системах и более редкой сетке скважин по сравнению с оставшимися в разработке верхними пластами, при этом остаются невыработанными значительные запасы нефти.
Разброс количества скважин, например 3,3-3,5, обусловлен тем, что точечное значение 3,4 реально никогда не реализуется на месторождении в связи с тем, что часть скважин постоянно находится в подземном или капитальном ремонте, часть скважин находится в резерве или выводится из резерва, вод в эксплуатацию новых скважин производится неравномерно и т.д. По практике эксплуатации скважин указанный разброс охватывает количество скважин в эксплуатации в течение года. Ниже указанные разбросы также отвечают этим условиям. В примере указаны точечные значения, но следует иметь ввиду, что эти значения могут изменяться в пределах указанных разбросов.
Выравнивают темпы разработки объектов, для чего соотношение добывающих скважин второго и седьмого объектов устанавливают в пределах (3,3-3,5):1, а нагнетательных скважин - в пределах (6,0-6,5):1. На втором объекте бурят вертикальные и горизонтальные добывающие и нагнетательные скважины при соотношении вертикальных и горизонтальных скважин (2,5-3,0):1, бурят из скважин простаивающего фонда боковые стволы и боковые горизонтальные стволы в соотношении (3,0-3,3):1, переводят 10-12% скважин добывающего фонда данного объекта в нагнетательные. На седьмом объекте бурят вертикальные добывающие скважины малого диаметра и нагнетательные скважины в соотношении (3,2-3,4):1, переводят 2,5-3,5% добывающих скважин из общего фонда второго и седьмого эксплуатационного объекта на седьмой объект, переводят 0,4-0,5% нагнетательных скважин из фонда второго эксплуатационного объекта скважин на второй и седьмой объект с применением оборудования для одновременно-раздельной закачки, переводят 0,7-0,8% скважин добывающего фонда седьмого объекта в нагнетательные, в т.ч. 50-60% скважин с одновременно-раздельной закачкой на оба объекта, выполняют проводку боковых стволов из скважин простаивающего фонда в объеме 2,9-3,1% от общего фонда добывающих скважин седьмого объект. Попутную пластовую воду собирают с обоих объектов, смешивают и подготавливают для системы поддержания пластового давления, такую воду используют в качестве рабочего агента для закачки через нагнетательные скважины на втором и седьмом объектах.
За первые три года по второму объекту бурят 7-8% от общего количества запланированных к бурению новых скважин и проводят 16-18% от общего количества запланированных к проводке боковых и боковых горизонтальных стволов, за четвертый год и далее бурят 2,1-2,5% новых скважин ежегодно от общего количества запланированных к бурению и проводят 5-7% от общего количества запланированных к проводке боковых и боковых горизонтальных стволов, по седьмому объекту за первые три года бурят 14-15% от общего количества запланированных к бурению новых скважин, проводят 30-35% боковых и боковых горизонтальных стволов, переводят со второго объекта 9,0-9,3% запланированных к переводу со второго объекта скважин, на протяжении последующих лет ежегодно бурят 2,5-3,5% от общего количества запланированных к бурению новых скважин, проводят 7-11% боковых и боковых горизонтальных стволов, переводят со второго объекта 2,6-3,2% запланированных к переводу со второго объекта скважин.
После бурения скважины вводят в эксплуатацию.
Расчеты показывают, что при такой организации разработки второй и седьмой объекты будут выработаны приблизительно в одно время с разницей в 2-3 года. Расчетная нефтеотдача составит в сумме по двум объектам порядка 52% вместо 50% по проекту.
Пример конкретного выполнения способа.
На Ромашкинском месторождении выделяют кыновско-пашийский самостоятельный объект разработки со средней глубиной залегания 1750 м, являющийся вторым при счете снизу. Объект представлен пластово-сводовыми залежами с терригенным типом коллектора, состоит из двух горизонтов: кыновского и пашийского. Пластовая температура составляет 40°C, пластовое давление 17,5 МПа, пористость 19,9%, проницаемость составляет 374 мД, вязкость нефти в пластовых условиях 3,3 мПа*с. Разработка объекта ведется с поддержанием пластового давления закачкой воды и находится на завершающей стадии, характеризуется высокой обводненностью - более 80%.
Также на Ромашкинском месторождении выделяют бобриковский самостоятельный объект разработки со средней глубиной залегания 1134 м, являющийся седьмым при счете снизу. Объект представлен пластово-сводовыми залежами с терригенным типом коллектора, состоит из одного горизонта. Пластовая температура составляет 25°C, пластовое давление 11 МПа, пористость 23%, проницаемость составляет 1,539 Д, вязкость нефти в пластовых условиях 29 мПа*с. Разработка объекта ведется с поддержанием пластового давления и находится на третьей стадии. Обводненность не превышает 50%.
Доля в остаточных геологических запасах данных двух объектов составляет в сумме 85,1%.
Для дальнейшей выработки запасов на кыновско-пашийском эксплуатационном объекте предусматривают:
- бурение 2172 вертикальных (в т.ч. двух разведочных) и 481 горизонтальной добывающих скважин;
- бурение 820 вертикальных и 161 горизонтальной нагнетательных скважин;
- проводку из простаивающего фонда 307 БС и 97 БГС;
- перевод 1747 скважин из добывающих в нагнетательные.
За первые три года бурят 275 новых скважин и проводят 70 боковых стволов, за четвертый год бурят 90 новых скважин и проводят 24 боковых ствола, за пятый и шестой года бурят по 85 новых скважин и проводят по 27 боковых ствола ежегодно, за седьмой, восьмой и девятый годы бурят по 80 новых скважин и проводят по 27 боковых ствола ежегодно, в течение последующих семи лет бурят по 80 новых скважин и проводят по 25 боковых ствола ежегодно, далее - остальные.
Общий фонд по объекту составит 23327 скважин, в т.ч. 15426 добывающих, 7795 нагнетательных, 106 специальных скважин. Фонд скважин для бурения - 2653 добывающие (в т.ч. 481 ГС), 981 нагнетательная (в т.ч. 161 ГС).
Для дальнейшей выработки запасов на бобриковском эксплуатационном объекте предусматривают:
- бурение 73 вертикальных добывающих скважин малого диаметра;
- 149 горизонтальных добывающих скважин;
- 22 вертикальных и 26 горизонтальных нагнетательных скважин;
- перевод 698 добывающих скважин с кыновско-пашийского эксплуатационного объекта (в т.ч. с проводкой 141 бокового ствола и применением оборудования для одновременно-раздельной добычи (ОРД) на 290 скважинах и одновременно-раздельной добычи и закачки на 93 скважинах);
- перевод 100 нагнетательных скважин с применением оборудования для одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) с кыновско-пашийским объектом;
- перевод 34 скважин из добывающих в нагнетательные (в т.ч. 18 скважин с ОРЗ);
- проводку из 140 скважин простаивающего фонда боковых стволов.
Т.к. для системы поддержания пластового давления воды на бобриковском объекте не хватает, а на кыновско-пашийском ее, наоборот, много, то пластовую воду, отделившуюся от нефти, добытой с обоих объектов, направляют на подготовку, где воды смешивают, осредняют, очищают от примесей и закачивают через нагнетательные скважины во второй и седьмой объекты разработки.
За первые три года бурят 40 добывающих скважин, проводят 46 боковых ствола, переводят (в т.ч. с ОРД) с кыновско-пашийского объекта 64 добывающе скважины, на протяжении последующих четырех лет ежегодно бурят по 8 добывающих скважин, проводят по 15 боковых ствола, переводят (в т.ч. с ОРД) с кыновско-пашийского объекта по 20 добывающих скважин, на восьмой год бурят 9 добывающих скважин, проводят 15 боковых ствола, переводят (в т.ч. с ОРД) с кыновско-пашийского объекта 21 добывающую скважину, на девятый год бурят 8 добывающих скважин, проводят 10 боковых ствола, переводят (в т.ч. с ОРД) с кыновско-пашийского объекта 20 добывающих скважин, далее - остальные.
Общий фонд по объекту составит 5777 скважин, в т.ч. 4534 добывающие, 1241 нагнетательная, две специальные. Фонд скважин для бурения - 222 добывающие (в т.ч. 149 горизонтальных), 48 нагнетательных (в т.ч. 26 горизонтальных).
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки объекта.
В результате за весь срок разработки с кыновско-пашийского эксплуатационного объекта Ромашкинского нефтяного месторождения за время, которое ограничили обводнением всех добывающих скважин до 98%, либо достижением минимально рентабельного дебита нефти по 1 скважине 0,5 т/сут, добыто 2223251 тыс. т нефти, в т.ч. 151417 тыс. т за период после внедрения предлагаемого способа, достигаемый КИН - 0,528 д. ед. Без применения предлагаемого способа при дальнейшей разработке эксплуатационного объекта накопленная добыча нефти составляет 2176933 тыс. т, в т.ч. 105099 тыс. т за прогнозируемый период, достигаемый КИН - 0,517 д. ед. Таким образом, за счет применения предлагаемого способа прирост КИН составляет 0,011 д. ед.
С бобриковского эксплуатационного объекта Ромашкинского нефтяного месторождения за время, которое также ограничили обводнением всех добывающих скважин до 98%, либо достижением минимально рентабельного дебита нефти по 1 скважине 0,5 т/сут, добыто 239961 тыс. т нефти, в т.ч. 83188 тыс. т за период после внедрения предлагаемого способа, достигаемый КИН - 0,421 д. ед. По прототипу при дальнейшей разработке эксплуатационного объекта накопленная добыча нефти составляет 196745 тыс. т, в т.ч. 39972 тыс. т за прогнозируемый период, достигаемый КИН - 0,345 д. ед. Таким образом, за счет применения предлагаемого способа прирост КИН составляет 0,076 д. ед.
В целом по двум объектам добыча нефти составляет 2463212 тыс. т, достигаемый КИН - 0,515 д. ед. По прототипу добыча нефти составляет 2373678 тыс. т, достигаемый КИН - 0,497 д. ед. Прирост КИН в целом по двум объектам составляет 0,019 д. ед., из которых согласно расчетам:
- 0,008 - прирост за счет совместного использования скважин двух объектов посредством ОРД и ОРЗ;
- 0,007 - прирост за счет требуемой геологическими особенностями объекта 100%-ной компенсации отбора закачкой по бобриковскому объекту благодаря использованию воды кыновско-пашийского объекта;
- 0,004 - прирост за счет прочих мероприятий.
Разработка кыновско-пашийского объекта завершается через 43 года после внедрения технологии, бобриковского - через 46 лет после начала проведения мероприятий по предложенному способу.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения равномерности выработки объектов многопластового месторождения и увеличения нефтеотдачи.