СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ
DEVELOPMENT METHOD OF NON-HOMOGENEOUS OIL DEPOSIT AT LATE STAGE OF DEVELOPMENT

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородного нефтяного месторождения на поздней стадии разработки.
Известен способ неоднородного нефтяного месторождения (патент РФ №2259474, МПК E21B 43/20, опубл. 27.08.2005), включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин, заводнение пласта и извлечение нефти на поверхность, уточнение геологического строения по результатам бурения и моделирования и бурение дополнительных скважин с горизонтальным стволом или горизонтальных стволов из старых скважин, при этом определяют расположение границ зон замещения коллекторов, дополнительно рассчитывают количество неподвижной нефти, сосредоточенной вблизи зон замещения коллекторов, затем осуществляют бурение горизонтальных стволов из старых скважин, расположенных вблизи границ зон замещения коллекторов, и/или новых скважин с горизонтальным стволом в этой зоне, причем горизонтальные стволы бурят в направлении, перпендикулярном границе зоны замещения.
Недостатками способа являются возможность ошибочного расчета объема подвижной нефти вблизи зон замещения коллекторов, недостаточная эффективность системы разработки из-за неточного определения направления бурения горизонтальных скважин, недостаточный охват пласта воздействием.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки неоднородного нефтяного месторождения (патент РФ №2371571, МПК E21B 43/20, опубл. 27.10.2009), включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин, заводнение пласта и извлечение нефти на поверхность, уточнение геологического строения по результатам бурения и моделирования, а также бурение горизонтальных стволов из старых скважин, при этом определяют расположение границ зон различной проницаемости пластов, после чего из старых скважин, ближайших к зоне с высокой проницаемостью пласта и расположенных в зоне с низкой проницаемостью пласта, бурят горизонтальные стволы, направленные в сторону зон с высокой проницаемостью пласта, затем из этих горизонтальных стволов в зоне с высокой проницаемостью пласта бурят боковые стволы и эксплуатируют эти скважины как добывающие до снижения дебита нефти ниже экономической рентабельности, после чего их переводят в нагнетательные, а из скважин, расположенных в зоне с низкой проницаемостью пласта и наиболее отдаленных от зон с высокой проницаемостью пласта, бурят горизонтальные стволы, охватывающие по периметру зону с высокой проницаемостью пласта, и эксплуатируют эти скважины как нагнетательные.
Основными недостатками данного способа являются сложность в его осуществлении, недостаточная эффективность разработки месторождения, возможность ошибочного расчета объема нефти в продуктивных пластах.
Техническими задачами являются выработка остаточных запасов из наиболее продуктивных участков месторождения, повышение эффективности разработки неоднородного месторождения и нефтеизвлечения за счет эффективной эксплуатации фонда добывающих и нагнетательных скважин, обеспечение экономической рентабельности, увеличение срока работы скважин, оптимизация размещения скважин, увеличение объемов добываемой продукции.
Техническая задача решается способом разработки неоднородного нефтяного месторождения на поздней стадии разработки, включающим бурение нагнетательных и добывающих скважин, заводнение пласта из нагнетательных скважин и извлечение нефти на поверхность через добывающие скважины, уточнение геологического строения с определением различных структурных зон месторождения по результатам бурения и моделирования, бурение новых дополнительных стволов добывающих скважин исходя из определенных зон, эксплуатацию определенных добывающих скважин старого фонда до снижения дебита нефти ниже экономически рентабельной величины с последующим переводом их в нагнетательные скважины и эксплуатацию стволов скважин, охватывающих по периметру зону, используемую для добычи продукции, как нагнетательных скважин.
Новым является то, что месторождение разбивают на зоны исходя из уровней расположения ее кровли, причем дополнительные скважины бурят в виде вертикальных стволов в зонах максимального подъема кровли, которые используют для добычи продукции, а скважины старой сетки, попадающие в эти зоны, используют как определенные добывающие и нагнетательные скважины, причем перед пуском под добычу дополнительных и определенных добывающих скважин определяют гидростатический уровень столба жидкости, измеряемый от кровли месторождения в этих скважинах, и уровень водонефтяного контакта (ВНК), при этом добычу производят ниже уровня ВНК, причем в дополнительных скважинах гидродинамический уровень при добыче поддерживается в нижней трети от гидростатического уровня, а в определенных скважинах - в средней трети.
Сущность изобретения
Разработка недородного нефтяного месторождения характеризуется низким нефтеизвлечением. В предложенном способе решается задача выработки остаточных запасов из наиболее продуктивных участков месторождения, повышения эффективности разработки неоднородного месторождения и нефтеизвлечения за счет эффективной эксплуатации фонда добывающих и нагнетательных скважин, обеспечения экономической рентабельности, увеличения срока работы скважин, оптимизации размещения скважин, увеличения объемов добываемой продукции.
На фиг.1 представлена схема реализации предлагаемого способа разработки неоднородного нефтяного месторождения на поздней стадии разработки, где 1 - дополнительные вертикальные добывающие скважины; 2, 3 - определенные добывающие и нагнетательные скважины старого фонда; 4 - ВНК.
На фиг.2 участок неоднородного нефтяного месторождения (вид сверху), где 1 - дополнительные вертикальные скважины; 2, 3 - определенные добывающие и нагнетательные скважины старого фонда; 5 - участок неоднородного нефтяного месторождения; 6 - зона куполообразных поднятий.
Способ осуществляют в следующей последовательности.
Участок неоднородного нефтяного месторождения 5 разбуривают проектной сеткой 2 добывающих и 3 нагнетательных скважин. Производят закачку воды в нагнетательные скважины 3 и добычу нефти из добывающих скважин 2.
После достижения предельного обводнения продукции скважин уточняют геологическое строение участка неоднородного нефтяного месторождения 5, определяют различные структурные зоны по результатам бурения, производят моделирование неоднородного нефтяного месторождения. Месторождение 5 разбивают на зоны исходя из уровня расположения кровли. Определяют уровень водонефтяного контакта (ВПК).
По истощению запасов нефти в продуктивном пласте выделяют куполообразные поднятия 6 между скважинами старого фонда 2 и 3, превышающие абсолютные отметки по кровле с определением границ нефтенасыщенности.
Далее осуществляют бурение новых дополнительных стволов вертикальных добывающих скважин 1 в зоне куполообразных поднятий 6 с максимальной амплитудной отметкой по кровле так, чтобы входные отверстия насоса располагались ниже уровня водонефтяного контакта (ВНК) 4. Уплотняют проектную сетку скважин 2 и 3.
Добывающие скважины старого фонда 3, расположенные по периметру залежи, эксплуатируют до достижения предельной обводненности продукции скважин и до снижения дебита нефти ниже экономически рентабельной величины, далее переводят их в нагнетательные скважины.
Определенные скважины 2, расположенные вблизи зоны купольной части 6, из нагнетательных скважин переводят в добывающие скважины.
Производят закачку воды в нагнетательные скважины 3.
Перед пуском в эксплуатацию новых дополнительных скважин 1 и определенных добывающих скважин 2 старого фонда определяют гидростатический уровень столба жидкости.
Запускают скважины 1, 2, 3 в работу, причем в новых дополнительных скважинах 1 гидродинамический уровень при добыче поддерживают в нижней трети I от гидростатического уровня, а в определенных скважинах 2 и 3 старого фонда - в средней трети II.
Сначала производят интенсивный отбор воды из зоны отбора, в результате чего нефть из участков 7 по мере отбора воды подтягивается к стволу новых дополнительных скважин 1 после снижения в скважине уровня ВНК ниже зоны отбора. В результате начинается отбор нефти. Это способствует дополнительной добыче нефти из невыработанных участков между скважинами 2 и 3.
Пример конкретного выполнения
3
Участок неоднородного нефтяного месторождения 5, представленный отложениями турнейского яруса, разбуривают проектной сеткой добывающих 2 и нагнетательных скважин 3 с расстоянием между скважинами 500 м. Производят закачку воды в нагнетательные скважины 3 в объеме 13,9 тыс.м и добычу нефти из добывающих скважин 2. Геолого-физические характеристики турнейского яруса представлены в таблице.
При достижении обводненности продукции скважин 90-95% уточняют геологическое строение участка неоднородного нефтяного месторождения 5, определяют границы нефтенасыщенности, строят гидродинамическую модель неоднородного нефтяного месторождения. Месторождение 5 разбивают на зоны исходя из уровня расположения кровли. Определяют уровень ВНК 4. Абсолютная отметка ВНК принимает значения в зависимости от расположения продуктивных пластов от -923 м до -949 м (см. табл.).
Таблица
Параметры
Турнейский
Средняя глубина залегания, м
1256,2
Тип залежи
массивный
Тип коллектора
порово-трещинный
Средняя эффект. нефтенасыщ. толщина, м
10,2
Пористость, %
12
Проницаемость, ×10<sup>-3</sup> мкм<sup>2</sup>
34
Начальная пластовая температура, °C
25
Начальное пластовое давление, МПа
10,73
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с
61,3
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м<sup>3</sup>
903
Абсолютная отметка ВНК, м
от -923 до -949
Коэффициент продуктивности, ×10 м<sup>3</sup>/сут·МПа
0,451
Выделяют куполообразные поднятия 6 между скважинами старого фонда 2 и 3, превышающие абсолютные отметки по кровле с определением границ нефтенасыщенности.
Внутри контура нефтеносности на расстоянии 250 м от скважин старого фонда 2, 3 бурят новые дополнительные стволы вертикальных добывающих скважин 1 так, чтобы входные отверстия насоса располагались ниже уровня водонефтяного контакта (ВНК) 4 в зоне куполообразных поднятий 6.
Добывающие скважины старого фонда 3, расположенные по периметру залежи, эксплуатируют до достижения обводненности продукции скважин 98% и до снижения дебита нефти ниже 2,5 т/сут, далее переводят их в нагнетательные скважины.
Определенные скважины 2, расположенные вблизи зоны купольной части 6, из нагнетательных скважин переводят в добывающие скважины.
Производят закачку воды в нагнетательные скважины 3.
Перед пуском в эксплуатацию новых дополнительных скважин 1 и определенных добывающих скважин 2 старого фонда определяют гидростатический уровень столба жидкости.
Запускают скважины 1, 2, 3 в работу, причем в новых дополнительных скважинах 1 гидродинамический уровень при добыче поддерживают в нижней трети I от гидростатического уровня, а в определенных скважинах 2 и 3 старого фонда - в средней трети II.
Сначала производят интенсивный отбор воды из зоны отбора, в результате чего нефть из участков 7 по мере отбора воды подтягивается к стволу новых дополнительных скважин 1 после снижения в скважине уровня ВНК ниже зоны отбора. В результате начинается отбор нефти. Это способствует дополнительной добыче нефти из невыработанных участков между скважинами 2 и 3.
В процессе отработки всего интервала увеличивается охват пласта воздействием, нефтеотдача увеличилась до 30%, увеличилось время работы скважин до достижения предельной обводненности, дополнительная добыча нефти составила 200 тыс.т нефти.
Применение предложенного способа позволит наиболее эффективно разрабатывать неоднородные месторождения, вовлечь в разработку остаточные запасы нефти, увеличить нефтеизвлечение за счет эффективной эксплуатации фонда добывающих и нагнетательных скважин, увеличить дебиты скважин, увеличить срок работы скважин, увеличить объемы добываемой продукции.