СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
METHOD OF DEVELOPING OIL DEPOSITS

Изобретение относится к области нефтяной промышленности, а именно к способам разработки нефтяных месторождений с максимальным учетом текущих давлений разбуриваемого участка нефтяной залежи.
Сущность изобретения: выбирают редкую сетку, а в зонах с высокой зональной неоднородностью определяют зоны с пониженным на 20% от начального пластового давления залежи нефти до давления насыщения, исходя из технических возможностей бурения, бурят однозабойные или многозабойные горизонтальные добывающие скважины в выбранные узлы проектной сетки, причем забои многозабойной скважины направляют в близлежащие узлы проектной сетки.
После обводнения добываемой продукции в добывающей скважине ниже уровня рентабельности ее переводят под нагнетание рабочего агента (воды, химических реагентов и т.п.).
При этом значительно уменьшается количество бурящихся скважин, увеличивается объем дренируемых запасов и увеличивается коэффициент извлечения нефти (КИН).
Известен способ разработки нефтяных залежей путем закачки воды в нагнетательные скважины и отбора нефти из эксплуатационных скважин (Крейг Ф.Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении. - М.: Недра, 1974. - С. 65).
Недостатком данного способа является низкий КИН за счет увеличения фонда скважин и бурения при рядной сетке скважин с низким дебетом продукции.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи (патент RU №2451166, МПК Е21В 43/20, Е21В 43/30, опубл. 20.05.2012 г. в бюл. №14), включающий закачку рабочего агента через ряды нагнетательных скважин, отбор продукции через ряды добывающих скважин, уплотнение сетки добывающих скважин и перевод обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные. Уплотнение выполняют со второго от ряда нагнетательных скважин ряда добывающих скважин, при уплотнении из добывающих скважин второго ряда бурят боковые вертикальные и/или горизонтальные стволы с размещением забоев новых стволов в продуктивном пласте между первым и вторым рядами добывающих скважин равноудаленно от забоев соседних скважин, при толщине продуктивного пласта более 1,5 м в качестве бокового ствола бурят боковой горизонтальный ствол с длиной горизонтальной части в продуктивном пласте не менее 30 м, при толщине продуктивного пласта менее 1,5 м в качестве бокового ствола бурят боковой ствол с вертикальной частью в продуктивном пласте, по мере обводнения переходят к одновременно-раздельной эксплуатации скважин с боковыми стволами, причем по мере обводнения отключают или переводят под нагнетание обводнившиеся боковые стволы или сами скважины в зависимости от очередности обводнения, по мере обводнения второго ряда добывающих скважин уплотнение и эксплуатацию скважин проводят с третьего ряда аналогично работам со второго ряда, уплотнение центрального ряда добывающих скважин проводят в направлении обоих рядов нагнетательных скважин.
Недостатки данного способа: при уплотнении сетки по рядной системе разработки в высоконеоднородном коллекторе резко возрастает вероятность попадания в зоны отсутствия коллектора в межскважинном пространстве и снижение КИН.
Техническими задачами предлагаемого способа являются уменьшение проектного фонда скважин, повышение КИН за счет максимального охвата залежи нефти дренированием в зонах с повышенной зональной неоднородностью и высокой послойной неоднородностью в зонах с пониженным и повышенным пластовым давлением залежи нефти.
Технические задачи решаются способом разработки нефтяной залежи, включающие бурение вертикальных и горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин по одной из известных проектных сеток с узлами в месте пересечений линий сетки для размещения устьев скважин, добычу продукции из добывающих скважин и нагнетание рабочего агента в нагнетательные скважины. Выбирается редкая сетка, а в залежах с высокой зональной неоднородностью определяются зоны с пониженным на 20% от начального пластового давления залежи нефти до давления насыщения, по результатам бурения выявляют коллектор, не имеющий площадного распространения, а по результатам гидродинамических исследований строят карту изобар, на которой выявляют области повышенных и пониженных пластовых давлений, бурят многозабойные горизонтальные скважины, в зонах с пониженным пластовым давлением из вертикальных скважин с разводом забоев на 70-180°, в зонах с повышенным пластовым давлением в направлении контура нефтеносности бурят наклонно-направленные и/или горизонтальные скважины малого диаметра, исходя из технических возможностей бурения, бурят однозабойные или многозабойные горизонтальные добывающие скважины из выбранных узлов проектной сетки, причем забои многозабойной скважины направляют в близлежащие от ее устья узлы проектной сетки, в которых не располагают скважины. После обводнения добываемой продукции в добывающей скважине ниже уровня рентабельности ее переводят под нагнетание рабочего агента.
Анализ заявляемого способа с прототипом показывает, что предлагаемый способ отличается от известного тем, что сетку выбирают редкую, а в зонах с высокой зональной неоднородностью определяют зоны с пониженным на 20% от начального пластового давления залежи нефти до давления насыщения, исходя из технических возможностей бурения, бурят однозабойные или многозабойные горизонтальные добывающие скважины в выбранные узлы проектной сетки, причем забои многозабойной скважины направляют в близлежащие узлы проектной сетки увеличивая объем дренируемых запасов и увеличивая КИН.
После обводнения добываемой продукции в добывающей скважине ниже уровня рентабельности ее переводят под нагнетание рабочего агента.
На чертеже представлена схема осуществления способа разработки нефтяной залежи.
Производят бурение проектных скважин 1, 2, 3, 4, 5 по редкой сетке 6 с узлами 7 с расстоянием между скважинами 600-900 м. По результатам бурения определяют зоны коллектора 8, примыкающие к неколлектору, текущих нефтенасыщенных толщин (линзы коллектора), производят гидродинамические исследования в пробуренном фонде, замеряют пластовое давление, определяют зоны с границами 9 с высокой зональной неоднородностью с величиной текущей нефтенасыщенной толщины более 2 м и пониженным текущим пластовым давлением на 20% от начального пластового давления залежи нефти до давления насыщения, в которых исходя из технических возможностей бурения бурят размещенные в узлах 7 сетки 6 однозабойные 10 и/или горизонтальные скважины 11, и/или многозабойные горизонтальные скважины 12, 13 с разводом забоев на 70-180°, позволяющие объединить в одну скважину 12 или 13 максимальное количество проектных забоев 14 так, что забои 14 многозабойной скважины 12 или 13 направляют в близлежащие узлы 7 проектной сетки 6 с минимальным технически возможным количеством устьев скважин 12 или 13 в зависимости от применяемого инструмента и оборудования (на чертеже не показано).
В зоны с повышенной послойной неоднородностью, развития коллектора малой толщины (не более 2 м), с высоким пластовым давлением залежи, равным или большим начального пластового давления залежи, возможно бурение вертикальных, наклонно-направленных и/или горизонтальных скважин малого диаметра. Однозабойную добывающую скважину 10 в узлах 7 сетки 6 по мере обводнения продукции переводят под закачку вытесняющего агента.
Таким образом, в предлагаемом способе решается задача увеличения максимального дренирования залежи нефти при уменьшении количества бурящихся скважин, ввода в активную разработку недренируемых ранее зон с пониженным пластовым давлением залежи нефти на 20% от начального давления залежи до давления насыщения путем бурения многозабойных горизонтальных скважин и снижения риска преждевременного обводнения продукции скважин. В зонах малой толщины не более 2 м с высоким пластовым давлением залежи, в приконтурных областях возможно бурение вертикальных, наклонно направленных и/или горизонтальных скважин малого диаметра.
Способ позволяет при уменьшении количества бурящихся скважин повысить КИН за счет увеличения дренирования залежи нефти и добиться более равномерного вытеснения нефти агентом в зонах, примыкающих к неколлектору, линзах коллектора, целиках и зонах малой нефтенасыщенной толщины не более 2 м.
Пример конкретного выполнения.
Осуществление данного способа рассмотрим на примере участка залежи отложений терригенного карбона на глубине залегания 1200 м. Производят бурение участка нефтяной залежи по треугольной сетке с расстоянием 900 метров между проектными скважинами 1, 2, 3, 4, 5, осуществляют их обустройство и производят добычу нефти. В процессе эксплуатации производят замеры добычи нефти, воды, текущего пластового давления. Дебит добывающих скважин - до 37 т/сут. Первоначальная обводненность - до 10% от добываемой продукции. По результатам гидродинамических исследований начальное пластовое давление составляет 120 атм. Текущее пластовое давление в скважинах 2 и 3 составило 100 и 95 атм. соответственно, т.е. на 20% ниже начального, в направлении контура, в зону меньшей толщины (не более 2 м), пластовое давление увеличивается и в скважине 1 составляет 130 атм.
По результатам бурения уточняют геологическое строение залежи, коллекторские свойства нефтевмещающих пород, выявляют, что коллектор не имеет площадного распространения. Скважина 4 вскрыла аналог пласта-коллектора и из нее произвели зарезку бокового ствола в направлении развития коллектора.
По результатам гидродинамических исследований строят карту изобар, на которой выделяют области повышенных и пониженных пластовых давлений. Полученные результаты сопоставляют с данными геолого-гидродинамического моделирования с учетом текущих условий разработки.
С использованием полученной информации и с целью повышения дебита нефти и охвата дренированием из проектных вертикальных скважин 1-5 в зоне с пониженным пластовым давлением образуют многозабойные горизонтальные скважины 12 и 13 с различным количеством забоев, а в направлении контура нефтеносности - границе залежи нефти в зоне повышенных пластовых давлений, намечают бурение скважин малого диаметра (не показано).
Обустраивают скважины и вводят в эксплуатацию. Дебит многозабойной скважины 13 увеличился в 2,8 раза по отношению к окружающим вертикальным 1-5. Затраты на строительство скважин малого диаметра меньше затрат на строительство новой на 35%. Затраты на каждый боковой ствол составили 70% от стоимости строительства новой скважины, т.е. 25,2 млн. руб. Начальный дополнительный дебит по заявляемому способу составил 27-15,1 т/сут, дополнительная годовая добыча нефти на многозабойную скважину составила 15100 т, на один боковой ствол - 5569 т.
Учитывая, что за исследуемый период (10 лет) эксплуатации дополнительная добыча нефти по одной многозабойной скважине и одному боковому стволу составила 102000 т, при цене реализации нефти 11000 р. за тонну экономия составит:
Э=(Ц-С)×ΔQн=(11000-8500)×102000=255000000 р.=255 млн. р.
где ΔQн - дополнительная добыча нефти, т;
Ц - цена нефти, р./т;
С - себестоимость добычи одной тонны нефти, р./т.
Скважины малого диаметра в зоне развития коллектора с толщинами два и менее метра по мере обводнения продукции переводят под закачку вытесняющего агента.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи залежи и снижения затрат на уплотнение сетки скважин.