СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
MULTI-FORMATION OIL DEPOSIT DEVELOPMENT METHOD

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи.
Известен способ разработки нефтяного месторождения путем бурения горизонтальных и вертикальных скважин (патент США №4718485, опубл. 21.01.88 г.).
Недостатком способа является низкий коэффициент нефтеизвлечения из-за быстрого обводнения скважин в условиях залежи неоднородного нефтяного объекта с водонефтяными зонами и/или массивного типа.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки залежи неоднородного нефтяного объекта с водонефтяными зонами, включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин с вертикальными и горизонтальными стволами при определенном размещении в продуктивном пласте, закачку вытесняющей жидкости и добычу продукции (патент РФ №2282022, опубл. 20.08.2006 - прототип). Согласно этому способу расположение основных горизонтальных и/или субгоризонтальных стволов скважин и размещение разветвлений выбирают таким образом, что только в этих условиях возможна рациональная разработка залежи неоднородного нефтяного объекта и/или массивного типа, обеспечивающая сокращение попутно добываемой воды в скважинах, увеличение срока работы скважин. При этом увеличивается продуктивность скважин и нефтеизвлечение залежи. Способ позволяет повысить вытеснение нефти за счет более равномерного вытеснения нефти агентом.
Недостатком этого способа является то, что часть пласта ниже основного горизонтального ствола остается недренируемой и при обводнении одного интервала основного горизонтального и/или субгоризонтального ствола изолировать приток воды проблематично, практически невозможно. Все это снижает нефтеотдачу месторождения.
Технической задачей предлагаемого способа является повышение нефтеизвлечения многопластовой нефтяной залежи и увеличение продуктивности скважин за счет максимального охвата дренированием разреза залежи.
Указанная задача достигается описываемым способом разработки многопластовой нефтяной залежи, предусматривающим бурение добывающих и нагнетательных вертикальных и горизонтальных и разветвленных скважин, закачку вытесняющего агента и добычу продукции при определенном размещении в каждом продуктивном пласте, закачку вытесняющей жидкости и добычу продукции.
Новым является то, что в неоднородном нефтяном объекте основной горизонтальный ствол бурят в наиболее проницаемом прослое, не менее трех разветвлений направляют в сторону кровли, подошвы неоднородного нефтяного объекта и горизонтально, причем, разветвления в сторону кровли и подошвы бурят под углом не менее 50° по отношению к основному стволу и под таким углом к вертикали, чтобы до достижения кровли и подошвы объекта длина ствола разветвления была не меньше 2 толщин общего объекта, причем длину каждого из ответвлений выполняют с разностью по длине не менее чем на 20 м, а расстояние между забоями ближайших ответвлений выполняют более 60 м.
Сущность изобретения
Проблемой нефтяной промышленности является достижение максимального коэффициента нефтеизвлечения при максимальном дренировании пласта по площади и разрезу. В предлагаемом способе решается задача увеличения максимального дренирования пласта по площади и разрезу, увеличения срока работы скважины при возможности отсечения обводненного интервала путем изоляции ответвления к подошве.
Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности. Месторождение разбуривают редкой сеткой скважин, осуществляют его обустройство. Производят закачку вытесняющей жидкости в нагнетательные скважины и добычу продукции из добывающих скважин. В процессе эксплуатации производят замеры добычи нефти, воды и закачки. Уточняют геологическое строение неоднородного нефтяного объекта, коллекторские свойства по его разрезу. Полученные результаты сопоставляют с данными геолого-гидродинамического моделирования с учетом текущих условий разработки.
С использованием полученной информации определяют размещение основного горизонтального ствола разветвленной скважины как в разрезе - в самом проницаемом прослое, так и по площади залежи.
На фиг.1 представлена траектория разветвленной горизонтальной скважины на схематическом разрезе залежи.
На фиг.2 представлена схема размещения разветвленной горизонтальной скважины в плане.
На фиг.3 представлена схема размещения разветвленной горизонтальной скважины в разрезе сбоку.
Выбор вида разветвленных скважин зависит от геологического строения залежи.
Согласно предлагаемому способу основной горизонтальный ствол бурят в наиболее проницаемом пласте, не менее трех разветвлений направляют в сторону кровли, подошвы многопластового объекта и горизонтально, причем разветвления в сторону кровли и подошвы бурят под углом не менее 50° по отношению к основному стволу и под таким углом к вертикали, чтобы до достижения кровли и подошвы объекта длина ствола разветвления была не меньше 2 толщин общего объекта, причем длину каждого из ответвлений выполняют с разностью по длине не менее чем на 20 метров, а расстояние между забоями ближайших ответвлений выполняют более 60 метров.
Примеры конкретного выполнения.
2
3
Пример 1. Разрабатывают нефтяную залежь турнейского яруса. Залежь имеет следующие характеристики: средняя глубина 1150 м, отметка водонефтяного контакта минус 987 м, пластовая температура 27,5°C, пластовое давление 11,4 МПа, количество пропластков 7, из них пористо-проницаемых 5, средняя толщина пористо-проницаемого пропластка 7,5 м, пористость в пределах 9-15%, проницаемость в пределах 0,014-0,205 мкм, нефтенасыщенность в пределах 69-83%, вязкость нефти 39 мПа·с, плотность нефти 899 т/м. Толщина общего объекта разработки составляет 44 м.
2
Объект разбуривают редкой сеткой вертикальных добывающих и нагнетательных скважин с расстоянием между скважинами более 800 м, осуществляют их обустройство. В разрезе отложений турнейского яруса (на глубинах 1100-1190 м) продуктивными являются отложения кизеловского (на глубинах 1100-1120 м), черепетского (на глубинах 1115-1134 м) и упинского (на глубинах 1130-1150 м) горизонтов с общей толщиной 44 метра. Производят закачку воды в нагнетательные и добычу продукции из добывающих скважин. Уточняют геологическое строение залежи. Расположение самого проницаемого прослоя в разрезе находится на глубинах 1102-1120 м. Строят карты распространения коллекторов по площади, определяют место заложения разветвленной скважины. Бурят основной горизонтальный ствол в наиболее проницаемом пласте кизеловского горизонта с проницаемостью 205 мкм на глубинах 1100-1120 м. Разветвления от основного ствола направляют в сторону кровли. Выбирают угол, позволяющий отойти от основного ствола вверх и в сторону на 90 метров (зенитный угол равен 93°) и к подошве, позволяющий отойти в сторону и вниз на 90 метров (зенитный угол равен 87°), угол между ответвлениями 90°. До достижения кровли и подошвы объекта длина ствола разветвлений получилась 70, 92, 110 и 130 м, т.е. не меньше 2 толщин общего объекта разработки.
Обустраивают разветвленную горизонтальную скважину и запускают в эксплуатацию. Дебит скважины в 3,7 раза выше, чем у окружающих скважин, и составляет 23 т/сут. За 10 лет эксплуатации скважины всего будет добыто 67,3 тыс.т нефти и 40 тыс.т воды. При известном способе-прототипе средний дебит разветвленной горизонтальной скважины составит 15 т/сут. Накопленная добыча за 10 лет по известному способу составит: 31,2 тыс.т нефти и 50 тыс.т воды. За счет меньшего охвата дренированием разреза при известном способе и меньшего дебита скважины за 10 лет будет добыто нефти на 36,1 тыс.т меньше. Текущее нефтеизвлечение за 10 лет эксплуатации по рассматриваемому участку по известному способу составит 3,7%, а по предлагаемому способу 8,0%. Более чем в два раза увеличилось текущее нефтеизвлечение за 10 лет эксплуатации.
При себестоимости добычи нефти 5,7 тыс.руб. за тонну и цене нефти 7500 рублей за тонну экономия составит:
Э=ΔQн·(Ц-С)=36,1·1,8=64,98 млн. руб.,
где ΔQн - дополнительная добыча нефти, тыс.т,
Ц - цена нефти, тыс.руб./т,
С - себестоимость добычи одной тонны нефти, тыс.руб./тонна,
т.е. по предлагаемому способу в среднем в год будет добываться 6,73 тыс.т дополнительной нефти и экономия за 1 год составит 9,054 млн. руб.
Пример 2 - контрольный. Выполняют как пример 1. Основной горизонтальный ствол бурят в наиболее проницаемом прослое, разветвления направляют в сторону кровли подошвы неоднородного нефтеносного объекта, причем разветвления в сторону кровли и подошвы бурят под углом 45° по отношению один к другому и под таким углом к вертикали, чтобы до достижения кровли и подошвы объекта длина ствола разветвления была меньше 2 толщин общего объекта, причем длина каждого из ответвлений одинакова и составляет 70 метров. Охват пласта воздействием при данном способе остается минимальным, что отрицательно сказывается на нефтеотдаче. Дебит скважины в 2 раза выше, чем у окружающих скважин, и составляет 16 т/сут. За 10 лет эксплуатации скважины всего будет добыто 31,3 тыс.т нефти и 45 тыс.т воды. При известном способе-прототипе средний дебит разветвленной горизонтальной скважины составит 15 т/сут, накопленная добыча за 10 лет по известному способу составит: 31,2 тыс.т нефти и 50 тыс.т воды. Таким образом, при таком способе практически никакого прироста добываемой нефти не происходит.
Применение предложенного способа позволит добиться повышения нефтеизвлечения неоднородного нефтяного объекта и увеличения продуктивности скважин.