СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МНОГООБЪЕКТНОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (ВАРИАНТЫ)
DEVELOPMENT METHOD OF MULTI-OBJECT OIL DEPOSIT (VERSIONS)

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многообъектных нефтяных месторождений.
Известен способ разработки нефтяного месторождения с несколькими залежами, расположенными друг над другом. Согласно изобретению осуществляют построение структурных карт с контурами залежи нефти, бурение разведочных скважин, бурение дополнительных скважин для уплотнения сетки скважин на месторождении. Перед бурением дополнительных скважин проводят дополнительные исследования из разведочных и эксплуатационных скважин с уточнением границ нефтенасыщенности залежей. Определяют общий контур месторождения и зону с максимальной суммарной нефтенасыщенностью залежей месторождения, после чего в зоне с максимальной суммарной нефтенасыщенностью залежей месторождения бурят дополнительную скважину, относительно которой по выбранной сетке бурят дополнительные скважины с вскрытием соответствующих залежей так, что их забои не располагают за общим контуром месторождения. При этом дополнительные скважины, располагаемые в зонах пересечения залежей, вскрывают пересекающие залежи и их оборудуют устройствами для одновременной раздельной эксплуатации для добычи из вскрытых залежей добывающими дополнительными скважинами или для закачки вытесняющего агента во вскрытые залежи через нагнетательные дополнительные скважины (патент RU №2441145, МПК Е21В 43/20, опубл. 27.01.2012).
Недостатком представленного способа является то, что в случае разбуривания многообъектного нефтяного месторождения кустовым способом возникает проблема уплотняющего расположения стволов скважин выше по разрезу, и эксплуатация вышележащих продуктивных объектов с нижележащими горизонтами с внедрением оборудования одновременной раздельной добычи на пробуренных скважинах исключается по причине близкого нахождения стволов на уровне верхнего продуктивного горизонта и возникновению сетки разработки плотностью выше допустимых значений.
Известен способ разработки неоднородного многопластового нефтяного месторождения, включающий разбуривание месторождения системой скважин с вертикальными и горизонтальными стволами со вскрытием всех пластов многопластового месторождения, согласно которому первоначально месторождение разбуривают скважинами с вертикальными стволами по разреженной относительно проектной сетке. Затем бурят по каждому пласту добывающие скважины с горизонтальными стволами. Начало и конец горизонтального ствола размещают на одинаковом расстоянии от источника вытесняющего агента. Длину ствола добывающей скважины в продуктивном пласте устанавливают прямо пропорционально запасам нефти и обратно пропорционально их продуктивности. Длину ствола в горизонтальных добывающих скважин в стягивающих рядах устанавливают не более 70% от расстояния по проектной сетке (патент RU №2024740, МПК Е21В 43/14, Е21В 43/20, Е21В 43/30, опубл. 15.12.1994).
Недостатком известного способа является то, что бурение горизонтальных стволов по каждому пласту нефтяного многообъектного месторождения требует больших капитальных затрат, а также приводит к «захоронению» запасов нефти продуктивных горизонтов, оставшихся не вовлеченными в процесс разработки на участках под горизонтальными стволами. Также из-за существующей кривизны ствола горизонтальной скважины возникают ограничения в использовании оборудования для одновременной эксплуатации (ОРЭ) нескольких объектов.
Известен также способ разработки нефтяной залежи, включающий построение структурного плана продуктивного пласта и определение для каждого эксплуатационного объекта рационального размещения добывающих и нагнетательных скважин, бурение и исследование скважин, добычу нефти из добывающих скважин и закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины. (Муравьев И.М. и др. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. - М.: Недра, 1970, с. 103).
Недостатком данного способа является то, что способ предполагает разработку каждого объекта нефтяного месторождения своей сеткой скважин, увеличивая при этом капитальные затраты и приводя к нерентабельности разработку залежей нефти.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу и принятый за прототип является способ многопластового нефтяного месторождения, включающий проведение равномерных в плане сеток скважин на базисные горизонты и бурение наклонно-направленных скважин, размещенных кустами, каждая из которых вскрывает базисный горизонт в точках геометрически правильной для данного горизонта сетки. Согласно изобретению для каждого базисного горизонта выбирают сетки размещения забоев наклонно-направленных скважин так, чтобы при бурении всех скважин данного куста, кроме одной вертикальной, долото не проходило в плане через одну и ту же точку дважды, вид сеток на все базисные горизонты должен быть одинаковым. В зависимости от геолого-технических условий выбирают один из существующих типов профилей: трехинтервальный со стабилизацией зенитного угла, трехинтервальный со спадом зенитного угла после набора максимальной его величины, четырехинтервальный со стабилизацией зенитного угла и последующим его спадом, четырехинтервальный со стабилизацией зенитного угла и последующим малоинтенсивным его набором (патент SU №1314758, МПК Е21В 43/20, опубл. 27.11.1999).
Недостатком представленного способа является то, что данный метод не применим при уплотняющем бурении скважин на разбуренных многопластовых месторождениях, где необходима довыработка запасов нефти и из-за существующей сетки пробуренных скважин невозможно запроектировать одинаковую сетку новых скважин на всех базисных горизонтах. А также, в случае нахождения базисных горизонтов на большом расстоянии по глубине друг от друга и принимая условие данного метода при проектировании, чтобы долото не проходило в плане через одну и ту же точку дважды, скважино-точки на нижнем объекте размещаются на большом расстоянии друг от друга, формируя не рациональную сетку разработки.
Предлагаемый способ разработки многообъектных нефтяных месторождений применим не только на не разбуренных участках месторождений, но и на участках, где необходимо уплотнение существующей сетки разработки с целью довыработки запасов.
В предложенном способе при кустовом варианте разбуривания, решается проблема формирования нерационально плотной сетки скважин на уровне верхнего продуктивного горизонта, что позволяет в дальнейшем эксплуатировать скважины по технологии одновременной добычи нескольких объектов. Тем самым происходит повышение эффективности разработки, увеличение темпов добычи, повышение коэффициента нефтеизвлечения всех залежей и уменьшение капитальных затрат на добычу нефти за счет сокращения бурения дополнительных добывающих скважин.
Технический результат, на достижение которого направлен предложенный способ, достигается тем, что при проектировании новых наклонно-направленных скважин на уплотнение существующей сетки разработки, в зависимости от геолого-технологических условий, выбирают один из предлагаемых вариантов построения траекторий стволов, позволяющих сформировать наиболее рациональную равномерную сетку разработки на всех базисных горизонтах с учетом существующих скважин.
Сущность изобретения
Разбуривание месторождений кустами скважин обеспечивает рост эффективности и ускорение окупаемости капитальных вложений за счет снижения удельных затрат на обустройство месторождений. С другой стороны, неизбежный при этом, рост углов наклона скважин затрудняет техническую реализацию проектов разбуривания и увеличивает количество рисков, вызванных вероятностью пересечения стволов. Также при проектировании траекторий стволов на один целевой объект разработки при наличии вышележащих залежей нефти, возникает уплотняющее расположение стволов выше по разрезу месторождения. Таким образом, формируются зоны скоплений точек стволов скважин на уровне верхнего продуктивного объекта, и большая часть залежи остается неохваченной сетью скважин. В дальнейшем при планировании ввода в разработку вышележащих залежей нефти возникает необходимость формирования нового фонда скважин на данный объект по равномерной сетке, с учетом возможности перехода на эксплуатацию верхних горизонтов ранее пробуренных скважин. Проектируя траектории стволов скважин в условиях кустового разбуривания многообъектного месторождения нефти по предлагаемому способу, появляется возможность одновременного ввода в эксплуатацию нескольких объектов с внедрением оборудования раздельной добычи, исключающей интерференцию скважин на уровне вышележащего объекта. Вследствие чего увеличивается коэффициент нефтеизвлечения при максимальном охвате пласта, уменьшаются капитальные затраты на добычу нефти за счет сокращения бурения дополнительных добывающих скважин.
Анализ известных технических решений, проведенный по научно-технической и патентной документации показал, что совокупность существенных признаков заявляемого технического решения не известна из уровня техники, следовательно, оно соответствует условию патентоспособности изобретения - «новизна», «промышленная применимость» и «изобретательский уровень».
Заявляемый способ разработки многообъектного нефтяного месторождения поясняется на фигурах:
Фиг. 1 - «Схема корректировки траекторий стволов скважин при кустовом разбуривании месторождения по первому способу».
Фиг. 2 - «Схема корректировки траекторий стволов скважин при кустовом разбуривании месторождения по второму способу».
Фиг. 3 - «Схема корректировки скважино-точек на верхнем горизонте, после проектирования равномерной сетки на нижнем объекте и формирования уплотняющего скопления точек на уровне верхнего объекта при кустовом бурении скважин».
Способ разработки многообъектного нефтяного месторождения содержит следующие этапы.
Проводят анализ разбуренного многообъектного месторождения с точки зрения остаточных запасов нефти по всем горизонтам. Проводят дополнительные исследования на определение текущей насыщенности пластов в краевых и срединных частях залежей с проведением в пробуренных скважинах исследований генератором нейтронов, а также уточняют контуры залежей и детализируют геологическую структуру проведением исследований непродольного вертикального сейсмо-профилирования (НВСП), сейсморазведочных работ по методу общей глубинной точки 3Д (МОГТ 3Д). Производят построение геологической модели месторождения с обновлением данных по геологической структуре залежей и текущей насыщенности пластов по результатам проведенных исследований. Совмещают контуры нефтеносности всех залежей по разрезу и определяют зоны пересечения залежей нефти. Далее в зависимости от геолого-технологических условий объекта проектируют траектории скважин по двум предложенным вариантам: Способ 1, поясняемый фигурой 1:
Производят равномерное размещение дополнительных добывающих скважино-точек (1) по сетке L1×L1 с уплотнением существующей сетки разработки (или же на не разбуренной залежи нефти, участке залежи нефти) в пределах общего контура нефтеносности на нижнем продуктивном горизонте (2), таким образом, определяют координаты одной цели. Далее производят определение местоположения кустовых площадок (3) на местности, координаты устьев проектных скважин (4) и построение траекторий стволов на данную цель по наиболее короткому варианту отрезка (5). Далее анализируют прохождение стволов на самом верхнем продуктивном горизонте (6) и точку ствола по траектории (5) на уровне верхнего продуктивного горизонта (точка пересечения с верхним объектом) (7) передвигают в сторону направления ствола скважины до допустимых значений кривизны, определяют координаты точки ствола (8) по скорректированной траектории (9) (определяют координаты второй цели траектории). После проведения корректировки уплотняющего размещения точек с расстоянием между стволами скважин L2 на уровне верхнего объекта (6) происходит разуплотнение и формирование равномерной сетки L3×L3 на верхнем горизонте (6). Таким образом, нерациональные условия разработки, где L2<L1 и L2<L3, скорректированы до равномерного расположения стволов скважин, где L1=L3.
Способ 2, поясняемый фигурой 2.
С учетом существующих на кровле верхнего продуктивного объекта (1) точек прохождения стволов пробуренных на нижний продуктивный объект (2) скважин месторождения, размещают скважино-точки (3) по геометрически правильной равномерной сетке разработки по верхнему продуктивному горизонту (или же размещают проектные точки на не разбуренной залежи нефти, участке залежи нефти), рассчитывают координаты одной цели. Далее определяют местоположение кустовых площадок бурения (4), координаты устьев проектных скважин (5) и проектируют траектории стволов скважин (6), на одну цель верхнего объекта (1). Путем вертикальной проекции (7) данной точки вниз до нижнего базисного горизонта формируют вторую цель (8). После чего анализируют попадание точек в плане на кровлю нижнего объекта (2). В случае попадания точки (8) в местоположение существующей скважины производят либо корректировку местоположения точки (8) относительно направления ствола с учетом расположения площадки бурения (4), либо отмену второй цели скважины (8). Также при попадании точки (8) в зону некондиционных нефтенасыщенных толщин коллектора или же за контур нефтеносности нижнего объекта (2), отменяют вторую цель бурения (8) до нижнего объекта (2). Расстояние между проектными скважино-точками на кровле нижнего горизонта L1 равно расстоянию между проектными скважино-точками на кровле верхнего объекта L2.
Таким образом формируются 2 варианта траекторий стволов, позволяющих наиболее полно охватить объекты месторождения с возможностью организации одновременной выработки всех горизонтов одной сеткой скважин, не оставляя в длительной консервации запасы одного из них. На фигуре 3 изображена схема корректировки скважино-точек на верхнем горизонте, после проектирования равномерной сетки на нижнем объекте и формирования скопления уплотняющих точек на уровне верхнего объекта при кустовом бурении скважин. По фигуре видно, что данный способ проектирования траекторий стволов скважин позволяет наиболее быстро и без лишней трудоемкости сформировать равномерную сетку скважин (1) в плане с учетом допустимых значений кривизны стволов и существующей пробуренной сетки разработки (2), исключающей уплотнение сетки (3) на вышележащем объекте (4).
Данный способ разработки многообъектного нефтяного месторождения имеет техническое применение в НГДУ «Елховнефть».
Пример конкретного выполнения способа.
Структурное поднятие нефтяного месторождения разбурено кустовым способом на отложения турнейского яруса по равномерной квадратной сетке плотностью 300×300 м. В разрезе объекта вскрыты залежи нефти в упинском, кизеловском, бобриковском, тульском, верейском горизонтах и башкирском ярусе. Объект ранее эксплуатировался только на отложения нижнего карбона. По причине значительного расстояния по глубине между продуктивными отложениями среднего и нижнего карбона, на уровне среднего карбона отмечается уплотняющее скопление точек пересечения стволов скважин относительно расположения площадок бурения, с которых бурились данные скважины. Таким образом, значительная площадь залежей среднего карбона не охвачена существующей сеткой разработки и необходимо проектирование отдельного фонда скважин, направленных на выработку их запасов. С целью повышения темпов выработки и увеличения нефтеотдачи продуктивных пластов нижнего карбона, с возможностью одновременной разработки залежей нефти по верхним горизонтам, размещают дополнительные скважины с уплотнением существующей сетки. Для оценки необходимости размещения дополнительных скважин проводят исследования по определению текущей насыщенности пластов пробуренных скважин в краевых и купольных частях структуры (генератор нейтронов, с/о и радиоактивный каротаж), а также уточняют контур всех залежей по разрезу поднятия проведением сейсморазведочных работ МОГТ 3Д. Построением геолого-гидродинамической залежи участка, с учетом дополнительной информации по результатам проведенных исследований, определяют остаточные запасы и зоны риска преждевременного обводнения, после чего утверждают необходимость и местоположение проектной точки. По результатам проведенных работ южная часть поднятия имеет несколько невыдержанное по площади развитие нефтенасыщенных карбонатных отложений среднего карбона, относительно северной части структуры. А также определяют необходимость довыработки запасов по нижнему карбону по всей площади залежи. Таким образом, в северной части структуры по проектным скважинам определяют первую цель по нижнему объекту месторождения, размещают площадки кустового бурения и строят траектории с минимально-возможной проходкой по всем скважинам. На уровне залежей среднего карбона проектные точки пересечения с кровлей верхнего продуктивного пласта перемещают друг от друга в сторону размещения точки нижнего горизонта относительно направления ствола скважины до допустимых значений кривизны. Таким образом, определяют вторую цель скважин по кровле среднего карбона. В южной части поднятия проектируют сетку скважин по среднему карбону, учитывая точки пересечения стволов ранее пробуренных скважин на нижний карбон и геологические особенности залежи. Определяют первую цель бурения скважин. Далее проводят вертикальную проекцию точки со среднего карбона на нижний карбон и при необходимости корректируют местоположение нижней точки в сторону проводки ствола или же отменяют вторую цель в случаях отсутствия необходимости по причине попадания в круг существующей скважины или в зону некондиционных толщин.
Использование представленного способа позволяет, с учетом допустимых значений кривизны стволов и геологических особенностей залежей, сформировать наиболее оптимальную сетку скважин при кустовом способе разбуривания, позволяющей одновременную выработку объектов, находящихся на значительном расстоянии друг от друга по глубине, исключая при этом интерференцию скважин на уровне верхнего объекта. Также способ позволяет увеличить коэффициент нефтеотдачи, повысить темп выработки и снизить капитальные затраты на строительство дополнительных скважин в зонах неохваченных проектной сеткой скважин.