Способ разработки залежи нефти
METHOD FOR DEVELOPING OIL DEPOSITS

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к разработке залежей нефти совместной сеткой нагнетательных, добывающих и горизонтальных скважин.
Известен способ кустового разбуривания нефтяной залежи на основе горизонтальных и вертикальных скважин (см. Ерохин В.П., Щавелев Н.Л., Наумов В.И., Фадеев Е.А. Опыт и проблемы строительства горизонтальных скважин. Нефтяное хозяйство, № 9, 1997, стр. 32-35). Согласно этому способу разбуривание нефтяной залежи осуществляют по площадной схеме, добывающие скважины сооружают с горизонтальными стволами, а нагнетательные - с вертикальными стволами. При этом кусты скважин размещают в местах расположения нагнетательных скважин.
Недостатком способа является невысокая технико-экономическая эффективность на месторождениях с низкопроницаемыми запасами, связанная разбуриванием большого числа скважин, а также сооружением большого количества кустовых площадок, равное количеству нагнетательных скважин, а следовательно, затраты на сооружение, а также на соответствующую инфраструктуру. И влекущие за собой негативные воздействия на окружающую среду.
Также известен способ разработки нефтяной залежи многозабойными скважинами (патент RU № 2330156, МПК Е21В 43/16, опубл. 27.07.2008), включающий бурение параллельно расположенных добывающих и нагнетательных горизонтальных скважин с последующим проведением на них многократного гидравлического разрыва пласта, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин. При этом предусматривают бурение не менее одной добывающей и одной нагнетательной горизонтальных скважин в пластах с проницаемостью не более 2 мД и расстоянием между горизонтальными стволами скважин не менее 50 м. Добывающие скважины располагают в максимальных нефтенасыщенных толщинах. Угол между максимальным главным напряжением пласта и направлением горизонтальных стволов добывающих и нагнетательных скважин составляет от 30° до 60°. Количество N ступеней многократного гидравлического разрыва пласта выбирают исходя из условия N=1+L/100, где L - длина горизонтального ствола скважины, и округляют до большего целого числа. Общее количество горизонтальных скважин бурят в количестве, из расчета, чтобы удельные начальные геологические запасы нефти на одну горизонтальную скважину составляли не менее 50 тыс.т.
Недостатком данной технологии является невысокая технико-экономическая эффективность на месторождениях с низкопроницаемыми запасами, связанная с рисками быстрого обводнения горизонтальных скважин по более проницаемым пропласткам и потерями извлекаемых запасов, со значительными затратами на бурение наклонно-направленных скважин для выработки оставшихся целиков нефти.
Наиболее близким является способ разработки разработки залежи нефти с низкопроницаемыми коллекторами (патент RU № 2760112, МПК Е21В 43/30, 43/16, опубл. 22.11.2021 в бюл. № 33), включающий определение элементов залегания - свода сейсмического поднятия, линии простирания структуры, бурение поисковой или разведочной скважины на своде сейсмического поднятия и проведение в ней геофизических исследований, определение коллекторских свойств пласта, насыщенности пласта флюидами, границы водонефтяного контакта (ВНК). После расчёта экономически рентабельных удельных запасов нефти на одну горизонтальную проектную скважину определяют удельную площадь залежи, обеспечивающую извлекаемыми запасами одну горизонтальную скважину, строят квадратную ячейку площадью, равной площади залежи, обеспечивающей извлекаемыми запасами одну горизонтальную скважину. Далее строят сетку с квадратными ячейками площадью, равной площади залежи, обеспечивающей извлекаемыми запасами одну горизонтальную скважину, располагают наклонно-направленные и горизонтальные скважины, при этом сначала бурят наклонно-направленные скважины, ближайшие к поисковой скважине, затем - горизонтальные скважины в центре квадратных ячеек, образуемых наклонно-направленными скважинами, причем стволы горизонтальных скважин располагают в перпендикулярно-перекрестном направлении друг к другу с условием соответствия точек входа и забоя горизонтальных скважин точкам пересечения диагоналей внутри одной квадратной ячейки, совмещают забой поисковой скважины на структуре с разработанной сеткой так, чтобы поисковая скважина находилась в центре квадратной ячейки с горизонтальными скважинами, затем вращением вокруг вертикальной оси, которая проходит через точку расположения поисковой скважины, ориентируют сетку так, чтобы стволы горизонтальных скважин были направлены под углом 90° и 180° к линии простирания структуры, сетку скважин заканчивают расположением забоев наклонно-направленных скважин к контуру водонефтяного контакта.
Недостатком способа является невысокая технико-экономическая эффективность на залежах с неоднородными низкопроницаемыми пластами, связанная с ограничением по расположению горизонтальных стволов только под углом 90° относительно друг друга и возрастанием вероятности пропуска более проницаемых участков в площадном распространении литологически неоднородного пласта объекта разработки.
Техническими задачами являются повышение эффективности разработки залежи нефти, равномерности выработки запасов нефти, поддержание высоких темпов отбора запасов пластов за счет оптимального расположения забоев вертикальных нагнетательных, вертикальных и горизонтальных добывающих скважин по площади распространения нефтесодержащего пласта, а также расширение технологических возможностей.
Технические задачи решаются способом разработки залежи нефти, включающим определение свода сейсмического поднятия, линии простирания структуры, бурение поисковой или разведочной скважины на своде сейсмического поднятия и проведение в ней геофизических исследований, определение коллекторских свойств пласта, насыщенности пласта флюидами, границы водонефтяного контакта - ВНК.
1
2
1
2
1
2
1
2
2
1
стр
изв
стр
1
2
Новым является то, что после определения коллекторских свойств пласта, насыщенности пласта флюидами, границы ВНК, проводят через свод поднятия линию АВ, перпендикулярно расположенную линии простирания структуры, и линию CD, расположенную вдоль линии простирания структуры, замеряют длины линий AB и CD до линии ВНК в масштабе структурной карты, далее вычисляют коэффициент структуры по формуле: Кстр=L/L, где L - длина линии CD, L - длина линии AB, затем рассчитывают суммарную площадь экономически рентабельных извлекаемых запасов нефти для четырех вертикальных и одной горизонтальной скважин, далее строят ромб с диагоналями d и d, при этом длины диагоналей d и d определяют по формулам: , d=d*K, где S - площадь экономически рентабельных извлекаемых запасов нефти для четырех вертикальных и одной горизонтальной скважин, K - коэффициент структуры, а также длины диагоналей d и d переводят в масштаб карты, далее размещают по одной вертикальной нагнетательной скважине на углах ромба, а в середине каждой стороны ромба размещают вертикальную добывающую скважину, затем на концах большей по длине диагонали ромба строят окружности с радиусом, равным половине длины стороны ромба, далее размещают горизонтальную добывающую скважину вдоль большей по длине диагонали ромба, при этом забой и вход в пласт горизонтальной добывающей скважины расположены в точках пересечения диагонали ромба с окружностью, затем на структурной карте совмещают любую одну вертикальную добывающую скважину, расположенную на стороне ромба, с точкой забоя пробуренной поисковой или разведочной скважины, при этом ориентируют ствол горизонтальной добывающей скважины ромба параллельно линии простирания структуры, проектируют первый ряд ромбов вдоль линии простирания структуры до границ ВНК, совмещая стороны смежных ромбов и ориентируя горизонтальные стволы добывающих скважин ромбов параллельно к линии простирания структуры, после этого проектируют необходимое количество рядов ромбов до заполнения всей площади структуры до линии ВНК.
На фиг. 1 показана общая схема структуры залежи нефти.
На фиг. 2 показана схема ромба с расположением четырех вертикальных нагнетательных, четырех вертикальных добывающих и одной горизонтальной добывающей скважин.
На фиг. 3 показана схема проектирования рядов ромбов до заполнения всей площади структуры залежи до линии ВНК.
На фиг. 4 показана схема расположения проектных скважин на структуре залежи.
Способ разработки залежи нефти осуществляют следующим образом.
Предварительно на закартированной наземными сейсмическими работами по методу общей глубинной точки - МОГТ (например, в 2Д, 3Д, 4Д и т.п.) структуре определяют элементов залегания - свод сейсмического поднятия, линию простирания структуры 1.
Далее бурят поисковую или разведочную скважину 2 на своде сейсмического поднятия и проводят в ней геофизические исследования, включающие электрометрические, радиоактивные, акустические исследования.
По результатам геофизических исследований определяют коллекторские свойства пласта, насыщенность пласта флюидами, границы водонефтяного контакта (ВНК) 3.
Проводят через свод поднятия линию АВ 4, перпендикулярно расположенную линии простирания структуры 1, и линию CD 5, расположенную вдоль линии простирания структуры 1, замеряют длины линий AB и CD до линии ВНК в масштабе структурной карты (фиг. 1).
Далее вычисляют коэффициент структуры по формуле:
1
2
где L - длина линии CD 5, L - длина линии AB 4.
Затем рассчитывают суммарную площадь экономически рентабельных извлекаемых запасов нефти для четырех вертикальных и одной горизонтальной скважин для проектирования сетки скважин.
1
2
1
2
Далее строят ромб с диагоналями d 7 и d8, при этом длины диагоналей d и d определяют по формулам:
изв
стр
1
2
где S - площадь экономически рентабельных извлекаемых запасов нефти для четырех вертикальных и одной горизонтальной скважин, K - коэффициент структуры, далее размещают по одной вертикальной нагнетательной скважине на углах ромба, а также длины диагоналей d и d переводят в масштаб карты.
Далее размещают по одной вертикальной нагнетательной скважине 9 на углах ромба 6, а в середине каждой стороны ромба размещают вертикальную добывающую скважину 10.
Затем на концах большей по длине диагонали ромба строят окружности 11 с радиусом, равным половине длины стороны ромба.
Далее размещают горизонтальную добывающую скважину 12 вдоль большей по длине диагонали ромба, при этом забой и вход в пласт горизонтальной добывающей скважины расположен в точке пересечения диагонали ромба 6 с окружностью 11.
Затем на структурной карте совмещают любую одну вертикальную добывающую скважину 10, расположенную на стороне ромба 6, с точкой забоя пробуренной поисковой или разведочной скважины 2, при этом ориентируют ствол горизонтальной добывающей скважины 12 ромба 6 параллельно линии простирания структуры 1.
Проектируют первый ряд ромбов 6 вдоль линии простирания структуры 1 до границ ВНК 3, совмещая стороны смежных ромбов 6 и ориентируя горизонтальные стволы добывающих скважин 12 ромбов 6 параллельно к линии простирания структуры 1.
После этого проектируют необходимое количество рядов ромбов 6 до заполнения всей площади структуры до линии ВНК 3.
Удаляют с проектной сетки скважин ромбы 6.
Предлагаемая техника построения проектных скважин позволяет вводить объект разработки в эксплуатацию с высокими темпами отбора извлекаемых запасов нефти с поддержанием начального пластового давления, расположение горизонтальной скважины внутри ячейки исключает быстрое обводнение зоны дренирования горизонтального ствола за счет перераспределения потоков закачиваемого флюида на вертикальные добывающие скважины и выравнивания фронта вытеснения, что обеспечивает равномерную выработку запасов и повышение коэффициента извлечения нефти, в том числе на месторождениях с неоднородными низкопроницаемыми пластами, за счет симметричного расположения забоев проектных скважин, так же позволяющее вводить в эксплуатацию залежи углеводородов любого размера и снижать вероятность пропуска более проницаемых участков в площадном распространении литологически неоднородного пласта объекта разработки.
Расположение вертикальных нагнетательных скважин в углах ромба позволяет сформировать направленный фильтрационный поток, исключает вероятность пропуска более проницаемых участков и образования застойных зон не вовлеченных в активную разработку внутри ромба, что обеспечивает высокие темпы отбора запасов флюидов месторождения.
Пример практического применения.
Предварительно на закартированной наземными сейсмическими работами по методу общей глубинной точки - МОГТ (например, в 2Д, 3Д, 4Д и т.п.) структуре лицензионного участка определили элементов залегания - свод сейсмического поднятия на абсолютной отметке - 1200м, линию простирания структуры 1 - субширотного простирания.
Далее пробурили поисковую скважину 2 на своде сейсмического поднятия и выполнили в ней геофизические исследования, включающие электрометрические, радиоактивные, акустические исследования.
По результатам геофизических исследований получили заключение о коллекторских свойствах пласта (пористость 0,15, нефтенасыщенная можность 10 м, насыщенность пласта нефтью составила 0,7), определили потенциальный объект разработки в кизеловском горизонте турнейского яруса и абсолютную отметку ВНК 3 - 1220 м.
На структурной карте провели через свод поднятия линию АВ 4, перпендикулярно расположенную линии простирания структуры 1, и линию CD 5, расположенную вдоль линии простирания структуры 1, измерили длины линий AB и CD до линии ВНК 3 в масштабе структурной карты равной 1:25000. АВ = 20 см, CD = 45 см.
Далее вычислили коэффициент структуры Кстр=2,25.
2
Затем рассчитывают суммарную площадь (Sизв) экономически рентабельных извлекаемых запасов нефти для четырех вертикальных и одной горизонтальной скважин для проектирования сетки скважин. Sизв = 525452 м по любым известным формулам.
1
2
1
2
1
2
1
Далее строят ромб с диагоналями d 7 и d8, при этом d = 683 м, d = 1537 м, длины диагоналей d и d перевели в масштаб карты d= 683/250 = 2,7 см,
2
d = 1537/250 = 6,1 см.
Далее разместили по одной вертикальной нагнетательной скважине 9 на углах ромба 6, а в середине каждой стороны ромба разместили вертикальную добывающую скважину 10.
Затем на концах большей по длине диагонали ромба построили окружности 11 с радиусом, равным половине длины стороны ромба.
2
Далее разместили горизонтальную добывающую скважину 12 вдоль большей по длине диагонали d ромба 6, при этом забой и вход в пласт горизонтальной добывающей скважины расположен в точке пересечения диагонали ромба 6 с окружностью 11.
Затем на структурной карте совместили одну вертикальную добывающую скважину 10, расположенную на стороне ромба 6, с точкой забоя пробуренной поисковой или разведочной скважины 2, при этом сориентировали ствол горизонтальной добывающей скважины 12 ромба 6 параллельно линии простирания структуры 1.
Спроектировали первый ряд ромбов 6 вдоль линии простирания структуры 1 до границ ВНК 3, совмещая стороны смежных ромбов 6 и ориентируя горизонтальные стволы добывающих скважин 12 ромбов 6 параллельно к линии простирания структуры 1.
После этого проектируют необходимое количество рядов ромбов 6 до заполнения всей площади структуры до линии ВНК 3.
Удаляют с проектной сетки скважин ромбы 6.
Получилась проектная сетка добывающих и нагнетательных скважин для разработки нефтяного месторождения.
Таким образом, в данном способе повышают эффективность разработки залежи нефти, обеспечивают равномерность выработки запасов нефти, поддерживают высокие темпы отбора запасов пластов за счет оптимального расположения забоев вертикальных нагнетательных, вертикальных и горизонтальных добывающих скважин по площади распространения нефтесодержащего пласта, а также расширяют технологические возможности.