СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПО БЛОЧНОЙ СИСТЕМЕ
METHOD OF OIL DEPOSIT DEVELOPMENT ACCORDING TO BLOCK SYSTEM

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяных месторождений с различной нефтенасыщенной толщиной или с меняющейся нефтенасыщенной толщиной.
Известен способ разработки залежи нефти в неоднородном коллекторе малой толщины, включающий проводку, по крайней мере, одной скважины под продуктивный пласт и выход горизонтального участка в пласт, спуск колонны насосно-компрессорных труб и эксплуатацию скважины как добывающей или нагнетательной. После выхода в пласт горизонтальный участок скважины проводят волнообразно от подошвы через середину к кровле пласта и обратно от кровли через середину к подошве пласта с повторением волн по пласту, колонну насосно-компрессорных труб выводят в продуктивный пласт, при эксплуатации скважины как добывающей отбор пластовой жидкости ведут по всему профилю скважины: из подошвенной, срединной и из кровельной части, при эксплуатации скважины как нагнетательной закачку рабочего агента ведут по всему профилю скважины: в подошвенную, срединную и кровельную части пласта (Патент РФ №2290498, опублик. 27.12.2006).
Известный способ позволяет отбирать нефть из пластов малой толщины и не предназначен для отбора нефти из пластов с большими толщинами.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяного месторождения, согласно которому строят карты начальных извлекаемых запасов, активных извлекаемых запасов, недренируемых запасов нефти и текущих нефтенасыщенных толщин, оконтуривают на последней карте участки размещения уплотняющего фонда скважин, ограничиваемые величиной текущей нефтенасыщенной толщины, не меньшей величины предельной рентабельной толщины разбуривания, а дополнительные скважины бурят в точках оконтуренных участков, где величина недренируемых запасов обеспечивает рентабельную эксплуатацию скважин (Патент РФ №2087687, кл. Е21В 43/20, опубл. 1997.08.20).
Способ позволяет повысить вытеснение нефти за счет охвата выработкой недренируемых запасов в пределах участков с рентабельной толщиной.
Недостатком способа является низкий коэффициент нефтеизвлечения в результате того, что уплотняющий фонд скважин бурят в оконтуренных участках с нефтенасыщенной толщиной пласта, не меньшей величины предельной рентабельной, подвергая консервации запасы в нефтяной зоне участков, пластов с толщиной менее рентабельной, тем самым снижая нефтеизвлечение.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи месторождения, упрощение выбора системы разработки и проектирования технологических показателей, повышения достоверности и высокой экономической эффективности проектных решений в условиях зонально неоднородной залежи - залежи с изменчивой нефтенасыщенной толщиной по площади месторождения на различных его участках.
Задача решается тем, что используют блочную систему разработки нефтяного месторождения, включающую оконтуривание месторождения в зависимости от текущих нефтенасыщенных толщин, отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, согласно изобретению при оконтуривании выделяют блоки с нефтенасыщенными толщинами до 5 м, от 5 до 15 м и более 15 м, для нефтенасыщенных толщин каждого интервала толщины определяют набор технологий разработки, позволяющих достичь наибольшей нефтеотдачи при данной толщине, а разработку месторождения ведут по блокам в каждом оконтуренном участке по технологиям, применительным к каждому интервалу толщин.
Признаками изобретения являются:
1. оконтуривание месторождения в зависимости от текущих нефтенасыщенных толщин;
2. отбор нефти через добывающие скважины;
3. закачка рабочего агента через нагнетательные скважины;
4. при оконтуривании залежи выделение блоков с нефтенасыщенными толщинами до 5 м, от 5 до 15 м и более 15 м;
5. для нефтенасыщенных толщин каждого интервала толщины определение набора технологий разработки, позволяющих достичь наибольшей нефтеотдачи при данной толщине;
6. разработка месторождения по блокам в каждом оконтуренном участке по технологиям, применительным к каждому интервалу толщин.
Признаки 1-3 являются общими с прототипом, признаки 4-6 являются существенными отличительными признаками изобретения.
Сущность изобретения
В настоящее время разработано достаточно много технологий разработки нефтяных месторождений, позволяющих отбирать нефть с достижением высокой нефтеотдачи. Как правило, эти технологии применяют при разработке месторождения независимо от меняющихся текущих нефтенасыщенных толщин. В то же время технологии, успешно применимые для выработки малых нефтенасыщенных толщин, не обеспечивают высокой нефтеотдачи при выработке средних и больших нефтенасыщенных толщин. Технологии для выработки больших и средних нефтенасыщенных толщин практически не применимы при выработке малых нефтенасыщенных толщин. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи месторождения, упрощение выбора системы разработки и проектирования технологических показателей, повышения достоверности и высокой экономической эффективности проектных решений. Задача решается следующим образом.
Для разработки месторождения с меняющимися нефтенасыщенными толщинами применяют блочную систему разработки нефтяного месторождения, которая включает оконтуривание месторождения в зависимости от текущих нефтенасыщенных толщин и выделение блоков с нефтенасыщенными толщинами до 5 м, от 5 до 15 м и более 15 м. Для нефтенасыщенных толщин каждого интервала толщины определение набора технологий разработки, позволяющих достичь наибольшей нефтеотдачи при данной толщине и разработку месторождения, ведут по блокам в каждом оконтуренном участке по технологиям, применительным к каждому интервалу толщин. При разработке ведут отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины.
Разделение на нефтенасыщенные толщины до 5 м, от 5 до 15 м и более 15 м обусловлено анализом применимости большого количества технологий разработки для разработки месторождений с различными толщинами. Условно проанализированные технологии можно подразделить на применимые для разработки месторождений с малыми и весьма малыми нефтенасыщенными толщинами, т.е. до 5 м, для разработки месторождений с нефтенасыщенными толщинами средней толщины от 5 до 15 м и для разработки месторождений массивного типа с нефтенасыщенными толщинами более 15 м. Для каждого интервала толщин существуют свои наиболее эффективные технологии разработки.
Для разработки участков месторождений с нефтенасыщенной толщиной до 5 м применяют технологии, которые в принципе сводятся к закачке рабочего агента в пласт малой толщины и отбору нефти из пласта малой толщины через вертикальные скважины с перфорацией в пласте малой толщины или горизонтальные скважины, проведенные по пласту малой толщины, например, согласно патентам РФ №2215130, 2242594, 2256068, 2256069, 2256070, 2290498 и т.п.
Для разработки участков месторождений с нефтенасыщенной толщиной от 5 до 15 м применяют технологии, сочетающие в себе совместное применение как горизонтальных, так и вертикальных скважин для увеличенного охвата пласта воздействием, в частности, согласно патентам РФ №2148156, 2148157, 2149987, 2208137, 2229588, 2260686, 2263771, 2274742, 2282024, 2283947, 2286445, 2287674, 2322574 и т.п.
Для разработки участков месторождений с нефтенасыщенной толщиной более 15 м применяют технологии с горизонтальными скважинами значительной протяженности по пласту, двухустьевые скважины, способные выполнить охват воздействием весьма массивной толщи залежи, например, согласно патентам РФ №2209951, 2273729, 2274738, 2274741, 2282022, 2282023, 2287677, 2287678, 2287679, 2290502, 2295030, 2309248, 2322576, 2322577, 2326234, 2326235 и т.п.
Кроме того, возможно применение патентуемых в настоящее время технологий.
Пример конкретного выполнения
2
3
Разрабатывают участок Ашальчинского месторождения. На Ашальчинском месторождении с высоковязкой нефтью на глубине 90 м находятся неоднородные пласты толщиной от 0 до 22 м с температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, водонасыщенностью 0,34 д.ед., пористостью 30%, проницаемостью 0,365 мкм, насыщенные нефтью, имеющей плотность 956 кг/м и вязкость 10206 мПа·с.
Для разработки месторождения применяют блочную систему разработки нефтяного месторождения. Проводят оконтуривание месторождения в зависимости от текущих нефтенасыщенных толщин и выделяют блоки с нефтенасыщенными толщинами до 5 м, от 5 до 15 м и более 15 м. Для нефтенасыщенных толщин каждого интервала толщины выполняют определение набора технологий разработки, позволяющих достичь наибольшей нефтеотдачи при данной толщине.
Разработку месторождения ведут по блокам в каждом оконтуренном участке по технологиям, применительным к каждому интервалу толщин. При разработке ведут отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины.
Для выработки нефтенасыщенных толщин до 5 м применяют следующую технологию. Бурят вертикальные нагнетательные и добывающие скважины, перфорируют в интервале нефтенасыщенных толщин до 5 м, закачивают через нагнетательные скважины теплоноситель - нагретую воду, отбирают через добывающие скважины нефть.
Для выработки нефтенасыщенных толщин от 5 до 15 м применяют технологию, согласно которой бурят вертикальные нагнетательные скважины и горизонтальные добывающие скважины, через нагнетательные скважины закачивают воздух, через добывающие скважины отбирают нефть. Кроме того, часть горизонтальных скважин работает в циклическом режиме: закачка пара - отбор нефти.
Для выработки нефтенасыщенных толщин более 15 м применяют технологию, в соответствии с которой бурят две двухустьевые скважины одна выше другой. Через верхнюю скважину закачивают теплоноситель - пар, через нижнюю скважину отбирают нефть.
В результате удается повысить нефтеотдачу на 1 - 3% за счет более полной выработки запасов, в частности, из нефтенасыщенных толщин малой толщины до 5 м, достигается упрощение выбора системы разработки и проектирования технологических показателей за счет применения опробированных технологий, за счет этого также происходит повышение достоверности и высокой экономической эффективности проектных решений.
Подобную блочную систему разработки проектируют и осуществляют на 246 месторождениях Татарстана.
Применение предложенного технического решения позволит решить задачу повышения нефтеотдачи месторождения, упрощения выбора системы разработки и проектирования технологических показателей, повышения достоверности и высокой экономической эффективности проектных решений.