Способ разработки структурной нефтяной залежи
METHOD FOR DEVELOPMENT OF STRUCTURAL OIL DEPOSIT

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке структурных нефтяных залежей с несколькими продуктивными пропластками.
Известен способ разработки нефтяного месторождения, включающий рядное бурение вертикальных нагнетательных и добывающих скважин, закачку вытесняющего рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Согласно изобретению, на первом этапе попарно бурят скважины нагнетательных рядов и ближайшие к ним первые ряды добывающих скважин и вводят их в эксплуатацию, на втором этапе парно бурят и вводят в эксплуатацию вторые ряды добывающих скважин, ближайшие к первым рядам добывающих скважин и на последнем этапе бурят и вводят в эксплуатацию стягивающий центральный ряд добывающих скважин, причем под нагнетание на первом этапе осваивают скважины нагнетательных рядов через одну, затем на втором этапе после отработки на нефть осваивают под нагнетание оставшиеся скважины нагнетательных рядов, а все добывающие скважины первых добывающих рядов и через одну вторых добывающих рядов подвергают гидравлическому разрыву пластов (ГРП) и на последнем этапе под нагнетание осваивают добывающие скважины образующие поперечные ряды после их отработки на нефть, причем добывающие скважины стягивающего центрального ряда бурят в виде горизонтальных и/или многозабойных горизонтальных скважин с сокращением количества проектных скважин этого ряда в 3 раза (патент РФ №2476667, кл. Е21В 43/20, опубл. 23.06.2011).
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки нефтяного месторождения, включающий разбуривание месторождения по рядной системе с треугольной сеткой скважин, добычу нефти из добывающих скважин, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины, перевод добывающих скважин в нагнетательные и наоборот. Согласно изобретению, на начальном этапе разработки, месторождение, продуктивный пласт которого представлен двумя горизонтами, делят центральным разрезающим рядом нагнетательных скважин с расстоянием между скважинами не менее чем 300 м, причем центральный разрезающий ряд размещают по линии максимальной структуры залежи, нагнетательные скважины в котором выполняют со вскрытием общим фильтром обоих горизонтов, ближайший (первый) ряд добывающих скважин бурят на расстоянии от центрального ряда не менее чем 500 м, разбуривание остальных участков пласта проводят с расстоянием между скважинами 300-400 м, после прокачки центральным рядом нагнетательных скважин 0,4-0,7 долей единиц порового объема до ближайших рядов добывающих скважин останавливают не менее чем 90% скважин центрального ряда нагнетательных скважин, после отбора нефти в целом по месторождению более чем на 90% от начальных извлекаемых запасов нефти, между центральным разрезающим рядом нагнетательных скважин и ближайшим рядом добывающих, бурят уплотняющий ряд добывающих скважин, а скважины самого центрального ряда переводят в добычу по верхнему горизонту, при обводнении добывающих скважин первого ряда до 98%, их переводят под нагнетание воды (патент РФ №2554971, кл. Е21В 43/20, Е21В 43/30, опубл. 10.07.2015 - прототип).
Общим недостатком известных способов является неравномерная выработка запасов нефти ввиду недостаточно оптимальной эксплуатации и, как следствие, невысокая нефтеотдача.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи структурной нефтяной залежи.
n
n
n
min
max
min
n
min
max
Задача решается тем, что в способе разработки структурной нефтяной залежи, включающем подбор залежи, продуктивный пласт которой представлен несколькими пропластками, разбуривание залежи скважинами по сетке, добычу нефти из добывающих скважин, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины, перевод добывающих скважин в нагнетательные при обводнении добывающих скважин до 98%, согласно изобретению, предварительно по сейсмике выделяют поднятие, имеющую условно форму окружности, подтверждают наличие промышленных запасов нефти бурением скважины в купол поднятия, от данной центральной скважины разбуривают поднятие по треугольной или квадратной сетке и формируют залежь, вторично вскрывают в добывающих скважинах все нефтенасыщенные пропластки в чисто нефтяной и водонефтяной зонах, а в нагнетательных скважинах - в чисто водоносной зоне, после разбуривания условно формируют от центральной добывающей скважины ряды A из пробуренных скважин, где n - номер ряда, для центральной добывающей скважины n=1, причем как для треугольной, так и для квадратной сеток ряды выделяют в виде окружностей радиусом U от центральной скважины, каждая окружность проходит не менее, чем через четыре скважины, во всех скважинах в каждом пропластке плотность перфорации выполняют обратно пропорционально проницаемости пропластков, либо в добывающих скважинах устанавливают устройства контроля притока, добывающие скважины пускают в эксплуатацию, причем, забойное давление поддерживают в каждом ряду A на уровне P=P+(P-P)⋅(L/ΣL), где P - минимальное забойное давление, характерное для центральной скважины, P - максимальное забойное давление, характерное для последнего ряда добывающих скважин, расположенного на расстоянии ΣL от центральной скважины, при снижении пластового давления в зоне отбора добывающей скважины до давления насыщения нефти и газом, ее переводят под закачку рабочего агента.
Сущность изобретения
На нефтеотдачу структурной нефтяной залежи, представленной несколькими продуктивными пропластками, существенное влияние оказывает система разработки залежи и способы эксплуатации. Существующие технические решения не в полной мере позволяют наиболее полно отобрать нефть из таких залежей ввиду неоднородности пропластков и, соответственно, неравномерного продвижения фронта вытеснения. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи структурной нефтяной залежи. Задача решается следующим образом.
1
7
1
7
2
7
2
7
На фиг. 1 представлено схематическое изображение нефтяной залежи в плане с размещением скважин. Обозначения: 1 - центральная добывающая скважина, 2 - нефтяная залежь, 3 - чисто нефтяная зона, 4 - водонефтяная зона, 5 - чисто водоносная зона, n-n - ряды добывающих скважин, L-L - расстояния от центральной скважины 1 до соответствующей окружности n-n (радиус соответствующей окружности n-n).
Способ реализуют следующим образом.
По имеющейся 2Д или 3Д сейсмике выделяют поднятие, имеющую условно форму окружности, подтверждают наличие промышленных запасов нефти бурением скважины 1 в купол поднятия (фиг. 1). От данной центральной скважины 1 разбуривают поднятие по треугольной или квадратной сетке и формируют залежь 2. При бурении определяют, что продуктивный пласт представлен несколькими пропластками, а залежь является структурной и имеет водо-нефтяной контакт (ВНК).
n
n
Добывающими скважинами вторично вскрывают все нефтенасыщенные пропластки в чисто нефтяной 3 и водонефтяной 4 зонах, а нагнетательными - в чисто водоносной 5 зоне. После разбуривания условно формируют от центральной добывающей скважины 1 ряды A из пробуренных скважин, где n - номер ряда. Для центральной добывающей скважины 1: n = 1. Как для треугольной, так и для квадратной сеток ряды выделяют в виде окружностей в количестве n радиусом L от центральной скважины 1. Каждая окружность n проходит не менее, чем через четыре скважины. Согласно расчетам, при прохождении окружности менее, чем через четыре скважины, она не будет параллельна остальным окружностям, что приведет к неравномерности выработки запасов.
Во всех скважинах в каждом пропластке плотность перфорации выполняют обратно пропорционально проницаемости пропластков. Либо в добывающих скважинах устанавливают устройства контроля притока, позволяющие менять плотность перфорации напротив соответствующих пропластков. Это позволяет равномерно вырабатывать запасы нефти по пропласткам.
n
n
min
max
min
n
min
max
Добывающие скважины пускают в эксплуатацию, причем, забойное давление поддерживают в каждом ряду A на уровне P=P+(P-P)⋅(L/ΣL), где P - минимальное забойное давление, характерное для центральной скважины, P - максимальное забойное давление, характерное для последнего ряда добывающих скважин, расположенного на расстоянии ΣL от центральной скважины. Указанная зависимость для расчета распределения забойных давлений по скважинам позволяет, согласно исследованиям, наиболее равномерно вырабатывать запасы по площади залежи.
Осуществляют закачку рабочего агента в нагнетательные скважины.
При обводнении добывающих скважин до 98%, либо при снижении пластового давления в зоне отбора добывающих скважин до давления насыщения нефти и газом, их переводят под закачку рабочего агента.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи 2.
Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи структурной нефтяной залежи.
Пример конкретного выполнения способа
На лицензионном участке недр по имеющейся 2Д или 3Д сейсмике выделяют поднятие, имеющую условно форму окружности, подтверждают наличие промышленных запасов нефти бурением скважины 1 в купол поднятия (фиг. 1). От данной центральной скважины 1 разбуривают поднятие по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 300 м и формируют залежь 2. Залежь в диаметре составляет 2300 м. При бурении определяют, что продуктивный пласт представлен двумя пропластками, а залежь является структурной и имеет ВНК. Кровля верхнего пласта залегает на глубине 1540 м. Центральная часть залежи является купольной. Эффективная нефтенасыщенная толщина верхнего и нижнего горизонтов составляет 3-4 м и 5-6 м соответственно, проницаемость пластов 200-300 мД и 600-700 мД соответственно. Начальное пластовое давление у кровли верхнего пропластка - 15 МПа, давление насыщения нефти газом - 4 МПа.
n
2
3
4
5
6
7
Добывающими скважинами вторично вскрывают все нефтенасыщенные пропластки в чисто нефтяной 3 и водонефтяной 4 зонах, а нагнетательными - в чисто водоносной 5 зоне. После разбуривания условно формируют от центральной добывающей скважины 1 семь рядов A из пробуренных скважин, где n - номер ряда. Для центральной добывающей скважины 1: n = 1. Радиус окружностей от центральной скважины 1 составляет L=300 м, L=430 м, L=600 м, L=710 м, L=900 м, L=1030 м. Каждая окружность n=2…7 проходит не менее, чем через четыре скважины.
В добывающих скважинах в каждом пропластке устанавливают устройства контроля притока, позволяющие менять плотность перфорации напротив соответствующих пропластков. Плотность перфорации в устройствах контроля притока устанавливают обратно пропорционально проницаемости соответствующих пропластков.
п
Добывающие скважины пускают в эксплуатацию, причем, забойное давление поддерживают в каждом ряду А на уровне:
min
1
где P=P=6,0 МПа - минимальное забойное давление, характерное для центральной скважины 1,
max
7
7
7
от
P=P=13,0 МПа - максимальное забойное давление, характерное для последнего ряда добывающих скважин А, расположенного на расстоянии ΣL=L центральной скважины 1.
2
3
4
5
6
В соответствии с формулой (1) Р=8,0 МПа, Р=8,9 МПа, Р=10,1 МПа, Р=10,8 МПа, Р=12,1 МПа.
Осуществляют закачку рабочего агента в нагнетательные скважины.
При обводнении добывающих скважин до 98%, либо при снижении пластового давления в зоне отбора добывающих скважин до давления насыщения нефти и газом 4 МПа, их переводят под закачку рабочего агента.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи 2.
В результате разработки, которую ограничили обводнением добывающих скважин до 98% было добыто с залежи 1548 тыс.т нефти, КИН составил 0,560. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 1437 тыс.т нефти, КИН составил 0,520. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,040.
Предлагаемый способ позволяет увеличить нефтеотдачу структурной нефтяной залежи за счет выравнивания выработки запасов.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи структурной нефтяной залежи.