RU2191892C2 - Способ разработки неоднородного нефтяного месторождения - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, к области разработки нефтяных месторождений и может быть использовано в заключительной стадии эксплуатации. Обеспечивает повышение нефтеизвлечения за счет эффективного вовлечения участков с трудноизвлекаемыми запасами. Сущность изобретения: способ включает бурение вертикальных нагнетательных и добывающих скважин, заводнение пласта, извлечение нефти на поверхность. После этого осуществляют бурение горизонтальных скважин или горизонтальных стволов с вертикальных скважин с учетом объемной неоднородности пласта. Согласно изобретению разработку месторождения при бурении горизонтальных скважин или горизонтальных стволов из горизонтальных скважин ведут с поэтапным изменением системы разработки и выбором участков для бурения скважин, обеспечивающих достижение экономической рентабельности эксплуатации месторождения. На каждом этапе разработки ориентацию горизонтальных стволов и местоположение нагнетательных скважин выбирают с учетом наличия естественных непроницаемых экранов с выше- и нижележащими водонасыщенными или заводненными пластами и учетом направления движения фронта нефтевытеснения. 2 ил.

Description

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, к области разработки нефтяных месторождений, представленных неоднородными коллекторами, и может быть использовано в заключительной стадии эксплуатации месторождения.

Известен способ разработки нефтяного месторождения [RU, патент, 2065040, кл. Е 21 В 43/30, 1996], включающий бурение вертикальных скважин, отбор нефти добывающими скважинами и закачку воды нагнетательными скважинами, затем картирование изометрии поверхности кровли продуктивного пласта, а также зон развития непроницаемых пропластков и бурение скважин с горизонтальными стволами на участках куполообразных поднятий продуктивного пласта, отделенных от водонасыщенной части залежи непроницаемыми экранами.

Способ позволяет увеличить объем добываемой нефти в безводный период эксплуатации.

Недостатком способа является низкая нефтеотдача пласта из-за невозможности вовлечения в разработку запасов нефти тупиковых и застойных зон. Кроме того, выбор размещения горизонтальных стволов на основе карт изометрии малоэффективен, поскольку на них нет информации о тупиковых, линзовидных зонах, зонах с низкими коллекторскими свойствами, а также направлении движения фронта нефтевытеснения.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки залежи [RU, патент, 2101475, кл. Е 21 В 43/20, 1998], включающий бурение проектного числа нагнетательных и добывающих скважин, заводнение пласта и извлечение нефти на поверхность с последующим бурением дополнительных скважин с горизонтальными стволами или бурение горизонтальных стволов в скважинах с учетом объемной неоднородности пласта и по линии, соединяющей застойные целики нефти, местоположение которых определяют моделированием.

Достоинством способа является то, что он позволяет повысить нефтеизвлечение за счет вовлечения в разработку застойных и тупиковых зон и зон с ухудшенными коллекторскими свойствами.

Недостатком способа является быстрое обводнение скважин из-за того, что при выборе ориентации горизонтальных стволов не учитывается текущее и прогнозное положение фронта нефтевытеснения.

Решаемая техническая задача заключается в создании способа, позволяющего вовлечь в разработку остаточные запасы нефти малопродуктивных, тупиковых и застойных зон с продлением периода безводной эксплуатации скважин.

Целью изобретения является повышение нефтеизвлечения за счет эффективного вовлечения участков с трудноизвлекаемыми запасами.

Указанная цель достигается способом, включающим бурение вертикальных нагнетательных и добывающих скважин, заводнение пласта, извлечение нефти на поверхность, затем бурение горизонтальных скважин или горизонтальных стволов с вертикальных скважин с учетом объемной неоднородности пласта.

Новым является то, что разработку месторождения при бурении горизонтальных скважин или горизонтальных стволов с вертикальных скважин ведут с поэтапным изменением системы разработки, причем на каждом этапе ориентацию горизонтальных стволов и местоположение нагнетательных скважин выбирают с учетом направления движения фронта нефтевытеснения в объеме залежи и наличия непроницаемых экранов, а поэтапное изменение системы разработки ведут на основе комплексных карт.

На фиг.1 представлена упрощенная схема разработки с размещением горизонтального ствола с вертикальной скважины, пробуренного на отложениях бобриковского горизонта залежи 33 Ромашкинского нефтяного месторождения без учета направления движения фронта нефтевытеснения в объеме залежи и естественных экранов, где 1 - граница фронта нефтевытеснения, 2 - скважина с пробуренным горизонтальным стволом, 3 - зона отсутствия естественного экрана с нижним водонасыщенным пластом.

На фиг.2 представлена упрощенная схема разработки с размещением горизонтального ствола вертикальной скважины, пробуренного на отложениях бобриковского горизонта залежи 33 Ромашкинского нефтяного месторождения с учетом направления движения фронта нефтевытеснения в объеме залежи и наличия естественных экранов.

Предлагаемый способ осуществляют в следующей последовательности.

Месторождение разбуривают проектной сеткой вертикальных скважин, осуществляют его обустройство. Производят закачку воды в нагнетательные скважины и добычу нефти из добывающих скважин. В процессе эксплуатации месторождения производят замеры добычи нефти, воды и закачки воды. После отбора определенного количества нефти бурят горизонтальные скважины или горизонтальные стволы с вертикальных скважин для вовлечения в разработку остаточных запасов нефти.

Для размещения этих скважин на основе имеющихся планов расположения пробуренных вертикальных скважин строят комплексные карты, на которые наносят границы зон распространения коллекторов по каждому из пластов разрабатываемого объекта, начальные контуры нефтеносности, границы текущего положения фронта нефтевытеснения, начальные и текущие нефтенасыщенные толщины, количественные значения остаточных извлекаемых запасов, границы зон слияний пластов и зон ненадежных естественных экранов. Определяют участки с остаточными запасами, где необходимо пробурить горизонтальные скважины или горизонтальные стволы с вертикальных скважин. Горизонтальные стволы скважин ориентируют так, чтобы охватить одним стволом как можно большее количество запасов, даже если они находятся в разных пластах. При этом учитывают наличие надежных естественных экранов с выше- и нижележащими водонасыщенными или заводненными пластами для того, чтобы исключить прорывы воды по ним к пробуренным горизонтальным стволам при их эксплуатации. Кроме того, учитывают текущее положение фронта нефтевытеснения и направление его движения по площади и по разрезу, при этом горизонтальные стволы бурят в сторону от фронта для предотвращения быстрого обводнения скважин с горизонтальными стволами. Для управления продвижением фронта нефтевытеснения размещают дополнительные нагнетательные скважины или осваивают обводнившиеся добывающие скважины под нагнетание.

На первом этапе приоритетно бурят горизонтальные скважины или горизонтальные стволы с вертикальных скважин, которые позволяют подключить в разработку большее количество запасов по одному базисному пласту, осваивают и вводят их в эксплуатацию. В процессе работы этих скважин образуются дополнительные градиенты давлений, изменяются направления движения фильтрационных потоков в пласте, что приводит к подключению в разработку участков с ранее неподвижной нефтью.

По истечении некоторого времени после отбора определенного количества нефти проводят контрольный анализ эффективности выработки запасов и в случае неудовлетворительных результатов переходят ко второму этапу, для чего вновь строят комплексные карты и выбирают другие участки для бурения горизонтальных скважин или горизонтальных стволов с вертикальных скважин.

Весь цикл описанных мероприятий повторяется до достижения предела экономической рентабельности эксплуатации месторождения.

Пример конкретного выполнения
Осуществление данного способа рассмотрим на примере разработки двух участков месторождения (фиг.1, 2). Месторождение разбурили вертикальными добывающими и нагнетательными скважинами, произвели закачку воды и добычу нефти. Провели моделирование (прототип), на основе которого определили участок, где остались неизвлеченные запасы нефти (фиг.1). Для их вовлечения пробурили горизонтальный ствол с существующей скважины 16814 по линии, соединяющей тупиковые зоны. При этом горизонтальный ствол был пробурен во встречном направлении к движению фронта нефтевытеснения, а также не было учтено, что на этом участке отсутствует надежный естественный экран с нижним водонасыщенным пластом. В результате после освоения получили дебит нефти 32 т/сут, обводненность - 20%, но уже через 10 месяцев эксплуатации дебит нефти снизился до 10 т/сут, а обводненность выросла до 55%.

На втором участке (фиг.2), который также был разбурен вертикальными добывающими и нагнетательными скважинами, после извлечения нефти установлено наличие остаточных запасов. Для вовлечения их в разработку перед бурением горизонтального ствола с существующей скважины 2726 на основе геолого-промыслового анализа построили комплексные карты. На этих картах показали границы зон распространения коллекторов по каждому из пластов разрабатываемого объекта, начальные контуры нефтеносности, границы текущего положения фронта нефтевытеснения, начальные и текущие нефтенасыщенные толщины, количественные значения остаточных извлекаемых запасов, границы зон слияний пластов и зон ненадежных естественных экранов. Для бурения горизонтального ствола по картам выбрали участок с надежными естественными экранами с выше- и нижележащими пластами. Горизонтальный ствол пробурили в сторону от направления движения фронта нефтевытеснения. После освоения скважины дебит нефти составил 28 т/сут и потом за 10 месяцев вырос до 32 т/сут, а обводненность за тот же период оставалась неизменной на уровне 2-3%.

По истечении некоторого времени после отбора определенного количества нефти необходимо будет провести контрольный анализ эффективности выработки запасов и в случае неудовлетворительных результатов перейти ко второму этапу, для чего вновь построить комплексные карты и выбрать другие участки для бурения горизонтальных скважин или горизонтальных стволов с вертикальных скважин.

Технико-экономический эффект предлагаемого способа достигается за счет выбора ориентации горизонтального ствола с учетом направления движения фронта нефтевытеснения (горизонтальный ствол пробурен от фронта) и наличия непроницаемого экрана с нижним водонасыщенным пластом, и этот способ позволяет продлить период стабильной добычи нефти и безводной эксплуатации скважины.

Claims (1)

1. Способ разработки неоднородного нефтяного месторождения, включающий бурение вертикальных нагнетательных и добывающих скважин, заводнение пласта, извлечение нефти на поверхность, затем бурение горизонтальных скважин или горизонтальных стволов с вертикальных скважин с учетом объемной неоднородности пласта, отличающийся тем, что разработку месторождения при бурении горизонтальных скважин или горизонтальных стволов из горизонтальных скважин ведут с поэтапным изменением системы разработки и выбором участков для бурения скважин, обеспечивающих достижение экономической рентабельности эксплуатации месторождения, при этом на каждом этапе разработки ориентацию горизонтальных стволов и местоположение нагнетательных скважин выбирают с учетом наличия естественных непроницаемых экранов с выше- и нижележащими водонасыщенными или заводненными пластами и учетом направления движения фронта нефтевытеснения, для чего горизонтальные стволы бурят в сторону от этого фронта.

Images