RU2282022C2

RU2282022C2 - Способ разработки залежи многопластового нефтяного месторождения с водонефтяными зонами и/или массивного типа

Info

Publication number: RU2282022C2
Application number: RU2004125481/03A
Authority: RU
Inventors: Раис Салихович Хисамов (RU); Раис Салихович Хисамов; Рашид Хасанович Фаткуллин (RU); Рашид Хасанович Фаткуллин; Изиль Галимз нович Юсупов (RU); Изиль Галимзянович Юсупов; Рашит Газнавиевич Рамазанов (RU); Рашит Газнавиевич Рамазанов; Любовь Михайловна Миронова (RU); Любовь Михайловна Миронова; Владимир Анатольевич Никонов (RU); Владимир Анатольевич Никонов; Галина Федоровна Кандаурова (RU); Галина Федоровна Кандаурова; Тасли Магруфовна Муртазина (RU); Таслия Магруфовна Муртазина
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority date: 2004-08-19
Filing date: 2004-08-19
Publication date: 2006-08-20
Also published as: RU2004125481A

Abstract

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке залежи многопластового нефтяного месторождения, и может быть использовано как на ранней стадии разработки, так и на поздней, и обеспечивает повышение эффективности способа за счет увеличения безводного периода эксплуатации скважин. Сущность изобретения: по способу осуществляют замеры добычи нефти, воды и закачки воды для уточнения текущих условий разработки и моделирования процесса разработки залежи. Определяют минимальное расстояние от вскрытого интервала до водонефтяного контакта, при котором не происходит преждевременного обводнения продукции скважины. Бурят разветвленные горизонтальные и/или субгоризонтальные скважины. При этом основной горизонтальный и/или субгоризонтальный ствол располагают выше водонефтяного контакта на минимальном расстоянии, обеспечивающем безводный период эксплуатации скважин. Горизонтальные, и/или субгоризонтальные, и/или вертикальные разветвления бурят по восходящему профилю с тем же азимутом, что и у основного горизонтального и/или субгоризонтального ствола и/или с отходом от него в сторону кровли продуктивного пласта или пропластка. 2 ил.

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке многопластового нефтяного месторождения с применением разветвленных горизонтальных и/или субгоризонтальных скважин, и может быть использовано при разработке залежи многопластового нефтяного месторождения с водонефтяными зонами и/или массивного типа как на ранней стадии разработки, так и на поздней.

Известен способ разработки нефтяного месторождения путем бурения горизонтальных и вертикальных скважин (патент США №4718485 от 21.01.88 г.). Недостатком этого способа является низкий коэффициент нефтеизвлечения из-за быстрого обводнения скважин в условиях залежи многопластового нефтяного месторождения с водонефтяными зонами и/или массивного типа.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки залежи многопластового нефтяного месторождения, включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин с вертикальными и горизонтальными стволами при определенном размещении в каждом продуктивном пласте, закачку вытесняющей жидкости и добычу продукции (Патент РФ №2085723 С1 от 27.07.97 г., опубл. в Бюл. №21, 1997 г.). Согласно этому способу: стволы горизонтальных скважин в продуктивной толще пласта располагают так, чтобы расстояние от нагнетательной скважины до горизонтального ствола в каждой его точке было обратно пропорционально запасам нефти в этой зоне и прямо пропорционально проводимости пластов, причем при разработке многопластовой или большой толщины залежи ствол горизонтальной скважины проводят в виде нескольких витков с указанной закономерностью в каждом витке.

Способ позволяет повысить вытеснение нефти за счет более равномерного вытеснения нефти агентом.

Недостатком этого способа является то, что в условиях залежи многопластового нефтяного месторождения с водонефтяными зонами и/или массивного типа, а также на поздней стадии разработки происходит преждевременное обводнение продукции скважины, что ведет к сокращению срока работы скважины, следовательно, к уменьшению отбора нефти.

Технической задачей предлагаемого способа является повышение нефтеизвлечения залежи многопластового нефтяного месторождения с водонефтяными зонами и/или массивного типа и увеличение продуктивности скважин за счет увеличения безводного периода эксплуатации скважин, сокращения объемов попутно добываемой воды в скважинах и увеличения срока работы скважин.

Указанная задача достигается описываемым способом, включающим бурение нагнетательных и добывающих скважин с вертикальными и горизонтальными стволами при определенном размещении в каждом продуктивном пласте, закачку вытесняющей жидкости и добычу продукции скважины.

Новым является то, что дополнительно проводят промысловые исследования скважин и моделирование процесса разработки залежи с учетом текущих условий разработки, определяют минимальное расстояние от вскрытого интервала до водонефтяного контакта, при котором не происходит преждевременного обводнения продукции скважины, затем бурят разветвленные горизонтальные и/или субгоризонтальные скважины, при этом основной горизонтальный и/или субгоризонтальный ствол располагают выше водонефтяного контакта на минимальном расстоянии, увеличивающем безводный период эксплуатации скважин, а горизонтальные, и/или субгоризонтальные, и/или вертикальные разветвления размещают в продуктивном пласте выше отметки основного горизонтального и/или субгоризонтального ствола и направляют в сторону кровли продуктивного пласта и/или пропластка, характеризующегося по разрезу наиболее высокими фильтрационно-емкостными характеристиками.

Проведенные предварительные патентные исследования по патентному фонду, а также по фонду технической библиотеки института "ТатНИПИ-нефть" показали отсутствие идентичных или эквивалентных технических решений в сравнении с заявляемым объектом. Это позволяет сделать вывод о соответствии его критерию "новизна" и "изобретательский уровень".

На фиг.1а представлена траектория разветвленной горизонтальной скважины на схематическом разрезе залежи.

На фиг.1б представлена схема размещения разветвленной горизонтальной скважины в продуктивных пластах.

Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности.

Проблемой нефтяной промышленности является получение безводной продукции скважин.

В предлагаемом способе решается задача увеличения безводного периода эксплуатации скважин, увеличения срока работы скважин и увеличения продуктивности скважин.

Месторождение разбуривают редкой сеткой скважин, осуществляют его обустройство. Определяют тип месторождения и тип строения залежи. Производят закачку вытесняющей жидкости в нагнетательные скважины и добычу продукции скважины из добывающих скважин. В процессе эксплуатации производят замеры добычи нефти, воды и закачки. Уточняют геологическое строение залежи и емкостно-фильтрационные характеристики пластов, запасы нефти с использованием параметров пластов, полученных в результате бурения редкой сетки скважин. Экспериментально определяют расстояние от водонефтяного контакта до вскрытого интервала скважины, при котором не происходит преждевременного обводнения продукции скважины. Полученные результаты сопоставляют с данными геолого-гидродинамического моделирования с учетом текущих условий разработки.

С использованием полученной информации определяют размещение основного горизонтального и/или субгоризонтального ствола и горизонтальных, и/или субгоризонтальных, и/или вертикальных разветвлений горизонтальных и/или субгоризонтальных скважин как по разрезу пластов (Фиг.1а), так и по площади залежи многопластового нефтяного месторождения и/или массивного типа (Фиг.1б).

Выбор вида разветвленных скважин зависит от геологического строения залежи.

Для маломощных пластов залежи целесообразно использовать по крайней мере один горизонтальный ствол скважины с горизонтальными разветвлениями, или горизонтальный ствол с субгоризонтальными разветвлениями, или аналогичный ствол с горизонтальными, субгоризонтальными разветвлениями.

Для пластов залежи толщиной выше 8 м или залежи массивного типа целесообразно использовать по крайней мере один субгоризонтальный ствол скважины с горизонтальными разветвлениями, или субгоризонтальный ствол с субгоризонтальными разветвлениями, или аналогичный ствол с вертикальными разветвлениями, либо аналогичный ствол с горизонтальными, субгоризонтальными и вертикальными разветвлениями. Также возможно использовать варианты разветвленных скважин, рекомендуемых для маломощных пластов залежи, или комбинации рекомендуемых вариантов для маломощных и мощных пластов. При этом возможны варианты: по крайней мере по одному горизонтальному и субгоризонтальному стволам скважин с горизонтальными разветвлениями, горизонтальному и субгоризонтальному стволам с субгоризонтальными разветвлениями, горизонтальному и субгоризонтальному стволам с вертикальными разветвлениями либо горизонтальному и субгоризонтальному стволам с горизонтальными, субгоризонтальными и вертикальными разветвлениями.

Выбор вида разветвлений зависит от геологического строения пласта и размещения кровли продуктивного пласта и/или пропластка.

Основной горизонтальный и/или субгоризонтальный ствол размещают на расстоянии от водонефтяного контакта, определенном экспериментально (при котором не происходит преждевременного обводнения продукции скважины). Разветвления бурят по восходящему профилю с тем же азимутом, что и у основного горизонтального и/или субгоризонтального ствола и/или с отходом от него в сторону кровли пласта и/или пропластка с максимально возможным размещением длины ствола разветвлений в наиболее проницаемых интервалах. Размещают эти разветвленные горизонтальные скважины согласно вышеописанному профилю и пускают под добычу продукции. В случае интенсивного падения пластового давления (более 0,2-0,3 мПа в год) осваивают под закачку дополнительные нагнетательные скважины из ранее пробуренного фонда.

Согласно предлагаемому способу расположение основных горизонтальных и/или субгоризонтальных стволов скважин и размещение разветвлений выбирают таким образом, что только в этих условиях возможна рациональная разработка залежи многопластового нефтяного месторождения и/или массивного типа, обеспечивающая сокращение попутно добываемой воды в скважинах, увеличение срока работы скважин. При этом увеличивается продуктивность скважин и нефтеизвлечение залежи.

Примеры конкретного выполнения.

Пример 1. Осуществление данного способа рассмотрим на примере участка залежи отложений турнейского яруса. Участок разбурили редкой сеткой скважин, осуществили их обустройство. В разрезе отложений турнейского яруса продуктивными являются отложения кизеловского и черепетского горизонтов. Произвели закачку воды в нагнетательные и добычу продукции из добывающих скважин. Осуществили замеры добычи нефти, воды и закачки. Построили литологические карты и подсчитали запасы нефти - 350 тыс.т. геологических и 87,5 тыс.т. извлекаемых. Произвели испытание скважин со вскрытием пластов на расстоянии 3 м, 5 м, 8 м, 10 м, 12 м от водонефтяного контакта. При расстоянии от водонефтяного контакта менее 10 м происходит быстрое обводнение добываемой продукции. В связи с этим основной ствол горизонтальной добывающей скважины (1) разместили на расстоянии более 10 м от водонефтяного контакта (фиг.1а) вблизи кровли отложений черепетского горизонта. Пробурили 2 субгоризонтальных разветвления (2) в направлении к кровле отложений кизеловского горизонта с размещением стволов разветвлений в наиболее проницаемой части пород кизеловского горизонта. Обустроили разветвленную горизонтальную скважину и пустили в эксплуатацию. Дебит скважины в 3 раза выше, чем у окружающих скважин, и составляет 20 т/сут. За 10 лет эксплуатации скважины всего будет добыто 46,9 тыс.т нефти и 50 тыс.т воды. При известном способе дебит разветвленной горизонтальной скважины составит 13 т/сут, что в 2 раза выше дебита окружающих скважин.

За счет более интенсивного обводнения добываемой продукции при известном способе и меньшего дебита скважины за 10 лет будет добыто нефти на 26,9 тыс.т меньше. Накопленная добыча за 10 лет по известному способу составит: 20 тыс.т нефти и 50 тыс.т воды. Текущее нефтеизвлечение за 10 лет эксплуатации по рассматриваемому участку по известному способу составит 5,7%, а по предлагаемому способу 13,4%. Более чем в два раза увеличилось текущее нефтеизвлечение за 10 лет эксплуатации.

При себестоимости добычи нефти 2 тыс.руб. за тонну и цене нефти 3500 рублей за тонну экономия составит:

Э=ΔQн·(Ц-С)=26,9·1,5=40,35 млн. руб.,

где ΔQн - дополнительная добыча нефти, тыс.т,

Ц - цена нефти, тыс.руб./т,

С - себестоимость добычи одной тонны нефти, тыс.руб./тонна,

т.е. по предлагаемому способу в среднем в год будет добываться 2,69 тыс.т дополнительной нефти и экономия за 1 год составит 4,035 млн. руб.

Пример 2. Основной ствол субгоризонтальной добывающей скважины разместили так, чтобы самая нижняя точка субгоризонтального ствола оказалась на расстоянии более 10 м от водонефтяного контакта. Пробурили 2 субгоризонтальных разветвления в направлении к кровле отложений кизеловского горизонта с размещением стволов разветвлений в наиболее проницаемой части пород кизеловского горизонта. Обустроили разветвленную субгоризонтальную скважину и пустили в эксплуатацию. Дебит скважины составил 22 т/сут. За 10 лет эксплуатации скважины всего будет добыто 51,6 тыс.т нефти и 54,7 тыс.т воды. Накопленная дополнительная добыча за 10 лет по предлагаемому способу составит 31,6 тыс.т нефти. Экономия составит 47,4 млн.руб. По предлагаемому способу в среднем в год будет добываться 3,16 тыс.т дополнительной нефти и экономия за 1 год составит 4,74 млн.руб.

Пример 3. Основной ствол субгоризонтальной добывающей скважины разместили так, чтобы самая нижняя точка субгоризонтального ствола оказалась на расстоянии более 10 м от водонефтяного контакта. Пробурили 2 горизонтальных разветвления в направлении к кровле отложений кизеловского горизонта с размещением стволов разветвлений в наиболее проницаемой части пород кизеловского горизонта. Обустроили разветвленную субгоризонтальную скважину и пустили в эксплуатацию. Дебит скважины составил 21 т/сут. За 10 лет эксплуатации скважины всего будет добыто 49,3 тыс.т нефти и 52,4 тыс.т воды. Накопленная дополнительная добыча за 10 лет по предлагаемому способу составит 29,3 тыс.т нефти. Экономия составит 43,95 млн.руб. По предлагаемому способу в среднем в год будет добываться 2,93 тыс.т дополнительной нефти и экономия за 1 год составит 4,395 млн.руб.

Пример 4. Основной ствол субгоризонтальной добывающей скважины разместили так, чтобы самая нижняя точка субгоризонтального ствола оказалась на расстоянии более 10 м от водонефтяного контакта. Пробурили 2 вертикальных разветвления в направлении к кровле отложений кизеловского горизонта. Обустроили разветвленную субгоризонтальную скважину и пустили в эксплуатацию. Дебит скважины составил 18 т/сут. За 10 лет эксплуатации скважины всего будет добыто 42,21 тыс.т нефти и 45,31 тыс.т воды. Накопленная дополнительная добыча за 10 лет по предлагаемому способу составит 22,21 тыс.т нефти. Экономия составит 33,32 млн.руб. По предлагаемому способу в среднем в год будет добываться 2,221 тыс.т дополнительной нефти. Экономия за 1 год составит 3,332 млн.руб.

Пример 5. Основной ствол субгоризонтальной добывающей скважины разместили на расстоянии более 10 м от водонефтяного контакта вблизи кровли отложений черепетского горизонта. Пробурили 2 горизонтальных разветвления в направлении к кровле отложений кизеловского горизонта с размещением стволов разветвлений в наиболее проницаемой части пород кизеловского горизонта. Обустроили разветвленную горизонтальную скважину и пустили в эксплуатацию. Дебит скважины составил 19 т/сут. За 10 лет эксплуатации скважины всего будет добыто 44,6 тыс.т нефти и 49,0 тыс.т воды. Накопленная дополнительная добыча за 10 лет по предлагаемому способу составит 24,6 тыс.т нефти. Экономия составит 36,9 млн.руб. По предлагаемому способу в среднем в год будет добываться 2,46 тыс.т дополнительной нефти. Экономия за 1 год составит 3,69 млн.руб.

Пример 6. Основной ствол горизонтальной добывающей скважины разместили на расстоянии более 10 м от водонефтяного контакта вблизи кровли отложений черепетского горизонта. Пробурили 2 вертикальных разветвления в направлении к кровле отложений кизеловского горизонта. Обустроили разветвленную горизонтальную скважину и пустили в эксплуатацию. Дебит скважины составил 17 т/сут. За 10 лет эксплуатации скважины всего будет добыто 39,9 тыс.т нефти и 44,3 тыс.т воды. Накопленная дополнительная добыча за 10 лет по предлагаемому способу составит 19,9 тыс.т нефти. Экономия составит 29,9 млн.руб. По предлагаемому способу в среднем в год будет добываться 1,99 тыс.т дополнительной нефти. Экономия за 1 год составит 2,99 млн.руб.

Claims

Способ разработки залежи многопластового нефтяного месторождения с водонефтяными зонами и/или массивного типа, включающий замеры добычи нефти, воды и закачки воды для уточнения текущих условий разработки и моделирования процесса разработки залежи, определение минимального расстояния от вскрытого интервала до водонефтяного контакта, при котором не происходит преждевременного обводнения продукции скважины, бурение разветвленных горизонтальных и/или субгоризонтальных скважин, при этом основной горизонтальный и/или субгоризонтальный ствол располагают выше водонефтяного контакта на минимальном расстоянии, обеспечивающем безводный период эксплуатации скважин, а горизонтальные и/или субгоризонтальные, и/или вертикальные разветвления бурят по восходящему профилю с тем же азимутом, что и у основного горизонтального и/или субгоризонтального ствола и/или с отходом от него в сторону кровли продуктивного пласта или пропластка.