RU2678337C1 - Способ разработки многопластовых залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти методом уплотняющей сетки - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки нефтяной залежи с несколькими объектами, совпадающими в структурном плане, коллектора которых относятся к трудноизвлекаемым запасам нефти. Способ включает бурение скважин по сетке, уплотнение сетки скважин, бурение боковых горизонтальных стволов, отбор продукции из скважин. Согласно изобретению в наиболее повышенной части структуры многопластовой залежи бурят одну вертикальную или наклонно-направленную скважину, затем от данной скважины проводят две-три условные окружности, первая из которых имеет радиус 100-300 м, а каждая последующая окружность отстоит от предыдущей на 100-300 м, вдоль окружностей на равном расстоянии друг от друга бурят соответственно две-три группы по 6-8 вертикальных и/или наклонно-направленных скважин. Причем точки входа в пласты скважин находятся на линии окружностей. В целом скважины одной группы относительно другой размещают с достижением максимального охвата залежи по площади, все скважины бурят до нижнего пласта. При этом вторичное вскрытие осуществляют по пласту с наименьшей проницаемостью коллектора, после снижения дебита нефти одной из скважин до значения менее 1 т/сут данную скважину переводят на пласт с наибольшей проницаемостью, при последующем снижении дебита нефти данной скважины до значения менее 1 т/сут ее переводят на одновременно-раздельную эксплуатацию оставшихся пластов, причем в один из оставшихся пластов осуществляют зарезку бокового горизонтального ствола длиной 200-600 м в радиальном направлении от первоначальной центральной скважины, аналогичные операции выполняют по всем скважинам. Боковой горизонтальный ствол не бурят в первоначальной центральной скважине. Технический результат заключается в повышении нефтеотдачи нефтяной залежи. 1 ил.

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с несколькими объектами, совпадающими в структурном плане, коллектора которых относятся к трудноизвлекаемым запасам нефти.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий разработку залежи системой вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, бурение дополнительных стволов из вертикальных скважин, закачку рабочего агента через дополнительные стволы нагнетательных скважин и отбор продукции через дополнительные стволы добывающих скважин. Для вовлечения в разработку низкопроницаемых зон залежи обеспечивают вертикальные потоки пластовых флюидов, для чего в качестве дополнительных стволов из вертикальных нагнетательных скважин бурят пологонаклонные стволы в верхней части продуктивного пласта, из вертикальных добывающих скважин бурят пологовосстающие стволы в нижней части продуктивного пласта, проводят мероприятия по исключению нагнетания рабочего агента через вертикальные стволы нагнетательных скважин и отбору продукции через вертикальные стволы добывающих скважин, для чего в интервалы перфорации закачивают изоляционные материалы, в качестве рабочего агента через пологонаправленные стволы нагнетательных скважин в верхнюю часть продуктивного пласта закачивают теплоноситель, через пологовосстающие стволы добывающих скважин из нижней части продуктивного пласта отбирают продукцию, при этом закачку теплоносителя проводят в режиме, определяемом степенью прогрева продуктивного пласта, а отбор продукции производят при максимальной депрессии на продуктивный пласт с поддержанием уровня жидкости в добывающих скважинах на минимальном уровне таким образом, что заставляют разогретую нефть стекать по пологовосстающим стволам к вертикальным добывающим скважинам (патент РФ №2274741, кл. Е21В 43/24, опубл. 20.04.2006).

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки залежи нефти массивного типа с послойной неоднородностью, включающий разработку вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, построенных по сетке скважин, строительство дополнительных пологонаправленных стволов, закачку агента в добывающие скважины и отбор продукции из добывающих скважин. Пологонаклонные стволы бурят из дополнительных нагнетательных и добывающих скважин диаметром долота 144 мм, которые бурят с поверхности с уплотнением сетки до 1-4 га/скв., причем пологонаправленные стволы бурят поперек трещиноватости пласта длиной, равной 2-3 толщинам пласта, с последующей обсадкой стволов и вторичным вскрытием продуктивного пласта, после чего перед запуском дополнительных скважин в работу в обводнившихся пропластках пласта производят из их пологонаправленных стволов водоизоляционные работы, а в нефтеносных - кислотную обработку (патент РФ №2439298, кл. Е21В 43/16, опубл. 10.01.2012 - прототип).

Общим недостатком известных способов является недостаточный охват пластов воздействием, невысокая выработанность пластов в многопластовой залежи и, как следствие, низкий коэффициент нефтеизвлечения залежи.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи нефтяной залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки многопластовых залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти методом уплотняющей сетки, включающем бурение скважин по сетке, уплотнение сетки скважин, бурение боковых горизонтальных стволов, отбор продукции из скважин, согласно изобретению, в наиболее повышенной части структуры многопластовой залежи бурят одну вертикальную или наклонно-направленную скважину, затем от данной скважины проводят две-три условные окружности, первая из которых имеет радиус 100-300 м, а каждая последующая окружность отстоит от предыдущей на 100-300 м, вдоль окружностей на равном расстоянии друг от друга бурят соответственно две-три группы по 6-8 вертикальных и/или наклонно-направленных скважин, причем точки входа в пласты скважин находятся на линии окружностей, в целом скважины одной группы относительно другой размещают с достижением максимального охвата залежи по площади, все скважины бурят до нижнего пласта, при этом вторичное вскрытие осуществляют по пласту с наименьшей проницаемостью коллектора, после снижения дебита нефти одной из скважин до значения менее 1 т/сут, данную скважину переводят на пласт с наибольшей проницаемостью, при последующем снижении дебита нефти данной скважины до значения менее 1 т/сут, ее переводят на одновременно-раздельную эксплуатацию оставшихся пластов, причем в один из оставшихся пластов осуществляют зарезку бокового горизонтального ствола длиной 200-600 м в радиальном направлении от первоначальной центральной скважины, аналогичные операции выполняют по всем скважинам, боковой горизонтальный ствол не бурят в первоначальной центральной скважине.

Сущность изобретения.

Разработка нефтяной залежи с несколькими объектами, совпадающими в структурном плане (многопластовая залежь), коллектора которых относятся к трудноизвлекаемым запасам нефти (в т.ч. с проницаемостью коллектора менее 1 мД), характеризуется низким коэффициентом охвата пластов воздействием, недовыработкой остаточных запасов и невысокой нефтеотдачей. Существующие технические решения не в полной мере позволяют осуществлять наиболее полную выработку запасов нефти из такой залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи нефтяной залежи. Задача решается следующим образом.

На фиг. 1 представлена выкопировка структурной карты участка залежи пласта со средней проницаемостью с размещением скважин. Обозначения: 2258 – первоначальная центральная скважина, 1-6 – первая группа скважин, 7-12 – вторая группа скважин, I – первая условная окружность, II – вторая условная окружность, А – участок залежи, X – радиус первой условной окружности I, Y – расстояние между условными окружностями.

Способ реализуют следующим образом.

Залежь нефти представлена несколькими объектами, совпадающими в структурном плане – многопластовая залежь. Пласты различаются по проницаемости. Выделяют участок А залежи и в наиболее повышенной части структуры бурят одну вертикальную или наклонно-направленную скважину, например, № 2258 (фиг.1). Затем от данной скважины проводят две-три условные окружности, первая из которых имеет радиус X=100-300 м, а каждая последующая окружность отстоит от предыдущей на Y=100-300 м. Вдоль условных окружностей на равном расстоянии друг от друга бурят соответственно две-три группы по 6-8 вертикальных и/или наклонно-направленных скважин. Под наклонно-направленными здесь понимаются скважины с наклоном ствола в продуктивном пласте 15-45є, под вертикальными – до 15 є.

Допустим, что было решено провести две окружности I и II, в каждой из которых пробурить по 6 скважин – 1-6 и 7-12 соответственно. Точки входа в пласты скважин 1-12 находятся на линии окружностей I, II. В целом скважины 1-6 одной группы относительно скважин 7-12 другой группы размещают с достижением максимального охвата залежи по площади. Все скважины 1-12 и 2258 бурят до нижнего пласта, при этом вторичное вскрытие осуществляют по пласту с наименьшей проницаемостью коллектора.

После снижения дебита нефти одной из скважин 1-12 и 2258 до значения менее 1 т/сут, данную скважину переводят на пласт с наибольшей проницаемостью. При последующем снижении дебита нефти данной скважины до значения менее 1 т/сут, ее переводят на одновременно-раздельную эксплуатацию оставшихся пластов, причем в один из оставшихся пластов осуществляют зарезку бокового горизонтального ствола длиной 200-600 м в радиальном направлении от первоначальной центральной скважины 2258. Аналогичные операции выполняют по всем скважинам, боковой горизонтальный ствол не бурят в первоначальной центральной скважине 2258.

Согласно расчетам, указанная схема разбуривания и последовательность ввода пластов в разработку позволяет максимально полно охватить участок залежи и отобрать запасы нефти. Причем первоначальная отработка наиболее низкопроницаемого коллектора (в частности коллектора с проницаемостью менее 2 мД) позволяет воспользоваться налоговым стимулированием, существующим для добычи нефти из данных коллекторов.

При расстоянии X менее 100 м между первоначальной центральной скважиной 2258 и условной окружностью I, а также Y – между условными окружностями I, II и, при наличии, III, удельная эффективность на скважину значительно снижается. При расстояниях X и Y более 300 м охват пласта уменьшается, что снижает нефтеотдачу.

При применении одной условной окружности и, соответственно, одной группы скважин, получаем традиционную 7 или 9-точечную схему разбуривания, а при применении более трех условных окружностей и, соответственно, более трех групп скважин – снижается эффективность способа, т.к. предложенная в способе схема разбуривания направлена на разработку отдельных поднятий (залежей или их участков), в большинстве случаев являющихся соразмерными с приведенной схемой разбуривания. Если поднятия являются крупными по площади, то возможно традиционное разбуривание по одной из известных схем.

При применении в одной группе менее 6 скважин, охват пласта недостаточен, а при бурении более 8 скважин – значительно снижается удельная эффективность на одну скважину.

Перевод скважин на другой пласт при снижении дебита нефти менее 1 т/сут объясняется тем, что при указанном дебите эксплуатация скважины, согласно исследованиям, в большинстве случаев низкорентабельна.

Длина бокового горизонтального ствола менее 200 м не обеспечивает требуемого охвата пласта, тогда как более 600 м приводит к снижению удельной эффективности добычи на метр длины ствола, т.к. эффективная длина для большинства традиционных коллекторов, согласно исследованиям, не превышает 600 м.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка А залежи.

Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи нефтяной залежи.

Примеры конкретного выполнения способа.

Пример 1. Участок А залежи нефти представлен 4 пластами, совпадающими в структурном плане (фиг.1). Наиболее нижний пласт представлен высокопродуктивными терригенными девонскими отложениями, средняя абсолютная проницаемость составляет 400 мД, средняя нефтенасыщенная толщина – 6 м, глубина залегания кровли пласта – 1720 м, начальное пластовое давление – 18 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях – 10 мПа⋅с. Выше залегает пласт, представленный нетрадиционными слабопроницаемыми карбонатными доманиковыми отложениями, средняя абсолютная проницаемость составляет 1 мД, средняя нефтенасыщенная толщина – 15 м, глубина залегания кровли пласта – 1680 м, начальное пластовое давление – 17 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях – 20 мПа⋅с. Еще выше залегает пласт, представленный среднепроницаемыми карбонатными турнейскими отложениями, средняя абсолютная проницаемость составляет 50 мД, средняя нефтенасыщенная толщина – 5 м, глубина залегания кровли пласта – 1210 м, начальное пластовое давление – 12 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях – 35 мПа⋅с. Выше остальных расположен пласт, представленный среднепроницаемыми терригенными бобриковскими отложениями, средняя абсолютная проницаемость составляет 80 мД, средняя нефтенасыщенная толщина – 4 м, глубина залегания кровли пласта – 1130 м, начальное пластовое давление – 11 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях – 30 мПа⋅с.

В наиболее повышенной части структуры бурят одну вертикальную скважину № 2258. Затем от данной скважины проводят две условные окружности I и II. Условная окружность I имеет радиус X=300 м, от нее отстоит на расстоянии Y=300 м условная окружность II. Вдоль условных окружностей I и II на равном расстоянии друг от друга бурят соответственно две группы по 6 вертикальных скважин – 1-6 и 7-12 соответственно. Точки входа в пласты скважин 1-12 находятся на линии окружностей I, II. В целом скважины 1-6 одной группы относительно скважин 7-12 другой группы размещают с достижением максимального охвата залежи по площади. Все скважины 1-12 и 2258 бурят до нижнего пласта, при этом вторичное вскрытие осуществляют по пласту с наименьшей проницаемостью коллектора – доманиковым отложениям.

После снижения дебита нефти одной из скважин 1-12 и 2258 до значения 1 т/сут, данную скважину переводят на пласт с наибольшей проницаемостью – девонским отложениям. При последующем снижении дебита нефти данной скважины до значения 1 т/сут, ее переводят на одновременно-раздельную эксплуатацию оставшихся пластов – турнейского яруса и бобриковского горизонта, причем в турнейском ярусе осуществляют зарезку бокового горизонтального ствола длиной 600 м в радиальном направлении от первоначальной центральной скважины 2258. Аналогичные операции выполняют по всем скважинам. Боковой горизонтальный ствол не бурят в первоначальной центральной скважине 2258.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Коллектор характеризуется иными геолого-физическими характеристиками и представлен тремя пластами. От первоначальной наклонно-направленной скважины проводят три условные окружности, расстояния X=Y=100 м. Вдоль условных окружностей на равном расстоянии друг от друга бурят соответственно три группы по 8 наклонно-направленных скважин. После снижения дебита нефти одной из скважин до значения 0,5 т/сут, данную скважину переводят на пласт с наибольшей проницаемостью. При последующем снижении дебита нефти данной скважины до значения 0,2 т/сут, ее переводят на эксплуатацию оставшегося пласта в котором проводят зарезку бокового горизонтального ствола длиной 200 м в радиальном направлении от первоначальной центральной скважины. Аналогичные операции выполняют по всем скважинам.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка А залежи.

В результате разработки, которое ограничили достижением обводненности залежи до 98%, было добыто 2926 тыс.т нефти, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) в целом по месторождению составил 0,385 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 2455 тыс.т нефти, КИН составил 0,323 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу – 0,062 д.ед.

Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения нефтяной залежи с несколькими объектами, совпадающими в структурном плане (многопластовая залежь), повысить охват пластов и выработку запасов нефти за счет разбуривания с максимальным охватом, бурения БГС и оптимальным вводом пластов в разработку.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи нефтяной залежи.

Claims (1)

1. Способ разработки многопластовых залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти методом уплотняющей сетки, включающий бурение скважин по сетке, уплотнение сетки скважин, бурение боковых горизонтальных стволов, отбор продукции из скважин, отличающийся тем, что в наиболее повышенной части структуры многопластовой залежи бурят одну вертикальную или наклонно-направленную скважину, затем от данной скважины проводят две-три условные окружности, первая из которых имеет радиус 100-300 м, а каждая последующая окружность отстоит от предыдущей на 100-300 м, вдоль окружностей на равном расстоянии друг от друга бурят соответственно две-три группы по 6-8 вертикальных и/или наклонно-направленных скважин, причем точки входа в пласты скважин находятся на линии окружностей, в целом скважины одной группы относительно другой размещают с достижением максимального охвата залежи по площади, все скважины бурят до нижнего пласта, при этом вторичное вскрытие осуществляют по пласту с наименьшей проницаемостью коллектора, после снижения дебита нефти одной из скважин до значения менее 1 т/сут данную скважину переводят на пласт с наибольшей проницаемостью, при последующем снижении дебита нефти данной скважины до значения менее 1 т/сут ее переводят на одновременно-раздельную эксплуатацию оставшихся пластов, причем в один из оставшихся пластов осуществляют зарезку бокового горизонтального ствола длиной 200-600 м в радиальном направлении от первоначальной центральной скважины, аналогичные операции выполняют по всем скважинам, боковой горизонтальный ствол не бурят в первоначальной центральной скважине.

Images