Способ разработки нефтяного месторождения

Способ разработки нефтяного месторождения

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке месторождения нефти, продуктивные пласты которого представлены терригенным типом коллектора и состоят из двух горизонтов.

Известен способ разработки нефтяного месторождения, включающий рядное размещение нагнетательных скважин, размещение добывающих скважин между рядами нагнетательных скважин с заданным шагом сетки разбуривания и ее уплотнение путем бурения дополнительных скважин, закачку вытесняющего рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Согласно изобретению уплотнение сетки разбуривания скважин проводят на начальном этапе разработки путем размещения дополнительных добывающих скважин вокруг каждой добывающей скважины в сетке разбуривания с образованием единого структурного элемента за счет расположения забоев дополнительных добывающих скважин в пределах призабойной зоны (r_пр) каждой добывающей скважины, которую вычисляют по формуле: r_пр=r_cexp(-S), где r_c - фактический радиус скважины, S - коэффициент совершенства скважины (патент РФ 2167276, кл. Е21В 43/20, опубл. 20.05.2001).

Недостатками известного способа являются неравномерная выработка запасов нефти, невысокие темпы отбора нефти, быстрая обводняемость добываемой продукции и, как следствие, низкий коэффициент извлечения нефти (КИН).

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является 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 - прототип).

Известный способ позволяет добиться повышения КИН для относительно ровной поверхности залежей месторождения. На практике почти всегда встречаются месторождения, залежи которых имеют повышенные и пониженные структуры. Для таких месторождений эффективность заводнения, равномерная выработка и, соответственно, нефтеотдача остаются невысокими.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи нефтяного месторождения.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения, включающем 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.

Сущность изобретения

На нефтеотдачу нефтяного месторождения, продуктивные пласты которого представлены терригенным типом коллектора, существенное влияние оказывает система разработки и ее изменение во времени в зависимости от стадии разработки, расположение добывающих и нагнетательных скважин с учетом геологии пластов, объемы закачанной воды и т.д. Существующие технические решения не в полной мере позволяют наиболее полно отобрать нефть из таких месторождений и достигнуть высоких значений КИН. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи нефтяного месторождения посредствам оптимизации системы разработки во времени. Задача решается следующим образом.

На фиг. 1 представлено схематическое изображение нефтяного месторождения в плане с размещением скважин. На фиг. 2 представлено схематическое изображение разреза по линии А-А нефтяного месторождения с размещением скважин. Обозначения: 1 - залежь месторождения, 2 - центральный разрезающий ряд нагнетательных скважин, 3 - ближайшие (первые) ряды добывающих скважин, 4 - уплотняющие ряды добывающих скважин, S - расстояние между скважинами в центральном разрезающем ряду 2 нагнетательных скважин, Х - расстояние от центрального ряда 2 до первого ряда 3 добывающих скважин, Z - расстояние между скважинами остальной части залежи 1 (далее от первого ряда добывающих скважин при движении к сводовым участкам залежи), ВНК - водонефтяной контакт, В - верхний нефтенасыщенный горизонт, Н - нижний нефтенасыщенный горизонт.

Способ реализуют следующим образом.

Нефтяное месторождение представлено одной большой залежью 1 (фиг. 1). Продуктивные пласты объединяются в два горизонта (верхний В и нижний Н) с терригенным типом коллектора (фиг. 2). Залежь 1 имеет антиклинальную структуру. Центральная часть залежи, идущая вдоль большей оси, является купольной.

Вдоль большей оси залежи бурят центральный разрезающий ряд 2 нагнетательных скважин с расстоянием между скважинами не менее чем S=300 м. Вскрывают общим фильтром оба горизонта В и Н. Ближайший ряд 3 добывающих скважин бурят на расстоянии от центрального ряда не менее чем X=500 м. Вскрывают общим фильтром либо оба, либо один горизонт. Остальную часть залежи 1 разбуривают также по рядной системе с треугольной сеткой добывающих и нагнетательных скважин с расстоянием между скважинами Z=300-400 м.

Согласно исследованиям при разработке залежей нефти антиклинальной формы (фиг. 2) с расстоянием X более 500 м между центральным нагнетательным рядом 2 и первым рядом 3 добывающих скважин на начальном этапе заводнение приводит к тому, что запасы нефти в купольной части остаются неотобранными. Закачиваемая вода «стекает» в пониженные, сводовые участки залежи.

Ведут разработку заводнением. После прокачки центральным рядом 2 нагнетательных скважин 0,4-0,7 д.ед. порового объема до ближайших рядов 3 добывающих скважин останавливают не менее чем 90% скважин центрального ряда 2 нагнетательных скважин. Разработку ведут оставшимися скважинами.

Согласно исследованиям для рассматриваемых залежей прокачка порового объема менее 0,4 д.ед. центральным рядом 2 приводит к незначительному охвату заводнением. Ближайшие добывающие скважины ряда 3 недостаточно подвержены системе поддержания пластового давления и соответственно характеризуются невысокими дебитами. Прокачка порового объема более 0,7 д.ед. центральным рядом 2 приводит к обводнению добывающих скважин ряда 3. Менее 10% скважин центрального ряда 2 нагнетательных скважин оставляют в работе в связи с тем, что некоторые участки с пониженным пластовым давлением требуют продолжения закачки. Исследования показали, что в некоторых участках между рядами 2 и 3 коллектор может иметь низкую проницаемость по сравнению со всей залежью 1, что приводит к плохому вытеснению нефти от нагнетательных скважин к добывающим и соответственно падению пластового давления. Согласно статистике таких участков вдоль центрального ряда 2 менее 10%.

После отбора нефти в целом по месторождению (залежи 1) более чем на 90% от начальных извлекаемых запасов нефти между центральным разрезающим рядом 2 нагнетательных скважин и ближайшим рядом 3 добывающих бурят уплотняющие скважины (ряды 4). Для этого предварительно проводят анализ выработки запасов залежи 1. При остаточных запасах на каком-либо участке, на который попадает скважина из ряда уплотняющих добывающих скважин, менее чем 15 тыс. т, данную скважину не бурят, т.к. она оказывается экономически нерентабельной. При наличии запасов на участке в количестве 15-25 тыс. т возможно бурение скважин малым диаметром. Таким образом, некоторые скважины уплотняющих рядов 4 могут отсутствовать.

Нагнетательные скважины самого центрального ряда 2 переводят в добычу по верхнему В горизонту. Обводняющиеся до 98% скважины рядов 3 переводят под нагнетание для поддержания пластового давления.

Подобный подход позволяет значительно повысить охват и нефтеизвлечение залежи за счет отбора запасов нефти из купольной части залежи 1, т.е. из рядов 2 и 4. Расчеты показали, что отбор нефти в целом по залежи 1 более чем на 90% от начальных извлекаемых запасов нефти означает, что сводовые участки залежи полностью выработаны и все остаточные запасы сосредоточены в районе центрального ряда 2. Причем нагнетание воды в центральный ряд 2 по обоим горизонтам на начальном этапе разработки приводит к тому, что согласно гравитационному разделению практически вся вода «стекает» из купольной части в сводовые зоны по нижнему Н горизонту. Кроме того, в большинстве случаев нижний Н горизонт имеет более высокую проницаемость по сравнению с верхним В. Поэтому верхний В горизонт вдоль центрального ряда 2 остается наименее выработанным. В связи с этим нагнетательные скважины центрального ряда 2 переводят в добычу именно по верхнему В горизонту.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи 1.

Результатом внедрения данного способа является повышение коэффициента нефтеизвлечения месторождения (залежи) посредствам оптимизации системы разработки во времени.

Примеры конкретного выполнения способа

Пример 1. Нефтяное месторождение представлено одной большой залежью 1 (фиг. 1). Залежь 1 имеет антиклинальную структуру. Длина залежи 3,5 км, ширина - 3,0 км. Продуктивные пласты объединяются в два горизонта (верхний В и нижний Н) с терригенным типом коллектора (фиг. 2). Кровля верхнего В пласта залегает на глубине 1620 м. Центральная часть залежи, идущая вдоль большей оси, является купольной. Эффективная нефтенасыщенная толщина верхнего В и нижнего Н горизонтов составляет 4-7 м и 3-6 м соответственно, проницаемость пластов 300-400 мД и 500-700 мД соответственно. Вязкость нефти в пластовых условиях составляет в среднем 5,5 мПа·с, средняя пористость 20%. Начальные геологические запасы месторождения (залежи) составляют 11760 тыс. т, начальные извлекаемые запасы нефти 6068 тыс. т, утвержденный КИН 0,516 д.ед.

Вдоль большей оси залежи бурят центральный разрезающий ряд 2 нагнетательных вертикальных скважин с расстоянием между скважинами S=300 м. Центральный ряд включает 10 нагнетательных скважин. Вскрывают общим фильтром оба горизонта. Ближайший ряд 3 вертикальных добывающих скважин бурят на расстоянии X=500 м от центрального ряда. Каждый ряд 3 включает по 8 добывающих скважин. Вскрывают общим фильтром оба горизонта. Остальную часть залежи 1 разбуривают также по рядной системе с треугольной сеткой вертикальных добывающих и нагнетательных скважин с расстоянием между скважинами Z=300 м. Добывающие скважины бурят в количестве 26 скважин, нагнетательные - в приконтурной области в количестве 21 скважина.

Пласт разрабатывают заводнением. Закачивают пластовую воду через нагнетательные скважины и отбирают добываемую продукцию через добывающие скважины.

После прокачки центральным рядом 2 нагнетательных скважин 4900 тыс. м³ суммарного объема воды, что составляет 0,7 д.ед. порового объема до ближайших рядов 3 добывающих скважин, останавливают 9 скважин (90%) центрального ряда 2 нагнетательных скважин. Разработку ведут оставшимися добывающими и нагнетательными скважинами.

После отбора нефти в целом по месторождению (залежи 1) 5470 тыс. т. нефти, т.е. 90,1% от начальных извлекаемых запасов нефти, между центральным разрезающим рядом 2 нагнетательных скважин и ближайшим рядом 3 добывающих бурят уплотняющие скважины (ряды 4). Для этого предварительно проводят анализ выработки запасов залежи 1. Анализ выработки показал, что удельные остаточные запасы вдоль всего ряда 2 составляют не менее 15 тыс. т на скважину-точку. Для снижения затрат уплотняющие скважины бурят малым диаметром.

Анализ выработки запасов также показал, что нагнетание воды в центральный ряд 2 по обоим горизонтам на начальном этапе разработки привел к тому, что запасы верхнего В горизонта оказались менее выработанными ввиду различия в проницаемости горизонтов. Далее все нагнетательные скважины самого центрального ряда 2 переводят в добычу по верхнему В горизонту.

Во время последующей разработки скважины рядов 3 обводняются. При достижении обводненности 98% добывающие скважины рядов 3 переводят под нагнетание для поддержания пластового давления.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи 1.

Пример 2. Выполняют, как пример 1. Расстояние между скважинами центрального ряда 2 составляет S=400 м, ближайший ряд 3 добывающих скважин бурят на расстоянии от центрального ряда 2 на расстоянии Х=600 м, разбуривание остальных участков пласта проводят с расстоянием между скважинами Z=400 м. После прокачки центральным рядом 2 нагнетательных скважин 0,4 долей единиц порового объема до ближайших рядов добывающих скважин, останавливают все скважины центрального ряда 2. После отбора нефти в целом по месторождению 95% от начальных извлекаемых запасов нефти, между центральным разрезающим рядом 2 и ближайшим рядом 3 добывающих скважин бурят уплотняющий ряд добывающих скважин. Причем в каждый уплотняющий ряд 4 состоит из 4 скважин, т.к. анализ выработки запасов показал отсутствие экономически рентабельных запасов (более 15 тыс. т) для бурения в данные точки добывающих скважин.

В результате разработки, которую ограничили обводнением добывающих скважин до 98%, было добыто с месторождения (залежи) 6115 тыс. т нефти, КИН составил 0,520. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 5915 тыс. т нефти, КИН составил 0,503. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,017.

Предлагаемый способ позволяет увеличить нефтеотдачу месторождения.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения коэффициента нефтеизвлечения месторождения с терригенным типом коллектора, представленным двумя горизонтами, за счет оптимизации системы разработки во времени.

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, отличающийся тем, что 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.