СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ МАССИВНОГО ТИПА

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежи нефти массивного типа.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти массивного типа, согласно которому ведут бурение скважин, закачку пара в чередовании с воздухом через вышерасположенные нагнетательные скважины, отбор нефти через нижерасположенные добывающие скважины, выработку ступени залежи и дальнейшую разработку по ступеням сверху вниз по залежи аналогичным образом до выработки залежи. В качестве скважин используют горизонтальные скважины. При разработке ступени залежи добывающие горизонтальные скважины размещают в подошве ступени параллельно под нагнетательными горизонтальными скважинами. При выработке залежи по ступеням сверху вниз интервал каждой ступени назначают порядка 20-50 м. На первой ступени используют теплоноситель с максимально возможной температурой порядка 250-320°C. От ступени к ступени уменьшают температуру теплоносителя на 30-60°C. На нижней ступени поддерживают температуру теплоносителя не ниже 100°C (патент РФ №2334096, опубл. 20.09.2008).

Способ пригоден для разработки залежи только высоковязкой нефти.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий разбуривание продуктивного пласта, по крайней мере, хотя бы одной условно-горизонтальной скважиной с углом наклона 75-85° к вертикали по нисходящему профилю, обеспечивающему размещение забоя скважины вблизи водонефтяного контакта вне области высоких градиентов давления, не превышающих 0,25 МПа/м, обсадку скважины со спуском эксплуатационной колонны до забоя скважины, причем часть колонны выполнена из стеклопластиковой трубы длиной 10-15 метров, размещенной в прикровельной части пласта, вскрытие 30-70% продуктивного пласта, начиная от кровли, при этом по мере обводнения скважины довыработку запасов нефти осуществляют путем бурения второго наклонного и/или горизонтального стволов выше первого ствола с врезкой в стеклопластиковой части колонны.

Недостатком этого способа является то, что в условиях больших толщин залежи более семи метров запасы верхней части пласта до бурения второго ствола оказываются в длительной консервации. Применение известного способа не позволяет достичь высоких технологических показателей, полного охвата разреза в межскважинном пространстве и коэффициента нефтеизвлечения.

Технической задачей, решаемой в предлагаемом способе, является более полный охват выработкой запасов нефти в межскважинном пространстве и по разрезу, увеличение срока работы скважин и нефтеизвлечения.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи массивного типа, включающем размещение по редкой сетке вертикальных и/или наклонно-направленных добывающих и нагнетательных скважин, построение карт структурных и нефтенасыщенных толщин, отбор из добывающих скважин и закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины, согласно изобретению основной горизонтальный ствол бурят в толщине, составляющей от кровли не более 30% к общей нефтенасыщенной толщине, производят гидродинамические исследования, осваивают ствол и вводят его в эксплуатацию, определяют его продуктивность, бурят второй нижний горизонтальный или субгоризонтальный ствол под первым с отклонением по азимуту не более 10°, с зенитным углом не менее 60° и расстоянием от первого ствола не менее трех метров с установкой в нем одной или более площадок для оборудования управляемого фильтра длиной не менее 15 метров, обеспечивающего отсутствие перетоков флюида между зонами пласта до и после площадки, обустраивают скважину и вводят ее в эксплуатацию, производят замеры дебита жидкости, нефти, определяют ее продуктивность и степень обводнения продукции; при обводнении продукции 85 и более процентов спускают на установленную площадку управляемый фильтр и закрывают его нижнюю шторку, отсекая нижнюю часть скважины, продолжают эксплуатировать верхнюю часть скважины с низким обводнением продукции.

Сущность изобретения

Проблемой нефтяной промышленности является достижение максимального коэффициента нефтеизвлечения при максимальном охвате дренированием пласта по площади и разрезу. В предлагаемом способе решаются задачи увеличения максимального дренирования неоднородной нефтяной залежи с большой толщиной по площади и разрезу, увеличения срока работы скважины за счет возможности отсечения обводненного интервала путем установки в нижнем стволе управляемого фильтра и увеличения нефтеизвлечения за счет возможности обрабатывать зоны пласта до и после площадки с разными реагентами и разной интенсивностью и эксплуатировать на разных депрессиях.

Заявленный способ осуществляют в следующей последовательности. Залежь массивного типа с нефтенасыщенной толщиной более 7 м разбуривают по редкой сетке вертикальными и/или горизонтальными скважинами, производят исследования, строят карты структурных и нефтенасыщенных толщин, определяют положение водонефтяного контакта, контура нефтеносности в плане, производят добычу из добывающих скважин и закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины, выделяют зону с нефтенасыщенными толщинами более семи метров, бурят в ней хотя бы одну или более добывающих скважин с горизонтальным окончанием одним и/или двумя забоями, причем основной горизонтальный ствол бурят в толщине, составляющей не более 30% к общей нефтенасыщенной толщине от кровли, производят гидродинамические исследования, осваивают ствол и вводят его в эксплуатацию, определяют продуктивность. Второй нижний горизонтальный или субгоризонтальный ствол бурят после гидродинамических исследований и кратковременной эксплуатации первого ствола или второй ствол бурят сразу после завершения бурения первого, причем, в обоих случаях под первым с отклонением по азимуту не более 10°, с зенитным углом не менее 60° и расстоянием от первого, после выхода его на горизонтальный участок, не менее трех метров, с установкой в нем одной или более площадок для оборудования управляемого фильтра длиной не менее 15 метров. Управляемый фильтр обеспечивает отсутствие перетоков флюида между зонами пласта до и после площадки. Обустраивают скважину и вводят ее в эксплуатацию, производят замеры дебита жидкости, нефти, определяют ее продуктивность и степень обводнения продукции. При обводнении продукции 85% и более спускают на установленную площадку управляемый фильтр и закрывают его нижнюю шторку, продолжают эксплуатировать скважину с низким обводнением продукции.

Пример конкретного применения

На залежи нефти в отложениях бобриковского горизонта со средней глубиной залегания 1350 м бурят по редкой сетке более 500 м между скважинами вертикальные и горизонтальные добывающие и нагнетательные скважины, строят структурные карты и карты нефтенасыщенных толщин, осуществляют отбор из добывающих скважин и закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины. На картах нефтенасыщенных толщин выделяют зону более семи метров. В зоне нефтенасыщенной толщины, равной 15 метрам, бурят скважину с горизонтальным окончанием, с двумя забоями. Бурят первый основной горизонтальный верхний ствол по падению пластов в пяти метрах от кровли и параллельно ей длиной 300 метров. Проводят гидродинамические исследования, по их результатам бурят второй нижний субгоризонтальный ствол с зенитным углом 82-90°, длиной 300 метров под первым основным стволом с положением забоя ниже первого по вертикали на семь метров. Проводят гидродинамические исследования.

В наиболее уплотненном интервале во втором нижнем стволе на расстоянии 97 метров по стволу от срезки устанавливают протяженную площадку длиной 15 метров, обустраивают скважину и вводят ее в эксплуатацию. Дебит скважины составил 70 т/сут нефти и 77 т/сут жидкости. После семи лет работы по результатам замеров дебита нефти и жидкости степень обводнения продукции составила 85%. Накопленная добыча нефти составила 136,8 тыс. т и жидкости 362,7 тыс. м³. На подготовленную площадку в нижнем стволе устанавливают управляемый фильтр. Закрывают нижнюю шторку фильтра и пускают скважину в эксплуатацию. Дебит скважины составил 56 т/сут нефти и 63,6 т/сут жидкости. Обводненность продукции снизилась с 85 до 12%. Скважина была в эксплуатации до обводнения продукции 98% еще 15 лет. Накопленная добыча за последние 15 лет составила 147,2 тыс. т нефти и 515,2 тыс. м³ жидкости. При бурении одного ствола дебит нефти был бы равен 62 т/сут, а часть разреза не была бы охвачена дренированием. Без установки управляемого фильтра скважина обводнилась бы за 14 лет эксплуатации и было бы добыто 153,8 тыс. т нефти. Балансовые запасы на скважину, оцененные объемным методом, составили 767,2 тыс. т. По известному способу конечный КИН равен 0,30 д.ед., по предлагаемому 0,38 д.ед., то есть на восемь процентов больше. По опыту разработки ремонтно-изоляционные работы с применением физико-химических методов в горизонтальной части ствола не дают желаемых результатов. За счет установки управляемого фильтра значительно увеличился срок эксплуатации скважины - на семь лет.

На фиг.1 представлена схема размещения скважины в плане на карте нефтенасыщенных толщин.

На фиг.2 представлена скважина с двумя забоями в разрезе залежи.

В результате бурения скважины по предлагаемому способу дополнительно добыто 130 тыс. т нефти. При себестоимости добычи нефти 5,7 тыс. руб. за тонну и цене нефти 7800 рублей за тонну экономия составила:

Э=ΔQн·(Ц-С)=2,1 тыс.руб.×130000=273 млн руб.,

где ΔQн - дополнительная добыча нефти, тыс. т,

Ц - цена нефти, тыс. руб./т,

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

т.е. по предлагаемому способу в среднем в год добывалось 16,25 тыс. т дополнительной нефти и экономия за 1 год составила 34,12 млн руб.

Применение предложенного способа позволяет добиться повышения нефтеизвлечения залежи нефти с большими нефтенасыщенными толщинами в результате большего охвата дренированием по площади, разрезу и увеличения срока эксплуатации скважин.