Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи.

Известен способ разработки многопластового нефтяного месторождения, включающий разбуривание нагнетательных и добывающих скважин, закачку вытесняющей жидкости в нагнетательные скважины и отбор продукции из объединенных в один эксплуатационный объект нескольких продуктивных пластов (Р.Х.Муслимова, А.М.Шавалиева, Р.Б.Хисамова и др. "Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения". М., ВНИИОЭНГ, 1995, с.243-244, 2 том).

Недостатком способа является то, что он не позволяет вовлечь в активную разработку запасы нефти всех пластов, поскольку при этом разрабатываются лишь высокопроницаемые пласты или его участки, выходящие на линии разрезания. Кроме того, вследствие неоднородности пластов невозможно освоить под закачку воды все пласты, вскрытые нагнетательными скважинами.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки многопластового месторождения на поздней стадии с рентабельным дебитом скважины, включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин, закачку вытесняющий жидкости в нагнетательную и отбор продукции пласта через добывающую скважину. Часть нерентабельных добывающих и нагнетательных скважин из высокопроницаемых высокообводненных пластов переводят на разработку малообводненных вышележащих пластов с созданием системы разработки по уплотненной сетке. Отбор нефти из высокопроницаемых высокообводненных пластов продолжают осуществлять по разуплотненной сетке оставленными добывающими скважинами, расположенными в гипсометрически повышенных частях залежи. При этом закачку вытесняющей жидкости осуществляют через оставленные нагнетательные скважины, расположенные в гипсометрически пониженных частях залежи. Отбор продукции из добывающих скважин осуществляют с проведением мероприятий по обеспечению рентабельного дебита за счет предотвращения образования конуса воды (Патент РФ №2235864, опубл. 10.09.2004 - прототип).

Известный способ не позволяет разрабатывать месторождение с достижением высокой нефтеотдачи вследствие того, что разработку верхнего пласта проводят без регулирования параметров разработки.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи месторождения.

Задача решается тем, что в способе разработки многопластового нефтяного месторождения, включающем отбор нефти через добывающие скважины с нижнего продуктивного горизонта, закачку рабочего агента в нижний продуктивный горизонт, отбор нефти через добывающие скважины с верхнего продуктивного горизонта и уплотнение сетки скважин верхнего горизонта, согласно изобретению отбор нефти через добывающие скважины с верхнего продуктивного горизонта ведут до снижения пластового давления на 10-40%, при уплотнении сетки скважин на нагнетательных скважинах, работающих на нижний горизонт, производят перфорацию в интервале верхнего горизонта, производят одновременно-раздельную закачку рабочего агента в нижний и верхний горизонты, при закачке на верхний горизонт задают объем закачки, равный необходимому объему компенсации по участку, и прослеживают влияние по реагирующим добывающим скважинам, при наличии влияния, подтверждаемого ростом текущего забойного давления на добывающих скважинах не менее 10%, производят ограничение закачки по расходу по нагнетательной скважине на 20-80% от первоначального и производят интенсификацию отбора по реагирующим добывающим скважинам.

Сущность изобретения

При разработке многопластового нефтяного месторождения разные продуктивные горизонты вырабатываются по разному. Одинаковый подход к разработке разных горизонтов приводит к отсутствию учета свойств горизонтов и невысокой нефтеотдаче месторождения в целом. В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи месторождения. Задача решается следующим образом.

При разработке многопластового нефтяного месторождения бурят добывающие и нагнетательные скважины на нижний горизонт. При этом скважины проходят и верхний горизонт. Преимущественно разрабатывают нижний горизонт как наиболее продуктивный. Проводят отбор нефти через добывающие скважины с нижнего продуктивного горизонта, закачку рабочего агента в нижний продуктивный горизонт. Верхний продуктивный горизонт разрабатывают редкой сеткой добывающих скважин на естественном режиме, для чего ведут отбор нефти через добывающие скважины с верхнего продуктивного горизонта. Отбор нефти через добывающие скважины с верхнего продуктивного горизонта ведут до снижения пластового давления в верхнем горизонте на 10-40% от начального. Уменьшение этого показателя приводит к потере объемов добываемой нефти в безводный период разработки, превышение - к чрезмерному снижению пластового давления, разгазированию нефти в пласте, потере подвижности нефти и резкому снижению нефтеотдачи. После этого проводят уплотнение сетки скважин на верхнем горизонте. В нагнетательных скважинах, работающих на нижний горизонт, производят перфорацию в интервале верхнего горизонта. Производят одновременно-раздельную закачку рабочего агента в нижний и верхний горизонты.

При закачке на верхний горизонт задают объем закачки, равный необходимому объему компенсации по участку, и прослеживают влияние по реагирующим добывающим скважинам. При наличии влияния, подтверждаемого ростом текущего забойного давления на добывающих скважинах не менее 10%, производят ограничение закачки по расходу по нагнетательной скважине на 20-80% от первоначального и производят интенсификацию отбора по реагирующим добывающим скважинам. Выбор интервала роста текущего забойного давления менее 10% может привести к ошибкам в оценке влияния нагнетательных скважин на добывающие, назначению неверного режима разработки и снижению нефтеотдачи. Ограничение закачки по расходу по нагнетательной скважине менее чем на 20% от первоначального приводит к преждевременному обводнению добывающих скважин, захоронению запасов нефти в залежи и снижению нефтеотдачи. Ограничение закачки по расходу по нагнетательной скважине более чем на 80% от первоначального приводит к снижению пластового давления, недоборам нефти добывающими скважинами и снижению нефтеотдачи.

В результате применения заявленного способа удается повысить нефтеотдачу месторождения.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1. Разрабатывают нефтяное месторождение со следующими характеристиками.

Нижний продуктивный горизонт расположен на глубине 1600-2000 м, имеет пластовую температуру 36°C, начальное пластовое давление 18 МПа, пористость 19.4%, проницаемость 0,629 мкм², нефтенасыщенность 0.8 д. ед., нефть вязкостью 3,34 мПа·с и плотностью 0,802 т/м³, коллектор - терригенный. На нижний горизонт пробурены 5 добывающих скважин и 4 нагнетательные скважины.

Верхний продуктивный горизонт расположен на глубине 900-1200 м, имеет пластовую температуру 24°C, начальное пластовое давление 11 МПа, пористость 0,2 д. ед., проницаемость 1,37 мкм², нефтенасыщенность 0,65 д. ед., нефть вязкостью 30,2 мПа·с и плотностью 0,879 кг/м³, коллектор - терригенный. На верхний горизонт пробурены 5 добывающих скважин и 1 нагнетательная скважина.

Закачивают рабочий агент - пластовую воду через нагнетательные скважины и отбирают пластовую продукцию (нефть) через добывающие скважины.

Отбор нефти через добывающие скважины с верхнего продуктивного горизонта ведут до снижения пластового давления в верхнем горизонте по разным участкам разработки на 10-40% от начального, т.е. до значений 4-5 МПа. После этого проводят уплотнение сетки скважин на верхнем горизонте. В нагнетательных скважинах, работающих на нижний горизонт, производят перфорацию в интервале верхнего горизонта 900-1300 м. Производят одновременно-раздельную закачку рабочего агента по нагнетательным скважинам в нижний и верхний горизонты. При закачке в верхний горизонт задают объемы закачки, равные необходимым объемам компенсации по участкам, и прослеживают влияние по реагирующим добывающим скважинам. Так, при общем дебите нефти по участку разработки от 3 до 20 т/сут устанавливают объем закачки по нагнетательным скважинам 50-80 м³/сут, т.е. необходимый объем компенсации составляет 100-140%. Выявляют добывающие скважины, в которых имеет место влияние закачки, подтверждаемое ростом текущего забойного давления не менее 10%, т.е. до величины не менее 5 МПа. В нагнетательных скважинах, имеющих гидродинамическую связь с выявленными добывающими скважинами, производят ограничение закачки по расходу на 20-80% от первоначального, т.е. до 60-80% от начальной компенсации, и производят интенсификацию отбора по реагирующим добывающим скважинам, увеличивая дебиты на значение от 5 до 15% от дебита до проведения мероприятия. В результате удается повысить нефтеотдачу месторождения до величины 4-6% против 2-3% по прототипу.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу многопластового нефтяного месторождения.