СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при площадном нагнетании рабочего агента и отборе нефти из месторождения.

Известен многостадийный рядный (трех, или более) способ разработки нефтяного месторождения (Максимов М.И. Геологические основы разработки нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1975, стр.382-384, рис.327), включающий рядное размещение нагнетательных скважин, размещение добывающих скважин между рядами нагнетательных скважин с заданным шагом сетки разбуривания и ее уплотнение путем бурения дополнительных скважин на стадии падающей добычи нефти, закачку вытесняющего рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины.

Недостатком данного способа является то, что первоначальная сетка скважин редкая и не обеспечивает проектной величины коэффициента извлечения нефти (КИН) в силу невовлечения в разработку объектов с зональной и послойной неоднородностью, для выработки запасов которых используют уплотнение первоначальной сетки скважин.

Также известен способ разработки нефтяной залежи (патент RU №2084618, МПК 8 Е21В 43/20, опубл. 20.07.1997 г., бюл. №20), включающий размещение нагнетательных и добывающих скважин по равномерной треугольной сетке с формированием площадных 13-точечных элементов разработки с центральной нагнетательной скважиной и концентрическими рядами добывающих и нагнетательных скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, причем закачку рабочего агента ведут циклически, закачивая в каждом цикле равные количества рабочего агента, каждый цикл осуществляют в четыре этапа: на первом этапе рабочий агент закачивают одновременно через центральную нагнетательную скважину и три нагнетательные скважины внешнего концентрического ряда, расположенные через одну, а расположенные между ними три нагнетательные скважины останавливают, на втором этапе закачивают рабочий агент через центральную нагнетательную скважину и останавливают три нагнетательные скважины внешнего концентрического ряда, через которые закачивали рабочий агент, и закачивают рабочий агент через три нагнетательные скважины, которые были остановлены, на третьем этапе закачивают рабочий агент через центральную нагнетательную скважину и останавливают шесть нагнетательных скважин внешнего концентрического ряда, на четвертом этапе останавливают центральную нагнетательную скважину и закачивают рабочий агент через шесть нагнетательных скважин внешнего концентрического ряда, при этом количество закачиваемого рабочего агента распределяют между центральной нагнетательной скважиной и нагнетательными скважинами внешнего концентрического ряда в расчетном соотношении.

Недостатком данного способа является то, что необходимо контролировать процесс разработки месторождения путем остановки и запуска отдельных скважин, кроме того, на залежи вследствие ее неоднородности остаются зоны с невыработанными запасами, что снижает нефтеотдачу залежи.

Способ разработки нефтяного месторождения (патент RU №2167276, МПК 8 Е21В 43/20, опубл. 20.05.2001 г., бюл. №14), 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, причем 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.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, неравномерная выработка запасов нефти в целом по месторождению, так как объем отбора нефти из рядов, размещенных в центральной части месторождения, меньше, чем из рядов, размещенных ближе к периферии (на окраинах) нефтяного месторождения;

- во-вторых, низкий коэффициент извлечения нефти (КИН), так как выработка запасов не интенсифицируется, а производится за счет уплотнения сетки бурением дополнительных скважин вокруг каждой добывающей скважины, что увеличивает финансовые и материальные затраты на осуществление способа;

- в-третьих, за счет размещения добывающих скважин между рядами нагнетательных скважин возможны преждевременные прорывы вытесняющего рабочего агента (воды) в добывающие скважины по каналам, соединяющим их забои с забоями соседних нагнетательных скважин, поэтому продолжение закачки по каждому такому каналу приводит к бесполезной циркуляции воды из нагнетательной в добывающую скважину, которая не выполняет своего предназначения по вытеснению нефти и расходуется вхолостую, поэтому резко снижается коэффициент нефтеотдачи.

Задачей изобретения является создание способа разработки нефтяного месторождения, позволяющего равномерно и полностью по площади месторождения произвести выработку запасов нефти, а также увеличить КИН в процессе разработки нефтяного месторождения нефти и исключить прорыв вытесняющего рабочего агента к забоям добывающих скважин.

Поставленная задача решается способом разработки нефтяного месторождения, включающим рядное бурение вертикальных нагнетательных и добывающих скважин, закачку вытесняющего рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины.

Новым является то, что 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.

На фигуре 1 показана поэтапная схема разбуривания нефтяного месторождения. На фигуре 2 показана схема разработки нефтяного месторождения.

Разработку нефтяного месторождения ведут с рядным размещением вертикальных нагнетательных и добывающих скважин. Для этого на первом этапе (см. фиг.1) разработки нефтяного месторождения попарно бурят скважины нагнетательных рядов 1 и 1' и ближайшие к ним первые ряды 2 и 2' добывающих скважин и вводят их в эксплуатацию (оснащают соответствующим эксплуатационным оборудованием), причем под нагнетание в первую очередь осваивают скважины нагнетательных рядов 1 и 1' через одну.

Таким образом, на первом этапе (см. фиг.2) разработки нефтяного месторождения скважины нагнетательных рядов 1 и 1', т.е. нечетные 5'₁ и 5”₁; 5'₃ и 5”₃; 5'_n-1 и 5”_n-1 эксплуатируются как нагнетательные, а четные скважины 5'₂ и 5”₂; 5'₄ и 5”₄; 5'_n и 5”_n нагнетательных рядов 1 и 1' эксплуатируются как добывающие, также как и добывающие скважины рядов 2 и 2'.

На втором этапе (см. фиг.1) парно бурят и вводят в эксплуатацию, т.е. оснащают эксплуатационным оборудованием скважины вторые ряды 3 и 3' добывающих скважин, ближайшие к первым рядам 2 и 2' (см. фиг.1 и 2) добывающих скважин, при этом добывающие скважины первых рядов 2 и 2' и четные скважины 5'₂ и 5”₂; 5'₄ и 5”₄; 5'_n и 5”_n нагнетательных рядов 1 и 1' эксплуатируются как добывающие, а нечетные скважины 5'₁ и 5”₁; 5'₃ и 5”₃; 5'_n-1 и 5”_n-1 нагнетательных рядов 1 и 1' эксплуатируются как нагнетательные, т.е. как на первом этапе разработки нефтяного месторождения.

По мере разработки нефтяного месторождения происходит отработка (выработка запасов) нефти из четных скважин 5'₂ и 5”₂; 5'₄ и 5”₄; 5'_n и 5”_n нагнетательных рядов 1 и 1' и их постепенно переводят в нагнетательные скважины и оснащают оборудованием для закачки вытесняющего рабочего агента, т.е. осваивают под нагнетание оставшиеся скважины (5'₂ и 5”₂; 5'₄ и 5”₄; 5'_n и 5”_n) нагнетательных рядов 1 и 1'.

На втором этапе в процессе разработки месторождения продуктивность добывающих скважин, размещенных в первых (2 и 2') и вторых (3 и 3') добывающих рядах, снижается, поэтому возникает необходимость увеличения нефтеотдачи пластов, вырабатываемых добывающими скважинами, находящихся в этих рядах. Поэтому производят работы по интенсификации притока нефти к забоям добывающих скважин, расположенных в первых и вторых добывающих рядах, соответственно (2 и 2') и (3 и 3').

Добывающие скважины первых добывающих рядов (2 и 2') и через одну вторых добывающих рядов (3 и 3') подвергают гидравлическому разрыву пластов (ГРП) любым известным способом, например, как описано в патенте «Способ гидроразрыва пласта» (патент РФ №2122633, МПК 8 Е21В 43/27, опубл. 1998 г.) или «Способ гидравлического разрыва пласта в скважине» (патент RU №2358100, МПК 8 Е21В 43/26, опубл. в бюл. №16 от 10.06.2009 г.). Проведение ГРП способствует улучшению проницаемости призабойной зоны и вовлечению в разработку зон месторождения, ранее не охваченных воздействием.

На последнем (третьем) этапе (см. фиг.1 и 2) бурят и вводят в эксплуатацию стягивающий центральный ряд 4 добывающих скважин, причем добывающие скважины стягивающего центрального ряда 4 бурят в виде горизонтальных и/или многозабойных горизонтальных скважин с сокращением количества проектных скважин этого ряда в 3 раза, при этом под нагнетание дополнительно осваивают добывающие скважины, находящиеся в первых 2 и 2', вторых 3 и 3' рядов, а также третьего 4 ряда, т.е. добывающие скважины, образующие поперечные ряды 6'; 6”; 6'” (см. фиг.2), переводят в нагнетательные (оснащают оборудованием для закачки вытесняющего агента) после их отработки на нефть, т.е. выработки запасов нефти. Остальные скважины эксплуатируют как на втором этапе разработки нефтяного месторождения. Таким образом, продолжают разработку нефтяного месторождения.

Выполнение добывающих скважин 7' и 7” стягивающего центрального ряда 4 в виде горизонтальных и/или многозабойных горизонтальных скважин позволяет увеличить площадь охвата нефтяного месторождения в центральной части и тем самым сократить количество проектных скважин этого ряда в 3 раза, что позволяет увеличить объемы отбора нефти вне зависимости от удаленности нагнетательных скважин и поднять КИН и произвести полную выработку запасов нефти, находящейся в центральной части нефтяного месторождения. Проектные скважины - это скважины, запроектированные под строительство в рядной сетке, но не пробуренные.

Горизонтальные и/или многозабойные горизонтальные скважины 7' и 7” (см. фиг.2) в стягивающем центральном ряду 4 имеют большой охват по площади месторождения в сравнении с другими вертикальными скважинами и наиболее удалены от нагнетательных скважин, что позволяет увеличить безводный период эксплуатации этих скважин и тем самым увеличить КИН, кроме того, горизонтальные скважины позволяют сэкономить в затратах на бурение (строительство), так как количество скважин в стягивающем центральном ряду сокращается в три раза, а стоимость одной горизонтальной скважины в сравнении с одной вертикальной скважиной в 1,7 раза дороже.

Кроме того, ГРП интенсифицирует выработку первых (2 и 2') и вторых (3 и 3') рядов добывающих скважин, что позволяет выработать нефтяное месторождение более полно с высоким КИН до прохождения фронта вытеснения (вытесняющего рабочего агента, например, воды) нефти через эти ряды. Так как если раньше включить в разработку стягивающий центральный ряд 4, то фронт вытеснения воды пройдет через первые добывающие ряды (2 и 2') см. фиг.1 и 2, что снизит охват и КИН из зон месторождения, где пробурены первые (2 и 2') и вторые (3 и 3') ряды добывающих скважин. Таким образом, производят постепенную плавную и полную выработку запасов нефти из нефтяного месторождения независимо от ее зональной и послойной неоднородности.

Предложенный способ разработки нефтяного месторождения позволяет равномерно и полностью по площади месторождения произвести выработку запасов нефти за счет поэтапного бурения и ввода скважин в эксплуатацию, а также увеличить КИН в процессе разработки нефтяного месторождения нефти путем постепенного перевода добывающих скважин (по мере их отработки на нефть) в нагнетательные скважины и проведения работ (ГРП) по интенсификации притока нефти к забоям добывающих скважин. Кроме того, предложенный способ позволяет исключить прорыв вытесняющего рабочего агента к забоям добывающих скважин вследствие размещения большого количества нагнетательных скважин по периферии нефтяного месторождения, т.е. между добывающими скважинами.