СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, к области разработки нефтяных месторождений, приуроченных к куполообразным поднятиям, и может быть использовано в заключительной стадии эксплуатации месторождений.

Известен способ разработки нефтяного месторождения (патент RU №2254457, МПК Е21В 43/20, 43/30, опубл. Бюл. №17 от 20.06.2005), включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, добычу нефти через добывающие скважины, выделение участков куполообразных поднятий, превышающих абсолютные отметки пласта, размещение на этих участках дополнительных скважин. Проектируют размещение скважин на вершинах куполообразных поднятий даже с нарушением равномерности проектной сетки скважин, а после полного разбуривания сетки скважин и в случае уточнения по данным пробуренных скважин местонахождения вершин куполообразных поднятий бурят с ближайших скважин боковые стволы в сторону уточненных вершин куполообразных поднятий, контролирующих месторождение, причем в ближайших скважинах и боковых стволах, размещенных на вершинах куполообразных поднятий, когда абсолютная отметка кровли продуктивного пласта по ближайшим скважинам ниже отметки подошвы продуктивного пласта в боковых стволах, вскрывают весь пласт.

Недостатками данного способа являются сложность определения геофизическими методами куполообразных поднятий, не контролируется отбор и закачка в процессе выработки продукции из куполообразных поднятий, что снижает эффективность отбора и повышает обводненность добываемой продукции.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки нефтяного месторождения (патент RU №2330944, МПК Е21В 43/16, опубл. Бюл. №8 от 20.03.2008), включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, добычу нефти через добывающие скважины, выделение участков куполообразных поднятий, превышающих абсолютные отметки пласта. В скважинах, расположенных на вершинах куполообразных поднятий, изолируют весь вскрытый продуктивный пласт химическими реагентами и/или тампонажным раствором, которому дают затвердеть, разбуривают тампонажный раствор ниже кровли продуктивного пласта, после чего вскрывают продуктивный пласт в непосредственной близости от кровли продуктивного пласта и используют данные скважины в качестве добывающих, остальные скважины, связанные гидродинамически с данными скважинами в пределах данного продуктивного пласта и полностью обводнившиеся, переводят в нагнетательные, в которые закачивают рабочий агент.

Недостатками данного способа являются сложность определения геофизическими методами куполообразных поднятий, отсутствие частичной изоляции водопритоков из обводнившихся зон пласта и неэффективное использование обводнившихся скважин, что приводит к дополнительным материальным затратам и преждевременному обводнению продукции, что снижает коэффициент извлечения нефти (КИН).

Техническими задачами являются снижение материальных затрат и увеличение КИН за счет увеличения времени обводнения продукции частичной изоляцией водопритоков из обводнившихся участков пласта и упрощения выделения участков куполообразных поднятий по данным термометрии.

Техническая задача решается способом разработки нефтяного месторождения, включающим бурение нагнетательных и добывающих скважин, добычу нефти через добывающие скважины, исследование и выделение участков куполообразных поднятий, превышающих абсолютные отметки пласта, закачку водоизолирующего состава в скважины, использование остальных скважин, расположенных в непосредственной близости от куполообразного поднятия, связанных гидродинамически с добывающими скважинами в пределах данного продуктивного пласта и полностью обводнившиеся в процессе добычи, в качестве нагнетательных, в которые закачивают рабочий агент.

Новым является то, что исследование и выделение участков проводят с помощью термометрии и определения замкнутых зон с максимальной температурой 30-38°C, соответствующих куполообразным поднятиям, а закачку водоизолирующего состава производят в скважины, расположенные во впадинах и полностью обводнившиеся, задавливая в пласт для частичной изоляции водопритока в куполообразные поднятия из обводнившихся зон пласта, из этих скважин проводят боковые или горизонтальные стволы для вскрытия пласта в зоне куполообразных поднятий с последующим использованием скважин с этими стволами как добывающих.

Сущность изобретения.

Разработка нефтяных месторождений, приуроченных к куполообразным поднятиям, особенно в заключительной стадии, характеризуется низким нефтеизвлечением. В предложенном способе решаются задачи сокращения расходов на бурение и повышение КИН за счет увеличения времени обводнения продукции частичной изоляцией водопритоков из обводнившихся участков пласта, упрощения выделения участков куполообразных поднятий по данным термометрии.

На фиг.1 представлена карта температурного режима участка нефтяного месторождения, где:

1 - участок нефтяного месторождения; 2 - участок куполообразного поднятия; 3 - добывающие скважины; 4 - нагнетательные скважины.

На фиг.2 представлена схема реализации предлагаемого способа разработки нефтяного месторождения, где:

1 - участок нефтяного месторождения; 2 - участок куполообразного поднятия; 3 - добывающие скважины; 4 - нагнетательные скважины; 5 - боковые или боковые горизонтальные стволы.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

На участке нефтяного месторождения 1 проектируют размещение сетки скважин. Расчет величины остаточных запасов и коэффициент извлечения нефти производят на основе гидродинамического моделирования участка нефтяного месторождения 1. Далее по сетке пробурили вертикальные добывающие 3 (фиг.1) и нагнетательные скважины 4. Через нагнетательные скважины 4 закачивают рабочий агент, через добывающие скважины 3 отбирают продукцию. Пускают скважины 3 и 4 в эксплуатацию и вводят месторождение 1 в разработку.

Осуществляют исследование и выделение участков куполообразных поднятий 2, превышающих абсолютные отметки пласта, с помощью термометрии и определения замкнутых зон с максимальной температурой 30-38°C (фиг.2). Выделили несколько участков куполообразных поднятий 2. Скважины, расположенные в непосредственной близости от куполообразных поднятий 2, связанные гидродинамически с добывающими скважинами 3 в пределах данного продуктивного пласта и полностью обводнившиеся в процессе добычи, переводят в нагнетательные 4. Далее производят закачку водоизолирующего состава в скважины, расположенные во впадинах и полностью обводнившиеся, задавливая в пласт в объеме, необходимом для частичной изоляции водопритока в куполообразные поднятия из обводнившихся зон пласта, составляющем 0,5-1,5 м³. Далее из этих скважин (фиг.2) проводят боковые или горизонтальные стволы 5 для вскрытия пласта в зоне куполообразных поднятий 2 с последующим использованием скважин с этими стволами как добывающих.

Данный способ разработки учитывает разность удельного веса закачиваемой воды и нефти, вследствие чего в купольной части залежи остается не выработанными запасы нефти. Уточнение участков купольных поднятий, бурение боковых и боковых горизонтальных стволов, изоляция водопритоков позволят отобрать эти запасы и повысить нефтеизвлечение.

Пример конкретного выполнения.

На участке нефтяного месторождения 1 по квадратной сетке с расстоянием между скважинами 400 м пробурили вертикальные добывающие 3 (фиг.1) и нагнетательные скважины 4. Через нагнетательные скважины 4 закачивают рабочий агент, через добывающие скважины 3 отбирают продукцию. Пускают скважины 3 и 4 в эксплуатацию и вводят месторождение 1 в разработку.

Провели исследования с помощью термометрии, выделили участки куполообразных поднятий 2, превышающих абсолютные отметки пласта, определили замкнутые зоны с максимальной температурой 36°C (фиг.2). Выделили два участка куполообразных поднятий 2. Скважины, расположенные в непосредственной близости от куполообразных поднятий 2, и полностью обводнившиеся в процессе добычи перевели в нагнетательные 4. Далее производят закачку водоизолирующего состава (полиакриламида) в скважины, расположенные во впадинах и полностью обводнившихся, задавливая в пласт в объеме 0,5-1,5 м ³. Далее из этих скважин (фиг.3) произвели зарезку боковых стволов 5 длиной 250 м для вскрытия пласта в зоне куполообразных поднятий 2, используют скважины с этим стволами как добывающие.

Подсчитали геологические и извлекаемые запасы нефти в участке купольного поднятия 2-170 тыс.т. и 80 тыс.т. По промысловым данным из боковых и боковых горизонтальных стволов получили дебит нефти 7 т/сут. Годовая добыча нефти составила 4,8 тыс.т. коэффициент конечного нефтеизвлечения за весь срок повысится с 0,28 до 0,43. Капитальные вложения на осуществление мероприятий и на бурение боковых стволов по предлагаемому способу составили 24 млн. руб. вместо 50 млн.руб. при бурении вертикальных скважин. Срок окупаемости затрат составил 1 год.

Предлагаемый способ позволит сократить расходы на строительство дополнительных скважин и повысить КИН за счет увеличения времени обводнения продукции частичной изоляцией водопритоков из обводнившихся участков пласта и упрощения выделения участков куполообразных поднятий по данным термометрии.