Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ДВУХ ОБЪЕКТОВ РАЗНОЙ СТРАТИГРАФИЧЕСКОЙ ПРИНАДЛЕЖНОСТИ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многообъектного месторождения.

Известен способ разработки залежи (патент RU №2282023, МПК Е21В 43/20, опубл. 20.08.2006 г., бюл. №23), 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 (ВНК) вне области высоких градиентов давления, не превышающих 0,25 МПа/м, обсадку скважины со спуском эксплуатационной колонны до забоя скважины, 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 запасы верхней части пласта до бурения второго ствола оказываются в длительной консервации. Применение известного способа не позволяет достичь высоких технологических показателей, полного охвата разреза дренированием и высоких значений коэффициента нефтеизвлечения при разработке нефтеносных объектов разной стратиграфической принадлежности.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи массивного типа (патент RU №2447272, МПК Е21В 43/20, опубл. 10.04.2012 г., бюл. №10), включающий бурение основного горизонтального ствола в толщине, составляющей от кровли не более 30% общей нефтенасыщенной толщины, бурение второго нижнего горизонтального или субгоризонтального ствола под первым с отклонением по азимуту не более 10°, с зенитным углом не менее 60° и расстоянием от первого ствола не менее 3 м с установкой в нем одной или более площадок для оборудования управляемого фильтра длиной не менее 15 м, 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 спускают на установленную площадку управляемый фильтр и закрывают его нижнюю шторку, отсекая нижнюю часть скважины, продолжают эксплуатировать верхнюю часть скважины с низким обводнением продукции.

Недостатком способа является низкая эффективность разработки нескольких объектов разной стратиграфической принадлежности на месторождении в результате того, что горизонтальные стволы скважин бурят в одном пласте по разрезу, при этом запасы других нефтеносных объектов находятся в консервации, не учитывается влияние ВНК, что снижает нефтеизвлечение, а также не позволяет вести разработку одновременно-раздельно сразу нескольких объектов разной стратиграфической принадлежности.

Техническими задачами способа разработки двух нефтеносных объектов разной стратиграфической принадлежности являются достижение максимального коэффициента нефтеизвлечения с максимальным охватом дренированием месторождения по площади и разрезу при максимальной экономии капитальных вложений.

Технические задачи решаются способом разработки двух нефтеносных объектов разной стратиграфической принадлежности, включающим бурение наклонно направленных добывающих и нагнетательных скважин, отбор из добывающих скважин и закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины.

Новым является то, что перед бурением скважин определяют зоны совмещения в плане двух нефтеносных объектов разной стратиграфической принадлежности с расстоянием между ними по вертикали от 100 до 400 м, выделяют зоны нефтеносных объектов толщиной от 0,5 до 50 м, при толщине нефтеносных объектов от 0,5 до 4 м бурят как минимум одну вертикальную скважину и разрабатывают нефтеносные объекты одновременно-раздельно, при толщине нефтеносных объектов от 4 до 50 м бурят горизонтальные скважины - ГС вначале на нижний нефтеносный объект эксплуатации, причем точки входа в нефтеносные объекты по ГС в плане отстоят друг от друга на половину расстояния проектной сетки по ходу бурения, а зенитный угол на кровле верхнего нефтеносного объекта составляет 68-80°, затем бурение производят с падением зенитного угла и на кровлю нижнего нефтеносного объекта опять производят набор зенитного угла до 74-83°, заходят в нефтеносный объект на 12 м ниже кровли по стволу, проводят геофизические исследования скважин - ГИС, уточняют гипсометрию кровли и спускают обсадную колонну труб, изолируют заколонное пространство, проводят ГИС по определению герметичности заколонного пространства, бурят горизонтальный ствол меньшим диаметром по длине, равной расстоянию сетки, с выходом в нефтеносном объекте на 89-91° в зависимости от структурных особенностей рельефа кровли нефтеносного объекта в направлении к забою в плане, причем в зонах с подошвенной водой ствол располагают выше водонефтяного контакта - ВНК на 10-45 м, а в зонах без подошвенной воды - выше плотных подстилающих пород на 2-46 м, заполняют горизонтальный ствол гидроэмульсионным раствором, затем бурят верхний горизонтальный ствол в верхнем нефтеносном объекте со съемного клина-отклонителя, зарезают над кровлей или в пределах нефтеносного объекта и бурят горизонтальный ствол меньшим диаметром по тому же азимуту, что и нижний ствол, с допустимым расхождением от 0 до 7° и с выходом в объекте на 89-91° в зависимости от падения или подъема рельефа кровли нефтеносного объекта в направлении к забою в плане, причем выше ВНК на 10-45 м в зонах с подошвенной водой, а в зонах без подошвенной воды выше плотных подстилающих пород на 2-46 м, ствол оставляют открытым или обсаживают фильтром в зависимости от петрофизических особенностей нефтевмещающих пород, обустраивают скважину оборудованием одновременно-раздельной эксплуатации и вводят ее в эксплуатацию.

На фиг. 1 показана схема размещения скважин на нефтеносных объектах (вид сверху).

На фиг. 2 показана схема размещения скважин в разрезе нефтеносных объектов разной стратиграфической принадлежности.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

На месторождении бурят минимум разведочных скважин, производят ГИС и гидродинамические исследования скважин до забоя, определяют наличие и количество нефтеносных объектов в разрезе разной стратиграфической принадлежности, наличие и положение ВНК в каждом нефтеносном объекте, производят геологическое моделирование, строят структурные карты, проводят контуры нефтеносности по нефтеносным объектам, выделенным в разрезе соответственно структурным построениям, определяют нефтенасыщенные толщины, степень совпадения объектов в плане. По результатам ГИС уточняют гипсометрические отметки кровли и подошвы верхнего и нижнего нефтеносных объектов, их коллекторские свойства, насыщенность, положение ВНК или гипсометрическое положение подошвы нижнего нефтенасыщенного прослоя в каждом.

Определяют зоны полного или частичного совмещения 1 в плане двух нефтеносных объектов разной стратиграфической принадлежности с расстоянием между ними по вертикали от 100 до 400 м, выделяют зоны нефтенасыщенных толщин от 0,5 до 50 м.

В выделенных зонах на нефтенасыщенные толщины от 0,5 до 4 м бурят как минимум одну вертикальную скважину на два нефтеносных объекта или одну сетку вертикальных скважин с расстоянием между ними, равным проектной сетке рядной 2 или площадной 3 систем разработки (фиг. 1), и разрабатывают их одновременно-раздельно, не оставляя запасы второго нефтеносного объекта в длительной консервации, а в ходе эксплуатации при обводнении продукции скважин от 85 до 98% их переводят под закачку.

В выделенных зонах на нефтенасыщенные толщины от 4 до 50 м бурят ГС 4 вначале на нижний нефтеносный объект эксплуатации, причем точки входа в нефтеносные объекты по ГС в плане отстоят друг от друга на половину расстояния проектной сетки по ходу бурения, а зенитный угол 5 на кровле верхнего нефтеносного объекта 6 составляет 68-80°. Затем бурение производят с падением зенитного угла и на кровлю нижнего нефтеносного объекта 7 опять производят набор зенитного угла 8 до 74-83°. Заходят в нефтеносный объект на 12 м ниже кровли по стволу, проводят ГИС, уточняют гипсометрию кровли и спускают колонну, изолируют заколонное пространство, проводят ГИС по определению герметичности заколонного пространства. Бурят горизонтальный ствол меньшим диаметром 9 по длине, равной расстоянию сетки, с выходом в нефтеносном объекте на 89-91° в зависимости от структурных особенностей рельефа кровли нефтеносного объекта в направлении к забою в плане, причем в зонах с подошвенной водой ствол располагают выше ВНК 10 на 10-45 м, а в зонах без подошвенной воды - выше плотных подстилающих пород на 2-46 м. Заполняют горизонтальный ствол гидроэмульсионным раствором для сохранения коллекторских свойств. Верхний горизонтальный ствол 11 в верхнем нефтеносном объекте зарезают над кровлей или в пределах нефтеносного объекта со съемного клина-отклонителя и бурят горизонтальный ствол меньшим диаметром и по тому же азимуту, как и нижний ствол с допустимым расхождением от 0 до 7° и с выходом в объекте на 89-91° в зависимости от падения или подъема рельефа кровли нефтеносного объекта в направлении к забою в плане, причем выше ВНК на 10-45 м в зонах с подошвенной водой или в зонах без подошвенной воды выше плотных подстилающих пород 12 на 2-46 м. Ствол оставляют открытым или обсаживают фильтром в зависимости от петрофизических особенностей нефтевмещающих пород. Обустраивают скважину с оборудованием одновременно-раздельной эксплуатации и вводят ее в эксплуатацию, производят замеры дебитов жидкости, нефти, осуществляют моделирование, определяют продуктивность и степень обводнения продукции по каждому нефтеносному объекту. При обводнении продукции более 85% проводят ГИС по определению интервала водопритока. В интервал водопритока спускают пакер, устанавливают его до и после обводнившегося интервала, изолируют обводнившийся интервал или ствол в целом, продолжают эксплуатировать скважину с низким обводнением продукции.

Примеры конкретного выполнения

На участке месторождения пробурили четыре вертикальные разведочные скважины на севере, юге, востоке и западе месторождения. В разрезе месторождения по результатам ГИС выделили два нефтеносных объекта в отложениях башкирского и турнейского ярусов со средней глубиной залегания 900 и 1250 м соответственно, полностью совпадающих в плане, расстояние между которыми по разрезу составило 290 м. Определили положение ВНК в каждом нефтеносном объекте на абсолютных отметках минус 670 и минус 975 м соответственно, произвели геологическое моделирование. Залежь нижнего нефтеносного объекта подстилается подошвенными водами, верхнего - плотными породами. Построили структурные карты, провели контуры нефтеносности по объектам соответственно структурным построениям, определили нефтенасыщенные толщины. Определили совмещение в плане зон с нефтенасыщенными толщинами 0-50 м.

В выделенных зонах расставили вертикальные скважины на толщины от 0,5 до 4 м. Проектные скважины по нефтеносным объектам разместили по одной сетке 300×300 м так, чтобы точки входа в нефтеносные объекты в плане отстояли друг от друга на 300 м.

Пробурили добывающие вертикальные скважины до забоя на нижний нефтеносный объект отложения турнейского яруса и провели ГИС, уточнили гипсометрическую отметку кровли верхнего нефтеносного объекта минус 645 м и его коллекторские свойства: пористость - 17%, проницаемость - 475 мД, нефтенасыщенность - 78%, определили ВНК на гипсометрической отметке минус 670 м, значение нефтенасыщенной толщины 25 м; кровля нижнего нефтеносного объекта встречена на гипсометрической отметке минус 940 м, коллекторские свойства вмещающих пород по стволу неоднородные и в среднем составляют: пористость - 13%, проницаемость - 315 мД, нефтенасыщенность - 80%. ВНК по залежи определили на гипсометрической отметке минус 975 м, т.е. значение нефтенасыщенной толщины турнейского объекта на участке бурения равно 35 м.

Обустроили скважину оборудованием одновременно-раздельной эксплуатации и ввели ее в эксплуатацию, произвели добычу пластовой продукции, замерили дебит жидкости, нефти, определили ее продуктивность и степень обводнения продукции по каждому из объектов.

При бурении на каждый нефтеносный объект по разным самостоятельным сеткам дебит 2 вертикальных скважин составлял 10 т/сут, срок разработки участка в 2 раза выше срока по предлагаемому способу, добыто 44,9 тыс. т нефти и 140,9 тыс. м³ жидкости.

Балансовые запасы на скважину, оцененные объемным методом, составили 112,5 тыс. т. По известному способу при бурении двух вертикальных скважин по одной на каждый из объектов с разной стратиграфической принадлежностью конечный коэффициент нефтеизвлечения равен 0,2 д. ед., по предлагаемому - 0,26 д. ед., т.е. на 6% больше.

На фиг. 1 представлена схема размещения скважин в плане на карте нефтенасыщенных толщин. В результате бурения скважин по предлагаемому способу дополнительно добыли 13,6 тыс. т нефти. При себестоимости добычи нефти 9,9 тыс. руб. за тонну и цене нефти 12,4 тыс. рублей за тонну экономия составила:

Э = (Ц - С) ⋅ ΔQн = 2,5 тыс. руб. × 13,6 = 34 млн руб.,

где ΔQн - дополнительная добыча нефти, тыс. т;

Ц - цена нефти, тыс. руб./т;

С - себестоимость добычи одной тонны нефти, тыс. руб./т,

т.е. по предлагаемому способу в среднем в год добывалось 0,97 тыс. т дополнительной нефти и экономия за 1 год составила 2,43 млн руб.

В выделенных зонах на толщины от 4 до 50 м расставили горизонтальные скважины. Проектные ГС по нефтеносным объектам разместили по сетке 300×300 м так, чтобы стволы скважин находились в одной плоскости, причем точки входа в нефтеносные объекты в плане отстояли друг от друга от 150 до 400 м.

Бурят добывающие ГС на нижний нефтеносный объект эксплуатации - отложения турнейского яруса. При достижении кровли башкирского яруса с зенитным углом на кровлю 68-80° достигли подошвы нефтеносного объекта и провели ГИС, уточнили гипсометрическую отметку кровли верхнего нефтеносного объекта минус 645 м, его коллекторские свойства составили: пористость - 17%, проницаемость - 475 мД, нефтенасыщенность - 78%, определили ВНК на гипсометрической отметке минус 670 м, значение нефтенасыщенной толщины равно 25 м.

Затем бурение продолжили с падением зенитного угла и на кровлю нижнего нефтеносного объекта отложения турнейского яруса опять произвели набор зенитного угла до 74-83°, зашли в нефтеносный объект на 12 м ниже кровли по стволу, провели ГИС. По результатам ГИС кровля нижнего нефтеносного объекта встречена на гипсометрической отметке минус 940 м. Уточнили структурную карту. Спустили колонну диаметром 168 мм, произвели тампонажные работы по изоляции заколонного пространства, провели ГИС по определению герметичности колонны. Продолжили бурение из-под башмака колонны меньшим диаметром долота 144 мм с последующим выходом на зенитный угол 89-91° к забою на гипсометрическую отметку минус 965 м. Пробурили ствол длиной 300 м, произвели ГИС до забоя. По результатам ГИС коллекторские свойства вмещающих пород по стволу неоднородные и в среднем составляют: пористость - 13%, проницаемость - 315 мД, нефтенасыщенность - 80%.

Ствол ГС оставили открытым, заполнили его гидроэмульсионным раствором для сохранения коллекторских свойств. ВНК по залежи определили на гипсометрической отметке минус 975 м, т.е. значение нефтенасыщенной толщины турнейского объекта на участке бурения равно 35 м.

Второй горизонтальный ствол в башкирском нефтеносном объекте провели в пределах нефтенасыщенной толщины объекта на 10 м ниже кровли башкирского яруса по стволу со съемного клина-отклонителя диаметром долота 144 мм в одной плоскости с первым стволом, с выходом на зенитный угол 89-91° и на гипсометрическую забойную отметку минус 660 м при длине ствола 300 м. Ствол оставили открытым. Обустроили скважину оборудованием одновременно-раздельной эксплуатации и ввели ее в эксплуатацию, произвели добычу пластовой продукции через добывающие и закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, замерили дебит жидкости, нефти, определили ее продуктивность и степень обводнения продукции по каждому из объектов.

При бурении на каждый нефтеносный объект по разным самостоятельным сеткам дебит 4 вертикальных скважин составил 20 т/сут, произошло увеличение срока разработки участка почти в 2 раза и было добыто 66,8 тыс. т нефти и 210,6 тыс. м³ жидкости.

Балансовые запасы на скважину, оцененные объемным методом, составили 83,5 тыс. т. По известному способу конечный коэффициент нефтеизвлечения равен 0,20 д. ед., по предлагаемому - 0,31 д. ед., т.е. на 11% больше.

На фиг. 1 представлена схема размещения скважин в плане на карте нефтенасыщенных толщин. На фиг. 2 представлена скважина с двумя горизонтальными стволами в разрезе залежи. В результате бурения скважины по предлагаемому способу дополнительно добыли 43,6 тыс. т нефти. При себестоимости добычи нефти 9,9 тыс. руб. за тонну и цене нефти 12,4 тыс. рублей за тонну экономия составила:

Э = (Ц - С) ⋅ ΔQн = 2,5 тыс. руб. × 43,6 = 109 млн руб.,

где ΔQн - дополнительная добыча нефти, тыс. т;

Ц - цена нефти, тыс. руб./т;

С - себестоимость добычи одной тонны нефти, тыс. руб./т,

т.е. по предлагаемому способу в среднем в год добывалось 3,1 тыс. т дополнительной нефти и экономия за 1 год составила 7,8 млн руб.

Применение предлагаемого способа разработки двух нефтеносных объектов разной стратиграфической принадлежности позволяет добиться увеличения коэффициента нефтеизвлечения по месторождениям нефти с большими нефтенасыщенными толщинами путем увеличения охвата дренированием по площади и разрезу при меньшем количестве бурящихся скважин, уменьшения срока разработки в результате выработки запасов двух объектов одной сеткой скважин.