Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ С ВОДОНЕФТЯНЫМИ ЗОНАМИ

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных залежей, представленных продуктивным пластом небольшой толщины как с первоначальными, так и образовавшимися в процессе разработки водонефтяными зонами, с применением наклонных многоствольных скважин, и может быть использовано как на ранней стадии разработки, так и на поздней.

Известен способ разработки нефтяного месторождения путем бурения горизонтальных и вертикальных скважин (патент США №4718485 от 21.01.88 г.). Недостатком этого способа является низкий коэффициент нефтеизвлечения из-за быстрого обводнения скважин в условиях залежей с водонефтяными зонами.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки нефтяной залежи, включающий размещение горизонтальных добывающих скважин в продуктивном пласте и отбор нефти через добывающие скважины (Патент РФ №2085723 С1 от 27.07.97 г., опубл. в бюл. №21, 1997 г.). Стволы горизонтальных скважин в продуктивной толще пласта располагают так, чтобы расстояние от нагнетательной скважины до горизонтального ствола в каждой его точке было обратно пропорционально запасам нефти в этой зоне и прямо пропорционально проводимости пластов, причем при разработке многопластовой или большой толщины залежи ствол горизонтальной скважины проводят в виде нескольких витков с указанной закономерностью в каждом витке.

Недостатком этого способа является то, что в условиях небольших толщин продуктивных пластов как с первоначальными, так и с образовавшимися в процессе разработки водонефтяными зонами применение известного способа не позволяет достичь высоких технологических показателей разработки залежи, ведет к осложнениям и удорожанию разработки, а также происходит преждевременное обводнение продукции скважины, что ведет к сокращению срока работы скважины, следовательно, к уменьшению отбора нефти.

Технической задачей предлагаемого способа является повышение эффективности разработки нефтяной залежи с водонефтяными зонами, представленной продуктивным пластом небольшой толщины, нефтеизвлечения залежи, увеличение продуктивности скважин за счет сокращения объемов попутно добываемой воды, увеличения срока работы скважин, упрощение и сокращение затрат на бурение добывающих скважин.

Задача решается описываемым способом, включающим размещение горизонтальных добывающих скважин в продуктивном пласте и отбор нефти через добывающие скважины.

Новым является то, что разбуривают продуктивный пласт от кровли пласта, по крайней мере, одной условно-горизонтальной скважиной с углом наклона ствола 75-85° к вертикали по нисходящему профилю, обеспечивающим размещение забоя скважины вблизи водонефтяного контакта вне области высоких градиентов давления, не превышающих 0,25 МПа/м, обсаживают скважину со спуском эксплуатационной колонны до забоя скважины, причем часть колонны выполнена из стеклопластиковой трубы длиной 10-15 м, размещенной в прикровельной части пласта, вскрывают 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.

Проведенные предварительные патентные исследования по патентному фонду, а также по фонду научно-технической библиотеки института "ТатНИПИнефть" показали отсутствие идентичных или эквивалентных технических решений в сравнении с заявляемым объектом. Это позволяет сделать вывод о соответствии его критерию "новизна" и "изобретательский уровень".

На чертеже представлена схема размещения условно-горизонтальной скважины в продуктивном пласте залежи с водонефтяной зоной.

Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности.

Нефтяную залежь разбуривают редкой сеткой вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, осуществляют его обустройство. Производят закачку воды в нагнетательные скважины и добычу нефти из добывающих скважин. Уточняют геологическое строение залежи, запасы нефти, фильтрационные характеристики пластов и границы водонефтяных и чисто нефтяных зон, строят совмещенную карту литологическую и разработки.

С использованием полученной информации разбуривают продуктивный пласт небольшой толщины от кровли пласта, по крайней мере, одной условно-горизонтальной скважиной, чтобы в процессе разработки нефтяной залежи сократить объем попутно добываемой воды и увеличить срок работы скважины. Для этого угол наклона ствола устанавливают 75-85° к вертикали по нисходящему профилю. Размещают забой скважины вблизи водонефтяного контакта вне области высоких градиентов давления, не превышающих 0,25 МПа/м. Расстояние до водонефтяного контакта определяется в каждом конкретном случае индивидуально (в зависимости от степени обводненности, вязкостей нефти и воды и др. признаков). Обсаживают скважину со спуском эксплуатационной колонны до забоя скважины. Часть колонны выполняют из стеклопластиковой трубы длиной 10-15 м и размещают в прикровельной части пласта. Вскрывают 30-70% продуктивного пласта начиная от кровли, в том числе и интервал со стеклопластиковой частью. Скважину вводят в эксплуатацию и эксплуатируют до предельной обводненности 90-99% добываемой нефти. По мере обводнения скважины колонну заливают цементным раствором до стеклопластиковой части. Довыработку запасов нефти осуществляют путем бурения второго наклонного и/или горизонтального стволов выше первого ствола с врезкой в стеклопластиковой части колонны. При этом размещают второй наклонный и/или горизонтальный стволы с учетом толщины пласта, степени обводненности, обводненной толщины продуктивного пласта и других индивидуальных параметров для каждой отдельно рассматриваемой скважины, определяемых по известным методикам. В случае прорыва воды по самым проницаемым прослоям целесообразно размещать второй наклонный ствол только над первым стволом. В случае образования конуса целесообразно размещать второй наклонный ствол над первым стволом с любым азимутом бурения. Второй горизонтальный ствол размещают над первым стволом при любых условиях обводнения с любым азимутом бурения. Второй наклонный и горизонтальный стволы размещают при любых условиях обводнения с изменением азимута бурения. Пускают скважину в эксплуатацию и эксплуатируют до полной выработки пласта и предельной обводненности добываемой продукции.

Предлагаемый способ позволяет улучшить технологические показатели разработки нефтяной залежи как на ранней стадии разработки, так и на поздней, снизить затраты на бурение добывающих скважин, увеличить нефтеизвлечение залежи с водонефтяными зонами, увеличить продуктивность скважин за счет сокращения объемов попутно добываемой воды и увеличения срока работы скважин.

Примеры конкретного выполнения.

Пример 1. Осуществление данного способа рассмотрим на примере разработки участка залежи бобриковских отложений. Участок разбурили редкой сеткой скважин, осуществили их обустройство. Построили совмещенную карту литологии и разработки залежи и подсчитали запасы нефти - 452 тыс. т. геологических и 181 тыс. т. извлекаемых. Исследования показали, что участок залежи полностью с подстилающей водой. Эффективная нефтенасыщенная толщина равна 4 м. Произвели закачку воды в нагнетательные и добычу нефти из добывающих скважин. Произвели замеры объемов добычи нефти, воды, закачки жидкости и пластового давления. Пробурили условно-горизонтальную добывающую скважину от кровли пласта на всю глубину залежи с углом наклона ствола во входе в продуктивный пласт 75° к вертикали. Рассчитали пластовое давление на расстоянии 5 м от вскрытого ствола при снижении забойного давления до 3,0 МПа с использованием формулы Дюпии:

где P_пл - пластовое давление, МПа; q - дебит скважины, м³/сут; μ - вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с; R_к - радиус контура питания, м; r_с - радиус скважины, м; k - проницаемость, мкм; h - толщина пласта, м; Р_заб - забойное давление, МПа.

Пластовое давление на расстоянии 5 м от вскрытой части при забойном давлении 3,0 МПа, начальном пластовом давлении 9,5 МПа, дебите 30 м³/сут составило 7,3 МПа. А при расстоянии 0,1 м-3,35 МПа. Таким образом, основное падение пластового давления происходит вблизи вскрытого ствола скважины (5-7 м от ствола). При применении предлагаемого способа разработки нефтяной залежи с водонефтяными зонами разместили забой наклонной скважины вблизи водонефтяного контакта за пределами низких пластовых давлений, за пределами высоких градиентов давлений (Р_пл-Р_заб)=0,20 МПа/м. Тем самым исключили возможность прорыва подошвенных вод по заколонному пространству и по зоне частично разрушенного при бурении коллектора около ствола скважины. Обсадили скважину со спуском эксплуатационной колонны до забоя скважины со стеклопластиковой частью длиной 10 м в прикровельной части пласта. Вскрыли 67% продуктивного пласта, начиная от кровли, в том числе и интервал со стеклопластиковой частью известным методом перфорации. При толщине продуктивной нефтенасыщенной части 4 м и входе ствола в пласт под углом 75 к вертикали общая длина ствола в продуктивном интервале составила 15 м. Из них вскрыли 67% - это 10 м. Расстояние от нижних дыр перфорации до водонефтяного контакта составило 5 м. Ввиду этого безводный срок эксплуатации скважины увеличился в 1,5 раза. Дебит скважины увеличился в два раза за счет удлинения вскрытого интервала и составил 30 т/сут. За время эксплуатации добыли по участку 140 тыс.т нефти, из них дополнительно добыли 41 тыс.т. После обводнения скважины до 99% в результате прорыва воды по самым проницаемым плослоям пробурили второй наклонный ствол выше первого с изменением азимута бурения на 10° относительно первого ствола. Вскрыли пласт и пустили скважину в эксплуатацию повторно. Врезание второго наклонного ствола в стеклопластиковом интервале позволило упростить и снизить стоимость его бурения на 20% и составило 2 млн. руб., улучшить технологические показатели разработки, упростить бурение и продлить срок эксплуатации безводного периода скважины. Экономия бурения второго наклонного ствола в трех скважинах составила 1,2 млн. руб. При себестоимости добычи нефти 2 тыс. руб. за тонну и цене нефти 3500 рублей за тонну экономия от дополнительной добычи нефти составит:

где ΔQн - дополнительная добыча нефти, тыс. т.; Ц - цена нефти, тыс. руб./т.; С - себестоимость дополнительно добытой нефти.

По предлагаемому способу в среднем в год будет добываться 7,71 тыс. т. дополнительной нефти и экономия за 1 год составит 11,6 млн. руб. Кроме того, 1,2 млн. руб. экономия в капитальных вложениях.

Пример 2. Выполняют, как пример 1. Исследования показали, что участок залежи полностью с подстилающей водой. Эффективная нефтенасыщенная толщина равна 4 м. Пробурили наклонную добывающую скважину от кровли пласта на всю глубину залежи с углом наклона ствола во входе в продуктивный пласт 80° к вертикали, общая длина ствола в продуктивном интервале составила 23 м. При применении предлагаемого способа разработки нефтяной залежи с водонефтяными зонами размещают забой наклонной скважины вблизи водонефтяного контакта за пределами низких пластовых давлений, за пределами высоких градиентов давлений (Р_пл-Р_заб)=0,21 МПа/м. Обсадили скважину со спуском эксплуатационной колонны до забоя скважины со стеклопластиковой частью длиной 12 м в прикровельной части пласта. Вскрыли 50% продуктивного пласта, начиная от кровли, в том числе и интервал со стеклопластиковой частью известным методом перфорации. После обводнения скважины до 99% пробурили второй горизонтальный ствол с целью ухода от конуса обводнения первого ствола. Разместили второй горизонтальный ствол выше первого с изменением азимута бурения относительно первого ствола на 5°, вскрыли пласт и пустили скважину в эксплуатацию повторно. Добыли дополнительно 50 тыс. тонн нефти. Врезание второго ствола в стеклопластиковом интервале позволило снизить стоимость его бурения на 20% и составило 2,1 млн.руб., улучшить технологические показатели разработки. Экономия бурения второго ствола в трех скважинах составила 1,26 млн.руб. При себестоимости добычи нефти 2 тыс.руб. за тонну и цене нефти 3500 руб за тонну экономия от дополнительной добычи составит:

По предлагаемому способу в среднем в год будет добываться 7,91 тыс.т. дополнительной нефти и экономия составит 11,87 млн.руб. Кроме того, 1,26 млн.руб. экономия в капитальных вложениях.

Пример 3. Выполняют, как пример 1. Исследования показали, что участок залежи полностью с подстилающей водой. Эффективная нефтенасыщенная толщина равна 4 м. Пробурили наклонную добывающую скважину от кровли пласта на всю глубину залежи с углом наклона ствола во входе в продуктивный пласт 83° к вертикали, общая длина ствола в продуктивном интервале составила 33 м. При применении предлагаемого способа разработки нефтяной залежи с водонефтяными зонами разместили забой наклонной скважины вблизи водонефтяного контакта за пределами низких пластовых давлений, за пределами высоких градиентов давлений (Р_пл-Р_заб)=0,23 МПа/м. Обсадили скважину со спуском эксплуатационной колонны до забоя скважины со стеклопластиковой частью длиной 15 м в прикровельной части пласта. Вскрыли 65% продуктивного пласта, начиная от кровли, в том числе и интервал со стеклопластиковой частью известным методом перфорации. После обводнения скважины до 99% при неравномерном прорыве подошвенных вод по самым проницаемым пропласткам и конусу обводнения бурят второй наклонный и горизонтальный стволы. Горизонтальный ствол разместили выше первого по тому же азимуту, а наклонный с изменением азимута бурения на 10°. Вскрыли пласт и пустили скважину в эксплуатацию повторно. Добыли дополнительно 55 тыс.тонн нефти. Врезание второго ствола в стеклопластиковом интервале позволило снизить стоимость его бурения на 18% и составило 2,5 млн.руб., улучшить технологические показатели разработки. Экономия бурения второго ствола в трех скважинах составила 1,350 млн.руб. При себестоимости добычи нефти 2 тыс.руб. за тонну и цене нефти 3500 руб за тонну экономия от дополнительной добычи составит:

По предлагаемому способу в среднем в год будет добываться 8,0 тыс.т. дополнительной нефти и экономия за год составит 12,0 млн.руб. Кроме того, 1,35 млн.руб. экономия в капитальных вложениях.

Применение предлагаемого способа позволяет повысить нефтеизвлечение залежи с водонефтяными зонами, увеличить продуктивность скважин, срок работы скважин, улучшить технологические показатели разработки, упростить и сократить затраты на бурение добывающих скважин.