Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ

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

Известен способ разработки нефтяных залежей путем закачки воды в нагнетательные скважины и отбора нефти из эксплуатационных скважин (Крейг Ф.Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении. М.: Недра, 1974, с.65).

Недостатком способа является низкий коэффициент нефтеизвлечения.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку рабочего агента через ряды нагнетательных скважин, отбор продукции через ряды добывающих скважин, уплотнение рядов добывающих скважин и перевод обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные (патент РФ №2039222, опубл. 09.07.1995 г. - прототип).

Недостатком известного способа является то, что при уплотнении сетки скважин затраты на реализацию системы разработки резко возрастают, а уплотнение сетки бурением скважин в рядах не приводит к заметному увеличению нефтеотдачи.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи и снижение затрат на уплотнение сетки скважин.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента через ряды нагнетательных скважин, отбор продукции через ряды добывающих скважин, уплотнение сетки добывающих скважин и перевод обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные, согласно изобретению уплотнение выполняют со второго от ряда нагнетательных скважин ряда добывающих скважин, при уплотнении из добывающих скважин второго ряда бурят боковые вертикальные и/или горизонтальные стволы с размещением забоев новых стволов в продуктивном пласте между первым и вторым рядами добывающих скважин равноудаленно от забоев соседних скважин, при толщине продуктивного пласта более 1,5 м в качестве бокового ствола бурят боковой горизонтальный ствол с длиной горизонтальной части в продуктивном пласте не менее 30 м, при толщине продуктивного пласта менее 1,5 м в качестве бокового ствола бурят боковой ствол с вертикальной частью в продуктивном пласте, по мере обводнения переходят к одновременно-раздельной эксплуатации скважин с боковыми стволами, причем по мере обводнения отключают или переводят под нагнетание обводнившиеся боковые стволы или сами скважины в зависимости от очередности обводнения, по мере обводнения второго ряда добывающих скважин уплотнение и эксплуатацию скважин проводят с третьего ряда аналогично работам со второго ряда, уплотнение центрального ряда добывающих скважин проводят в направлении обоих рядов нагнетательных скважин.

Сущность изобретения

При разработке нефтяной залежи значительная часть нефти остается в залежи вследствие недостаточного охвата пласта воздействием. Классическое уплотнение сетки скважин позволяет повысить нефтеотдачу, однако увеличение нефтеотдачи проявляется незначительно. Кроме того, при уплотнении сетки скважин применяют бурение новых скважин между имеющимися, что удорожает и без того огромные затраты на бурение и обустройство месторождения. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи и снижения затрат на уплотнение сетки скважин. Задача решается следующим образом.

Залежь разрабатывают рядной системой, в которой между рядами нагнетательных скважин расположены несколько рядов добывающих скважин. Проводят закачку рабочего агента через ряды нагнетательных скважин, отбор продукции через ряды добывающих скважин. Для повышения охвата пласта воздействием выполняют уплотнение рядов добывающих скважин и перевод обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные. На фиг.1 представлена схема разработки нефтяной залежи, на которой - нагнетательные скважины, - добывающие скважины, - боковые стволы.

Уплотнение выполняют со второго от ряда нагнетательных скважин 1, 8, 15, 22 ряда добывающих скважин, т.е. от скважин 3, 10, 17, 24. При уплотнении из добывающих скважин второго ряда 3, 10, 17, 24 бурят боковые вертикальные и/или горизонтальные стволы с размещением забоев новых стволов в продуктивном пласте между первым и вторым рядами добывающих скважин равноудаленно от забоев соседних скважин. Так, от скважины 3 проводят боковой ствол в направлении скважины 9. Забой бокового ствола размещают равноудалено от скважин 2, 3, 9, 10. Аналогично проводят боковые стволы от скважин 10, 17, 24.

С другой стороны залежи также выполняют уплотнение сетки скважин со второго от ряда нагнетательных скважин 7, 14, 21, 28 ряда добывающих скважин, т.е. от скважин 5, 12, 19, 26. При уплотнении из добывающих скважин второго ряда 5, 12, 19, 26 бурят боковые вертикальные и/или горизонтальные стволы с размещением забоев новых стволов в продуктивном пласте между первым и вторым рядами добывающих скважин равноудаленно от забоев соседних скважин. Так, от скважины 5 проводят боковой ствол в направлении скважины 13. Забой бокового ствола размещают равноудалено от скважин 5, 6, 12, 13. Аналогично проводят боковые стволы от скважин 12, 19, 26.

При толщине продуктивного пласта в месте нового забоя бокового ствола более 1,5 м в качестве бокового ствола бурят боковой горизонтальный ствол с длиной горизонтальной части в продуктивном пласте не менее 30 м. При толщине продуктивного пласта менее 1,5 м в качестве бокового ствола бурят боковой ствол с вертикальной частью в продуктивном пласте. Отбирают продукцию через добывающие скважины и новые боковые стволы. Обводнившиеся добывающие скважины первого ряда 2, 9, 16, 23 переводят в нагнетательные. При этом отключают нагнетательные скважины нагнетательного ряда 1, 8, 15, 22. По мере продвижения фронта вытеснения и обводнения, в основном, боковых стволов от скважин 3, 10, 17, 24 переходят к одновременно-раздельной эксплуатации скважин с боковыми стволами, отбирают продукцию по основным стволам и закачивают пластовую воду через боковые стволы или отключают боковые стволы. По мере обводнения второго ряда добывающих скважин уплотнение и эксплуатацию скважин проводят с третьего ряда скважин 4, 11, 18, 25 аналогично работам со второго ряда. При этом если третий ряд добывающих скважин является центральным рядом, то уплотнение центрального ряда добывающих скважин проводят в направлении обоих рядов нагнетательных скважин.

Продолжают разработку залежи до выработки извлекаемых запасов.

За счет уплотнения сетки скважин в местах залежи, равноудаленных от забоев добывающих скважин, удается повысить охват продуктивного пласта воздействием и повысить нефтеотдачу залежи. За счет бурения боковых стволов из существующих скважин вместо бурения новых скважин происходит снижение затрат на уплотнение сетки скважин.

Пример конкретного выполнения.

Разрабатывают участок нефтяной залежи в отложениях терригенного девона на глубине залегания 1800 м. Участок разбуривают по проектной рядной сетке скважин с расстоянием между скважинами 500 метров (фиг.1). Осуществляют его обустройство. Производят закачку рабочего агента - пластовой воды в нагнетательные скважины и добычу продукции из добывающих скважин. В процессе эксплуатации производят замеры добычи нефти, воды и закачки. Приемистость нагнетательных скважин не более 150 м³/сут, дебит добывающих скважин до 25 т/сут. Первоначальная обводненность до 10%. По результатам бурения уточнили геологическое строение залежи, коллекторские свойства нефтевмещающих пород, коллектор имеет площадное распространение. Полученные результаты сопоставляют с данными геолого-гидродинамического моделирования с учетом текущих условий разработки.

С использованием полученной информации и с целью повышения дебита и охвата дренированием из скважин центральных рядов производят зарезку боковых вертикальных стволов с отходом от старого забоя на 225 м в середину ячейки, создавая уплотненную сетку.

Обустраивают скважины с оборудованием одновременно-раздельной эксплуатации. Дебит скважин увеличился в среднем в 1,8 раза. По мере обводнения отключают или переводят под нагнетание обводнившиеся боковые стволы или сами скважины в зависимости от первоочередного обводнения.

Затраты на строительство на каждый боковой ствол составили 33% от стоимости строительства новой скважины, то есть 6,6 млн руб. Начальный дополнительный суточный дебит по способу в среднем составил 15,1 т/сут, дополнительная годовая добыча на один боковой ствол с учетом падения в среднем равна 5,569 тыс. т.Только за счет уменьшения стоимости уплотнения сетки на один боковой ствол (второй забой скважины) экономия за 10 лет при дополнительной добычи 43,5 тыс. т, цене на нефть 8,5 тыс. руб., себестоимости (с учетом затрат на зарезку бокового ствола и затрат на оборудование одновременно-раздельной эксплуатации) 5,8 тыс. руб./т составит:

Э=(Ц-С) ΔQ_H=(8,5-5,8)·43,5=117,45 млн руб.,

где ΔQ_H - дополнительная добыча нефти, тыс. т,

Ц - цена нефти, тыс.руб. т,

С - себестоимость добычи одной тонны нефти, тыс. руб./т с учетом затрат на зарезку и оборудование одновременно-раздельной эксплуатации.

Нефтеотдача разрабатываемого участка залежи увеличилась на 3,5% и составила 39%. Применение технологии по прототипу позволило увеличить нефтеотдачу лишь на 0,25%.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи залежи и снижения затрат на уплотнение сетки скважин.