СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Предлагаемый способ относится к области разработки нефтяных месторождений, представленных неоднородными коллекторами.

Известен способ разработки нефтяного месторождения с неоднородными пластами путем бурения проектного числа нагнетательных и добывающих скважин, заводнения пласта и извлечения нефти на поверхность с последующем бурением некоторого небольшого числа добывающих скважин, учитывающих неоднородность пласта (М.И.Максимов. "Геологические основы разработки нефтяных месторождений". М.: Недра, 1975 г.).

Недостатком этого способа является низкая нефтеотдача пласта, связанная с неполным охватом пластов вытеснением из-за незнания неоднородности коллекторов и насыщающих флюидов на первоначальном этапе проектирования.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки неоднородного нефтяного месторождения, включающий бурение нагнетательных и добывающих вертикальных и горизонтальных скважин, заводнение пласта и извлечение нефти на поверхность, уточнение геологического строения по результатам бурения и моделирования и бурение дополнительных скважин с горизонтальным стволом или горизонтальных стволов со старых скважин (см. патент РФ №2101475, МПК Е 21 В 43/20, БИ №1, 1998 г.).

Недостатком способа является неполный охват пластов заводнением из-за невозможности извлечения нефти, расположенной вдоль границ зон замещения коллекторов.

Технической задачей предлагаемого способа является повышение нефтеизвлечения за счет вовлечения в разработку застойных зон нефти, расположенных вдоль границ зон замещения коллекторов.

Указанная задача достигается описываемым способом разработки неоднородного нефтяного месторождения, включающим бурение нагнетательных и добывающих скважин, заводнение пласта и извлечение нефти на поверхность, уточнение геологического строения по результатам бурения и моделирования и бурение дополнительных скважин с горизонтальным стволом или горизонтальных стволов со старых скважин.

Новым является то, что определяют расположение границ зон замещения коллекторов, дополнительно рассчитывают количество неподвижной нефти, сосредоточенной вблизи границ зон замещения коллекторов, затем осуществляют бурение горизонтальных стволов со старых скважин, расположенных вблизи границ зон замещения коллекторов и/или новых скважин с горизонтальным стволом в этой зоне, причем горизонтальные стволы бурят в направлении, перпендикулярном границе зоны замещения.

Из известных научно-технических и патентных источников не известно использование предлагаемых существенных признаков, выполняющих аналогичную задачу.

На чертеже представлена схема размещения на участке залежи проектных скважин (а) и горизонтальных стволов со старых скважин (б), вскрывших остаточные зоны нефти в нефтяном пласте, расположенных вдоль границы зон замещения.

Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности.

Месторождение разбуривают по проектной сетке скважин, осуществляют его обустройство. Производят закачку воды в нагнетательные и добычу нефти из добывающих скважин. В процессе эксплуатации производят замеры добычи нефти и воды. Уточняют геологическое строение и запасы нефти с использованием параметров пластов после полученных в результате бурения проектного фонда скважин. Уточняют границы зон замещения коллекторов. После достижения периода падающей добычи определяют подвижные запасы с использованием характеристик вытеснения. Сопоставляя запасы, подсчитанные объемным методом и по характеристикам вытеснения, определяют наличие и количество неподвижной нефти, сосредоточенные вблизи зон замещения коллекторов.

Бурение дополнительных горизонтальных скважин и/или горизонтальных стволов в направлении зон замещения позволяет уточнить границы этих зон, следовательно, и запасы нефти вблизи них. Ввод этих горизонтальных скважин позволяет ввести в разработку дополнительные запасы нефти, находящиеся вблизи зон замещения.

Размещают новые скважины с горизонтальным стволом и/или горизонтальные стволы со старых скважин, расположенных вблизи границ зон замещения коллекторов таким образом, чтобы горизонтальный ствол в продуктивной части был пробурен в направлении, перпендикулярном границам зон замещения коллекторов. В процессе работы ввиду образования дополнительного градиента давления в застойных зонах происходит движение ранее неподвижной нефти к этим скважинам. Это приводит к повышению нефтеизвлечения.

Пример конкретного выполнения

Участок месторождения разбурили проектной сеткой скважин (фиг.1а 1, 2), осуществили его обустройство. Произвели закачку воды в нагнетательные 1 и добычу нефти из добывающих скважин 2. Произвели замеры добычи нефти, воды и закачки. Построили литологические карты и подсчитали запасы нефти, определили по характеристикам вытеснения извлекаемые запасы. На участке - 2145 тыс.т. геологических и 1072 тыс.т. извлекаемых запасов. На этом участке значительные зоны (около 30%) оказались не коллектором. Добыто 600 тыс.т. нефти. Обводненность добываемой продукции достигала 50%. Провели моделирование участка с использованием математических моделей двухфазной фильтрации в двумерной области. Определили области наименьших градиентов давления. Определили расположение границ зон замещения коллекторов. Определили, что застойные зоны образовались вдоль границы зоны замещения коллекторов 5. Со скважин, находящихся в непосредственной близости от зон замещения коллекторов пробурили горизонтальные стволы 3, направленные перпендикулярно границе зон замещения коллекторов (фиг.1б). Пустили их в добычу. Определили извлекаемые запасы с использованием характеристик вытеснения. Извлекаемые запасы возросли на 20% и составили 3200 тыс.т., против 2604 тыс.т., определенных до бурения горизонтальных стволов. Дополнительная добыча составит 525 тыс.т. Народно-хозяйственная ценность этой дополнительно добытой нефти составит (при цене на нефть 3500 руб за тону) 1,8375 млрд руб. (за 30 лет). Дополнительные затраты на бурение боковых стволов 4 составит 24 млн руб., эксплуатационные затраты на добычу дополнительно добытой нефти составят, при производственных расходах на добычу нефти 2 тыс. рублей за тонну:

525000·2000=1050 млн руб.

Экономия за весь период работ составит

1837,5-1050=787,5 млн руб.

Среднегодовой экономический эффект составит 26,25 млн руб., на 1 скважину - 6,56 млн руб.