СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородных нефтяных месторождений, и может быть использовано для интенсификации разработки неоднородных нефтяных месторождений, находящихся на различных стадиях разработки, при любой сетке скважин в случае, когда запроектированная система разработки не обеспечивает поддержание пластового давления на проектном уровне.

Известен способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения [см. патент RU №1606687 от 30.11.88 г, кл Е 21 В 43/20, опубл. БИ №42 от 15.11.90 г.], включающий размещение скважин по основному пласту, закачку воды в основной и прерывистые пласты через нагнетательные скважины и добычу нефти через добывающие скважины основного и прерывистых пластов с последующим переводом добывающих скважин на конечной стадии под закачку воды на прерывистые пласты, при этом перевод под нагнетание добывающих скважин на конечной стадии осуществляют по мере их обводнения по основному пласту при наличии в разрезе этих скважин не менее одного прерывистого пласта, причем перевод добывающих скважин под нагнетание производят вдоль периметра участка с максимальным количеством вскрытых пластов.

Достоинством способа является то, что эффективность разработки повышается за счет увеличения охвата пласта заводнением.

Однако значительная часть извлекаемых запасов остается не вовлеченной в разработку, так как при 3-рядной системе разработки зоны между нагнетательными и добывающими рядами остаются не вовлеченными в разработку.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки неоднородного нефтяного месторождения, включающий разбуривание его по рядной неравномерной сетке с расстоянием от нагнетательных до добывающих рядов, превышающим расстояние между добывающими рядами, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины, отбор продукции из добывающих, отключение добывающих скважин первых рядов при обводнении ниже предельно-рентабельного и перенос фронта закачки вытесняющего агента в первые ряды добывающих скважин [см. книгу Крылова А.П. "Состояние теоретических работ по проектированию разработки нефтяных месторождений и задачи по улучшению этих работ. Сб. Опыт разработки нефтяных месторождений". Гостоптехиздат, 1957 г, с.116-139].

Приближение нагнетания к зоне отбора приводит к увеличению текущих отборов (≈8%) и сокращению сроков разработки (≈23%). Известный способ дает положительные результаты при очень высокой степени обводненности первых добывающих рядов (выше 98%), что происходит на поздней стадии разработки.

Однако на практике часто возникает необходимость усилить систему воздействия на более ранней стадии разработки из-за высоких темпов падения пластового давления, что ухудшает технико-экономические показатели разработки.

Кроме того, часть извлекаемых запасов (3-5%) все же остается не вовлеченной в разработку из-за потерь запасов нефти, находящихся в зоне между нагнетательными и первыми добывающими рядами скважин, обусловленных неполной промывкой зоны к моменту переноса нагнетания.

Технической задачей предлагаемого способа разработки неоднородных нефтяных месторождений является повышение эффективности разработки за счет доразработки зоны между нагнетательными и первыми добывающими рядами скважин и интенсификации отборов нефти в стягивающих рядах за счет приближения фронта закачки к зоне отбора без нарушения сложившейся кинематики потоков и поддержания пластового давления на проектном уровне.

Поставленная задача решается описываемым способом, включающим разбуривание месторождения по рядной неравномерной сетке скважин с расстоянием от нагнетательных до добывающих рядов, превышающим расстояние между добывающими рядами, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины, отбор продукции из добывающих и перенос фронта закачки вытесняющего агента к зоне отбора.

Новым является то, что перенос фронта закачки вытесняющего агента к зоне отбора производят путем бурения боковых горизонтальных стволов во всех скважинах нагнетательного ряда и направленных в сторону добывающего ряда по пластам и зонам с наибольшей остаточной нефтенасыщенностью, затем из них выделяют скважины, горизонтальные стволы которых проходят по пластам и зонам с меньшей нефтенасыщенностью, и возобновляют закачку вытесняющего агента, а остальные скважины переводят в категорию добывающих и эксплуатируют их при забойных давлениях ниже давления насыщения до достижения предельно-рентабельной обводненности, после чего возобновляют закачку вытесняющего агента по всем скважинам нагнетательного ряда, при этом ряды добывающих скважин эксплуатируют в обычном режиме.

Механизм процессов, происходящих в пласте при использовании предлагаемого способа, заключается в следующем.

По кинематике потоков зону между нагнетательным и первыми добывающими рядами скважин можно условно разделить на две части. Первая - от забоя нагнетательных до конца боковых горизонтальных стволов, где фронт нагнетания изменяет свое направление на 90°. Вторая - приблизительно от конца боковых горизонтальных стволов до первых добывающих рядов. В этой части кинематика потоков не нарушается и не происходит расформирование зоны стягивания контура нефтеносности. Вытеснение будет происходить из менее нефтенасыщенной к более нефтенасыщенной зоне, тем самым исключается вытеснение нефти в промытую зону. За счет приближения фронта закачки к зоне отбора увеличивается скорость фильтрации, следовательно, увеличивается охват вытеснением и величина нефтеизвлечения. При этом давление нагнетания устанавливают из условия заданной компенсации отбора жидкости закачкой воды, т.е. из условия поддержания пластового давления на проектном уровне. Дальнейшая интенсификация системы заводнения осуществляется за счет возобновления закачки в скважины, переведенные под отбор продукции после достижения или предельно-рентабельной обводненности.

Предлагаемый способ эффективен как на ранней стадии разработки (при относительно низкой степени обводненности), так и на поздней (при степени обводненности первых добывающих рядов выше 98%).

Из доступных источников патентной и научно-технической литературы не известна заявляемая совокупность отличительных признаков. Следовательно, предлагаемый способ отвечает критерию изобретения "изобретательный уровень".

Способ осуществляют в следующей последовательности.

На месторождении нефти, представленном неоднородными коллекторами, разбуренном по рядной неравномерной сетке скважин с расстоянием от нагнетательных до добывающих рядов, превышающим расстояние между добывающими рядами, в случае, если запроектированная система разработки не обеспечивает поддержания пластового давления на проектном уровне, в скважинах нагнетательного ряда на любой стадии разработки бурят боковые горизонтальные стволы, направленные в сторону добывающих скважин. Горизонтальные стволы проводят по зонам с наибольшей остаточной нефтенасыщенностью на длину от 1/3 до 2/3 расстояния между нагнетательным и первыми добывающими рядами. Осуществляют закачку вытесняющего агента в боковые горизонтальные стволы скважин нагнетательного ряда с наименьшей остаточной нефтенасыщенностью, остальные переводят в категорию добывающих и эксплуатируют их при забойных давлениях ниже давления насыщения до достижения предельно-рентабельной обводненности (98%). Затем эти скважины опять переводят в категорию нагнетательных, возобновляют в них закачку вытесняющего агента. Ряды добывающих скважин эксплуатируют в обычном режиме.

Пример конкретного выполнения.

Залежь нефти в терригенных отложениях площадью 9 км² с балансовыми запасами 16728 тыс. т разбурили по трехрядной неравномерной сетке скважин с расстоянием от нагнетательных до добывающих рядов, равным 1500 м, а между добывающими рядами и между скважинами в ряду - 500 м. Пробурено 20 скважин, в т.ч. 12 добывающих и 8 нагнетательных. Плотность сетки скважин составляла 45 га/скв.

Начальное пластовое давление на залежи равно 19 МПа, температура 40°С, давление насыщения нефти газом 8,75 МПа. Вязкость нефти в пластовых условиях 3,34 мПа·с, воды 1,94 мПа·с, плотность нефти 862 кг/м³, газовый фактор 90,6 м³/т. Забойное давление в добывающих скважинах поддерживали на уровне давления насыщения и равнялось 8,8 МПа, в нагнетательных скважинах - 19,0 МПа.

При обводненности продукции первых рядов добывающих скважин выше 98% нагнетательные скважины остановили и в них пробурили боковые стволы в направлении зон отбора в обе стороны длиной 1000 м. Возобновили закачку вытесняющего агента в скважины нагнетательного ряда, а остальные перевели в категорию добывающих и эксплуатировали их при забойных давлениях Р₃=0,7 Р_нас до достижения обводнения выше 98%, после чего перевели их опять в категорию нагнетательных и возобновили закачку вытесняющего агента.

Ожидаемая добыча нефти за весь срок разработки составила 7260 тыс.т при коэффициенте нефтеизвлечения 0,434 д.ед (по прототипу соответственно 6708 тыс.т и 0,401 д.ед).

Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа разработки неоднородного нефтяного месторождения складывается за счет повышения нефтеизвлечения в зоне от нагнетательного ряда до первых рядов добывающих скважин, а также за счет возможности применения его на любой стадии разработки, при любой сетке скважин.