Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородных нефтяных месторождений и может быть использовано для увеличения нефтеизвлечения и интенсификации разработки неоднородных нефтяных месторождений, находящихся на различных стадиях разработки, при любой сетке скважин.

Известен способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения [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.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому является способ разработки неоднородных нефтяных месторождений [Крылов А.П. Состояние теоретических работ по проектированию разработки нефтяных месторождений и задачи по улучшению этих работ: Сб. Опыт разработки нефтяных месторождений. Гостоптехиздат, 1957, с.116-139], включающий разбуривание его рядами добывающих и нагнетательных скважин по неравномерной сетке 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.

Способ позволяет повысить эффективность разработки неоднородных нефтяных месторождений на поздней стадии, при высокой степени обводненности первых рядов добывающих скважин (выше 98%) за счет приближения зоны нагнетания к зоне отбора и увеличения пластового давления в зоне отбора.

Недостатком известного способа является то, что часть извлекаемых запасов все же остается невовлеченной в разработку за счет неполной промывки зоны между нагнетательными и первыми добывающими рядами скважин, к моменту переноса нагнетания, по менее проницаемым пропласткам, а также расформирования зоны стягивания контура нефтеносности вследствие изменения кинематики потоков, из-за чего часть нефти вытесняется в промытую зону.

Технической задачей предлагаемого способа разработки неоднородных нефтяных месторождений является повышение эффективности разработки за счет доразработки зоны между нагнетательным и первыми добывающими рядами скважин и интенсификации отборов нефти в стягивающих рядах за счет приближения фронта закачки к зоне отбора.

Поставленная задача решается описываемым способом разработки неоднородного нефтяного месторождения, включающим разбуривание его рядами добывающих и нагнетательных скважин по неравномерной сетке, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины, отбор продукции из добывающих, 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 в скважинах первого добывающего ряда, направленного в сторону нагнетательного, при этом горизонтальный ствол проходит по пластам с наибольшей остаточной нефтенасыщенностью, причем скважины нагнетательного ряда осваивают под добывающие, а в ряду добывающих скважин через одну скважины осваивают под нагнетательные, остальные скважины в ряду работают как добывающие, которые при достижении предельно рентабельной обводненности осваивают также под нагнетательные.

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

По кинематике потоков зону между нагнетательным и первыми добывающими рядами скважин условно разделяют на две части. Первая - от забоя нагнетательных до конца боковых горизонтальных стволов. Вторая -приблизительно от конца боковых горизонтальных стволов до первых добывающих рядов, где фронт нагнетания изменяет свое направление на 90°. За счет уплотнения сетки и поворота фронта вытеснения в разработку вовлекаются зоны, не охваченные заводнением из-за прерывистости, зональной и послойной неоднородности пласта. 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 добывающего ряда, переведенные под отбор продукции после достижения предельно рентабельной обводненности.

Предлагаемый способ эффективен как на ранней стадии разработки (при относительно низкой степени обводненности), так и на поздней (при степени обводненности первых добывающий 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 осуществляется в следующей последовательности (совмещен с примером 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% в них пробурили боковые горизонтальные стволы на длину 1/3-2/3 (1000 м) расстояния между первым добывающим рядом и нагнетательным по пластам с наибольшей остаточной нефтенасыщенностью, при этом скважины нагнетательного ряда освоили под добывающие. В ряду добывающих скважин через одну скважину перевели под нагнетание, а остальные работали как добывающие. При достижении обводненности 98% и более эти скважины также перевели под нагнетательные.

Ожидаемая добыча нефти за весь срок разработки составила 7494 тыс.т при коэффициенте нефтеизвлечения 0,448 д.ед (по прототипу соответственно 7042 тыс.т и 0,421 д.ед).

Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа разработки неоднородного нефтяного месторождения складывается за счет повышения эффективности разработки, а именно вовлечения в эффективную выработку запасов зон, расположенных между добывающими и нагнетательными рядами, а также за счет возможности применения его на любой стадии разработки, при любой сетке скважин.