СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ, ПРЕДСТАВЛЕННОГО НЕОДНОРОДНЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ Российский патент 1997 года по МПК E21B43/30 E21B43/20 

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, имеющих в своем разрезе неоднородные коллекторы.

Известен способ разработки нефтяного месторождения путем бурения горизонтальных и вертикальных скважин [1]
Недостатком способа является низкий коэффициент нефтеизвлечения в неоднородных коллекторах вследствие неравномерности вытеснения.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки нефтяного месторождения, согласно которому многопластовое нефтяное месторождение разбуривают вертикальными и горизонтальными скважинами со вскрытием всех пластов [2]
Существенным недостатком этого способа является то, что в условиях неоднородного коллектора происходит неравномерная выработка пластов по площади и толщине из-за различия скоростей фильтрации и расстояний от источника заводнения до горизонтальных стволов добывающих скважин. Это приводит к добыче большого количества воды и, как следствие, к низкому нефтеизвлечению.

Целью изобретения является повышение коэффициента нефтеизвлечения за счет более равномерного вытеснения нефти агентом.

Цель достигается описываемым способом разработки нефтяного месторождения, представленного неоднородными коллекторами, включающим разбуривание его системой нагнетательных и добывающих скважин с вертикальными и горизонтальными стволами.

Новым является то, что 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.

На чертеже представлена схема одного из вариантов размещения горизонтальных и вертикальных нагнетательных и добывающих скважин по предлагаемому способу.

Способ осуществлют в следующей последовательности.

Месторождение, представленное неоднородными коллекторами, разбуривают вертикальными скважинами, которые в системе разработки в основном будут использованы как нагнетальные, по разреженной сетке. Разбуривание первоначальных вертикальных скважин позволяет уточнить геологическое строение месторождения и наметить размещение горизонтальных скважин. По данным исследования вертикальных скважин определяют распределение по площади толщины пласта, проницаемости и пористости. Затем размещают проектные нагнетательные и добывающие скважины так, чтобы в процессе разработки нефтяного месторождения фронт вытеснения подходил равномерно к горизонтальным стволам добывающих скважин. Для этого на схеме размещения проектных скважин в первую очередь проводят изолинии равной выработки в пластах так, чтобы расстояние от источника заводнения до этой линии в каждой его точке было обратно пропорционально запасам нефти и прямо пропорционально проводимости в каждом пласте. Затем на схеме около этой линии с обеих сторон проводят траектории горизонтальной части добывающих скважин в каждом пласте, образовывая спиралевидную кривую. В зависимости от толщины пласта может быть неполный виток или несколько витков в каждом пласте. При этом выдерживают определенное расстояние между стволами соседних горизонтальных скважин в одноименных пластах для того, чтобы не происходило преждевременное обводнение горизонтальных скважин друг от друга. Это расстояние рассчитывается с использованием гидродинамических моделей или принимается по данным промысловых испытаний и, как правило, оно равно 50-100 м. На гидродинамических моделях определяют застойные зоны и на этих участках размещают вертикальные добывающие скважины.

Залежь разбуривают согласно разработанной схеме размещения проектных скважин. Нагнетательные скважины пускают под закачку, добывающие под добычу, в том числе и горизонтальные. Происходит вытеснение нефти закачиваемым вытесняющим агентом. Горизонтальные скважины ввиду того, что они размещены на расстоянии прямо пропорционально проводимости пластов и обратно-пропорционально запасам, обеспечивают равномерное вытеснение по всей площади.

Закачиваемая вода от нагнетательной скважины, вытесняя нефть, двигается в сторону горизонтальной добывающей скважины. Скорость продвижения зависит от проводимости пласта и запасов нефти, сосредоточенных в этой зоне. Из-за неоднородности коллектора ее проводимость и запасы различные в разных направлениях. Поэтому происходит неравномерное вытеснение. Но согласно предлагаемому способу расстояние от источника заводнения до каждой точки горизонтального ствола устанавливают прямо пропорционально проводимости и обратно пропорционально запасам, что приводит к выравниванию времени подхода фронта воды во всех направлениях. То есть происходит одновременный подход вытесняющей жидкости к горизонтальному стволу скважины во всех точках. Благодаря этому исключается преждевременное обводнение части вскрытого интервала в высокопроводимых зонах до выработки запасов нефти. Происходит равномерное вытеснение с максимальным охватом. Кроме того, наличие частичного или полного витка, или нескольких витков стволов в каждом пласте обеспечивает равномерную выработку по толщине эксплуатационного объекта. Нефть вытесняется равномерно по всему объему залежи, снижается объем попутно добываемой вытесняющей жидкости и, как следствие, повышается нефтеизвлечение.

Пример конкретного выполнения.

Осуществление данного способа рассмотрим на примере разработки участка месторождения, сложенного двумя продуктивными пластами (см. фиг.1 и 2).

По результатам исследований скважин поисково-разведочного бурения на участке пробурили первоначальные вертикальные скважины (NN_скв. 1, 2, 3, 6, 7, 8, 11, 12 и 13) по сетке 1200 х 1200 м.

Определили в этих скважинах толщины, пористость, проницаемость и нефтенасыщенность пластов. Исследовали физико-химические свойства нефтей. Построили литологические карты пластов и подсчитали их запасы. Как известно, запасы нефти и проводимость зависят прямо пропорционально от эффективной нефтенасыщенной толщины пластов, поэтому в расчетах определения расстояний от источника заводнение до горизонтального ствола отношение проводимости к запасам заменили просто средней проницаемостью пластов.

Нашли точки встречи фронтов вытеснения в зоне между каждыми двумя нагнетательными скважинами. В рассматриваемом примере залежь состоит из двух пластов и поэтому это делается по каждому пласту. Искомую точку определили расчетным путем.

где l11-6

расстояние от скважины N 1 до точки встречи фронта между скважинами NN 1 и 6 по первому пласту;
Z_1-6 расстояние между скважинами NN 1 и 6;
K11 средняя проницаемость первого пласта в зоне скважины N 1;
K16 проницаемость первого пласта в зоне скважины N 6.

Определив эти точки между каждыми парами нагнетательных скважин построили изолинии встречи фронтов вытеснения по каждому пласту (см. чертеж). На чертеже изолинии по верхнему пласту изображены сплошной линией и пунктирной линией по нижнему пласту. Путем проведения параллельных кривых вдоль этих изолиний на расстоянии 25-50 м в сторону нагнетательной скважины построили траектории горизонтальных скважин в продуктивных пластах. В рассмотренном примере вокруг нагнетательной скважины N 7 получили спиралевидную кривую неправильной формы в два витка. Один виток в верхнем пласте и второй в нижнем пласте. Аналогичным образом получили траектории горизонтальных скважин и около других нагнетательных скважин (NN_скв. 1, 2, 3, 6, 8, 11, 12 и 13). В стягивающих застойных зонах разместили дополнительные добывающие скважины; в зависимости от формы этих зон скважины могут быть как вертикальные, так и горизонтальные различной формы. В рассмотренном примере из-за небольших размеров этих зон это четыре вертикальные добывающие скважины (N_скв. 4, 5, 9 и 10). Разбурили размещенные добывающие скважины согласно разработанной схеме и ввели их в эксплуатацию. Поступили нагнетальные скважины под закачку. При эксплуатации скважин до предельной обводненности добываемой продукции 98% коэффициент заводнения (K_з) составил 0,8; коэффициент охвата заводнением (K_охв) 0,95 и при коэффициенте вытеснения (K_в) 0,6 нефтеизвлечение составило 45,6% против 38,4% по известному способу, согласно которому K_з= 0,8; K_охв=0,8; K_в=0,6. Для рассмотренного участка при средних геологических запасах на скважину 850 тыс.т будет добыто дополнительно 61,2 тыс.т нефти.

Изобретение относится к области повышения коэффициента нефтеизвлечения за счет более равномерного вытеснения нефти агентом. В способе стволы горизонтальных скважин в продуктивной толще пласта бурят так, чтобы расстояние от источника заводнения до горизонтального ствола в каждой его точке было обратно пропорционально запасам нефти в этой зоне и прямо пропорционально проводимости пластов. В случае многопластовой залежи или большой толщине, ствол горизонтальной скважины проводят в виде нескольких витков. Закономерность, отмеченную выше соблюдают в каждом витке. 2 ил.

Способ разработки нефтяного месторождения, представленного неоднородными коллекторами, включающий разбуривание его системой нагнетательных и добывающих скважин с вертикальными и горизонтальными стволами, отличающийся тем, что 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.