СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Российский патент 2008 года по МПК E21B43/20 

Описание патента на изобретение RU2330948C1

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, к области разработки нефтяных месторождений, приуроченных к куполообразным поднятиям, и может быть использовано в заключительной стадии эксплуатации месторождений.

Известен способ разработки нефтяного месторождения (а.с. № 1606686, МПК7 Е21В 43/20, опубл. бюл. № 42 от 15.11.90 г.), включающий бурение сетки нагнетательных и добывающих скважин, закачку воды через нагнетательные скважины, добычу нефти через добывающие скважины, бурение дополнительных скважин, определение коэффициента нефтеотдачи, при этом с целью уменьшения количества дополнительно буримых скважин при сохранении проектной нефтеоотдачи поэтапно кратковременно останавливают часть работающих скважин с учетом послойной и зональной неоднородности, при этом для работающей группы скважин определяют нефтеотдачу для конечной стадии разработки, выбирают из различных вариантов групп скважин максимально необходимую нефтеотдачу для получения проектной нефтеоотдачи и на основе максимально необходимой нефтеоотдачи определяют сетку скважин по следующей зависимости:

,

где S - плотность сетки скважин;

А - коэффициент, характеризующий вытеснение нефти из охваченного дренированием объема месторождения;

В - коэффициент, характеризующий не охваченный вытеснением объем месторождения при различной плотности сетки скважин.

Недостатком данного способа является высокая вероятность ошибочного подсчета сетки скважин из-за неточного подбора коэффициентов в расчетной зависимости. Кроме того, данному способу присуща низкая нефтеотдача из-за неохваченных разработкой целиков нефти в зонах вершин куполообразных поднятий.

Наиболее близким по достигаемому результату является способ разработки нефтяного месторождения (варианты) (патент RU № 2254457, МПК Е21В 43/20, 43/30 опубл. в бюл. № 17 от 20.06.2005 г.).

Согласно первому варианту способ разработки нефтяного месторождения включает бурение нагнетательных и добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, добычу нефти через добывающие скважины, выделение участков куполообразных поднятий, превышающих абсолютные отметки пласта, размещение на этих участках дополнительных скважин, отличается тем, что проектируют размещение скважин на вершинах куполообразных поднятий даже и с нарушением равномерности проектной сетки скважин, а после полного разбуривания сетки скважин и в случае уточнения по данным пробуренных скважин местонахождения вершин куполообразных поднятий бурят с ближайших скважин боковые стволы в сторону уточненных вершин куполообразных поднятий, контролирующих месторождение, причем в ближайших скважинах и боковых стволах, размещенных на вершинах куполообразных поднятий, вскрывают интервал продуктивного пласта между абсолютной отметкой кровли в этой скважине и абсолютной отметкой, соответствующей кровле в ближайшей скважине.

Согласно второму варианту способ разработки нефтяного месторождения включает бурение нагнетательных и добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, добычу нефти через добывающие скважины, выделение участков куполообразных поднятий, превышающих абсолютные отметки пласта, размещение на этих участках дополнительных скважин, отличается тем, что проектируют размещение скважин на вершинах куполообразных поднятий даже с нарушением равномерности проектной сетки скважин, а после полного разбуривания сетки скважин и в случае уточнения по данным пробуренных скважин местонахождения вершин куполообразных поднятий бурят с ближайших скважин боковые стволы в сторону уточненных вершин куполообразных поднятий, контролирующих месторождение, причем в ближайших скважинах и боковых стволах, размещенных на вершинах куполообразных поднятий, когда абсолютная отметка кровли продуктивного пласта по ближайшим скважинам ниже отметки подошвы продуктивного пласта в боковых стволах, вскрывают весь пласт.

Недостатком данного способа является сложность его осуществления, поскольку для разработки нефтяного месторождения по предложенному способу боковые стволы бурят из ближайших скважин в сторону уточненных вершин куполообразных поднятий, при этом в ближайших скважинах и боковых стволах, размещенных на вершинах куполообразных поднятий, необходимо вскрывать интервал продуктивного пласта между абсолютной отметкой кровли в этой скважине и абсолютной отметкой, соответствующей кровле в ближайшей скважине, либо когда абсолютная отметка кровли продуктивного пласта по ближайшим скважинам ниже отметки подошвы продуктивного пласта в боковых стволах, вскрывают весь пласт. В связи с вышеизложенным, небольшая неточность в ориентации пробуриваемых из ближайших скважин в сторону уточненных вершин куполообразных поднятий боковых стволов может привести к низкой эффективности осуществления способа.

Задачей изобретения является снижение материальных и финансовых затрат на осуществление способа и повышение эффективности разработки нефтяного месторождения.

Поставленная задача решается способом разработки нефтяного месторождения, включающим бурение нагнетательных и добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, добычу нефти через добывающие скважины, выделение участков куполообразных поднятий, превышающих абсолютные отметки продуктивного пласта, с определением границ остаточной нефти в них, размещение на этих участках дополнительных скважин даже с нарушением равномерности проектной сетки, с последующим бурением боковых стволов в сторону вершин куполообразных поднятий и вскрытием этого участка продуктивного пласта.

Новым является то, что бурение боковых стволов в продуктивном пласте осуществляют из его водоносной части, причем скважины с боковыми стволами используют как добывающие скважины до снижения дебита нефти ниже экономически рентабельной величины, после чего боковые стволы, находящиеся в водоносной части пласта, вскрывают на длину от границы остаточной нефти, определяемую по формуле

Lв=Lн·(μвн),

где Lв - длина вскрытого участка бокового ствола, находящегося в водоносной части пласта, м;

Lн - длина вскрытого участка бокового ствола, находящегося в части пласта с остаточной нефтью, м;

μв - вязкость воды, сПа·с;

μн - вязкость остаточной нефти, сПа·с,

после чего скважины с боковыми стволами переводят в нагнетательные.

Новым является также то, что боковые стволы или их часть выполнены в виде разветвленных стволов в пределах куполообразного поднятия.

На чертеже изображена схема осуществления предлагаемого способа разработки нефтяного месторождения.

Способ разработки нефтяного месторождения включает бурение нагнетательных 1 и добывающих 2 скважин. После чего производят закачку рабочего агента в нагнетательные 1 скважины и добычу нефти из добывающих 2 скважин. По истощению запасов нефти в продуктивном пласте (не показано) производят выделение участков куполообразных поднятий 3, превышающих абсолютные отметки продуктивного пласта с определением границ остаточной нефти 4 в них и размещают на участках куполообразных поднятий 3 дополнительные скважины 5, даже с нарушением равномерности проектной сетки. Затем в дополнительных скважинах 5 бурят боковые стволы 6 в сторону вершин 7 (на фиг. показано условно) куполообразных поднятий 3 и вскрывают этот участок продуктивного пласта, причем бурение боковых стволов 6 в продуктивном пласте осуществляют из его водоносной части 8. После чего скважины с боковыми стволами 6 используют как добывающие скважины до снижения дебита нефти ниже экономически рентабельной величины, при этом боковые стволы 6, находящиеся в водоносной части 8 пласта вскрывают на длину от границы остаточной нефти 4, определяемую по формуле:

Lв=Lн·(μвн),

где Lв - длина вскрытого участка бокового ствола, находящегося в водоносной части пласта, м;

Lн - длина вскрытого участка бокового ствола, находящегося в части пласта с остаточной нефтью, м;

μв - вязкость воды, сПа·с;

μн - вязкость остаточной нефти, сПа·с,

после чего скважины с боковыми стволами 6 переводят в нагнетательные. Кроме того, боковые стволы 6 или их часть выполнены в виде разветвленных стволов 9 в пределах куполообразного поднятия 3.

Предлагаемый способ разработки нефтяного месторождения прост в осуществлении и достаточно эффективен, поскольку бурение боковых стволов из дополнительных скважин в сторону вершин куполообразных поднятий осуществляют из водоносной части продуктивного пласта, при этом боковые стволы, находящиеся в водоносной части пласта, вскрывают на длину от границы остаточной нефти расчетным путем, что не требует высокой точности ориентации боковых стволов.

Похожие патенты RU2330948C1

название год авторы номер документа
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 2006
  • Газизов Илгам Гарифзянович
  • Ахметшин Раис Асылгараевич
  • Абдулмазитов Рафиль Гиниятуллович
  • Рамазанов Рашит Газнавиевич
  • Страхов Дмитрий Витальевич
  • Зиятдинов Радик Зяузятович
  • Оснос Владимир Борисович
RU2330944C2
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 2006
  • Газизов Илгам Гарифзянович
  • Салихов Мирсаев Миргазямович
  • Абдулмазитов Рафиль Гиниятуллович
  • Рамазанов Рашит Газнавиевич
  • Страхов Дмитрий Витальевич
  • Зиятдинов Радик Зяузятович
  • Оснос Владимир Борисович
RU2330943C2
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 2006
  • Газизов Илгам Гарифзянович
  • Каюмов Малик Шафикович
  • Абдулмазитов Рафиль Гиниятуллович
  • Рамазанов Рашит Газнавиевич
  • Страхов Дмитрий Витальевич
  • Зиятдинов Радик Зяузятович
  • Оснос Владимир Борисович
RU2327860C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 2006
  • Газизов Илгам Гарифзянович
  • Рафиков Ринат Билалович
  • Абдулмазитов Рафиль Гиниятуллович
  • Рамазанов Рашит Газнавиевич
  • Страхов Дмитрий Витальевич
  • Зиятдинов Радик Зяузятович
  • Оснос Владимир Борисович
RU2330945C2
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (ВАРИАНТЫ) 2003
  • Файзуллин И.Н.
  • Рамазанов Р.Г.
  • Хисамова Р.М.
RU2254457C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 2012
  • Газизов Ильгам Гарифзянович
  • Рамазанов Рашит Газнавиевич
  • Вафин Рустем Фердинантович
  • Каримов Ильдар Сиринович
  • Идиятуллина Зарина Салаватовна
  • Оснос Лилия Рафагатовна
RU2506419C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 2009
  • Рамазанов Рашит Газнавиевич
  • Газизов Ильгам Гарифзянович
  • Страхов Дмитрий Витальевич
  • Зиятдинов Радик Зяузятович
  • Оснос Владимир Борисович
RU2395674C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 2011
  • Насыбуллин Арслан Валерьевич
  • Салимов Вячеслав Гайнанович
  • Салимов Олег Вячеславович
  • Зиятдинов Радик Зяузятович
RU2463443C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ 2011
  • Хисамов Раис Салихович
  • Идиятуллина Зарина Салаватовна
  • Плаксин Евгений Константинович
  • Рамазанов Рашит Газнавиевич
  • Салихов Айрат Дуфарович
  • Оснос Владимир Борисович
RU2454533C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 2010
  • Ибатуллин Равиль Рустамович
  • Файзуллин Илфат Нагимович
  • Рамазанов Рашит Газнавиевич
  • Страхов Дмитрий Витальевич
  • Зиятдинов Радик Зяузятович
  • Оснос Владимир Борисович
RU2418943C1

Реферат патента 2008 года СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, к области разработки нефтяных месторождений, приуроченных к куполообразным поднятиям, и может быть использовано в заключительной стадии эксплуатации месторождений. Обеспечивает снижение материальных и финансовых затрат на осуществление способа и повышение эффективности разработки нефтяного месторождения. Сущность изобретения: способ включает бурение нагнетательных и добывающих скважин. После этого производят закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и добычу нефти из добывающих скважин. По истощении запасов нефти в продуктивном пласте производят выделение участков куполообразных поднятий, превышающих абсолютные отметки продуктивного пласта, с определением границ остаточной нефти в них и размещают на участках куполообразных поднятий дополнительные скважины даже с нарушением равномерности проектной сетки. Затем в дополнительных скважинах бурят боковые стволы в сторону вершин куполообразных поднятий и вскрывают этот участок продуктивного пласта. При этом бурение боковых стволов в продуктивном пласте осуществляют из его водоносной части. После этого скважины с боковыми стволами использует как добывающие скважины до снижения дебита нефти ниже экономически рентабельной величины. Боковые стволы, находящиеся в водоносной части пласта, вскрывают на длину от границы остаточной нефти, которую определяют по аналитическому выражению. После этого скважины с боковыми стволами переводят в нагнетательные. Кроме того, боковые стволы или их часть выполняют в виде разветвленных стволов в пределах куполообразного поднятия. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Формула изобретения RU 2 330 948 C1

1. Способ разработки нефтяного месторождения, включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, добычу нефти через добывающие скважины, выделение участков куполообразных поднятий, превышающих абсолютные отметки продуктивного пласта, с определением границ остаточной нефти в них, размещение на этих участках дополнительных скважин даже с нарушением равномерности проектной сетки с последующим бурением боковых стволов в сторону вершин куполообразных поднятий и вскрытием этого участка продуктивного пласта, отличающийся тем, что бурение боковых стволов в продуктивном пласте осуществляют из его водоносной части, причем скважины с боковыми стволами используют как добывающие скважины до снижения дебита нефти ниже экономически рентабельной величины, после чего боковые стволы, находящиеся в водоносной части пласта, вскрывают на длину от границы остаточной нефти, определяемую по формуле

Lв=Lн·(μвн),

где Lв - длина вскрытого участка бокового ствола, находящегося в водоносной части пласта, м;

Lн - длина вскрытого участка бокового ствола, находящегося в части пласта с остаточной нефтью, м;

μв - вязкость воды, сПа·с;

μн - вязкость остаточной нефти, сПа·с,

после чего скважины с боковыми стволами переводят в нагнетательные.

2. Способ разработки нефтяного месторождения по п.1, отличающийся тем, что боковые стволы или их часть выполнены в виде разветвленных стволов в пределах куполообразного поднятия.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2008 года RU2330948C1

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (ВАРИАНТЫ) 2003
  • Файзуллин И.Н.
  • Рамазанов Р.Г.
  • Хисамова Р.М.
RU2254457C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА 1994
  • Сомов Владимир Федорович
  • Шевченко Александр Константинович
RU2078909C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ В КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ С КАРСТОВЫМИ ЯВЛЕНИЯМИ 2004
  • Хисамов Раис Салихович
  • Рамазанов Рашит Газнавиевич
  • Миронова Любовь Михайловна
  • Музалевская Надежда Васильевна
  • Шакирова Рузалия Талгатовна
RU2274736C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 2000
  • Кудинов В.И.
  • Богомольный Е.И.
  • Савельев В.А.
  • Малюгин В.М.
  • Струкова Н.А.
  • Просвирин А.А.
RU2159324C1
RU 2005118663 A, 27.12.2006
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА 1994
  • Сомов Владимир Федорович
  • Шевченко Александр Константинович
RU2078909C1
СПОСОБ СОЗДАНИЯ СИСТЕМЫ ФИЛЬТРАЦИИ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА ЧЕРЕЗ ДОБЫВАЮЩУЮ СКВАЖИНУ 2004
  • Райкевич С.И.
RU2260111C1
US 4834179 A, 30.05.1989.

RU 2 330 948 C1

Авторы

Абдулмазитов Рафиль Гиниятуллович

Рамазанов Рашит Газнавиевич

Страхов Дмитрий Витальевич

Зиятдинов Радик Зяузятович

Оснос Владимир Борисович

Даты

2008-08-10Публикация

2006-12-12Подача