СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВОГО НЕОДНОРОДНОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ РАЗВЕТВЛЕННЫМИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ СКВАЖИНАМИ Российский патент 2008 года по МПК E21B43/20 

Предлагаемый способ относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области разработки нефтяных месторождений разветвленными горизонтальными скважинами, представленных неоднородными по проницаемости зонами.

Известен способ одновременно-раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов, включающий их разведку, бурение, исследование, выделение, перфорацию, спуск на колонне труб скважинной установки, состоящей из нескольких секций, разделенных пакером, освоение и эксплуатацию (патент РФ №2211311, Е21В 43/14, опубл. Бюл. №24 от 27.08.2003 г.). Для каждого выделенного эксплуатационного объекта изменяют и/или определяют его геолого-промысловые характеристики, подбирают технические параметры соответствующей ему секции, исследуют и регулируют режимы работы скважины и эксплуатационного объекта путем изменения его геолого-промысловых характеристик, и/или технических параметров, соответствующих ему или другим эксплуатационным объектам секций, и/или технико-технологических параметров скважинной установки, повторяют этот процесс до достижения оптимального режима, обеспечивающего максимальную добычу углеводородов или соответствующего максимальной углеводородоотдаче.

Известный способ недостаточно эффективен при разработке многопластового неоднородного нефтяного месторождения. Недостатком способа является низкий коэффициент охвата пласта воздействием.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения горизонтальными скважинами, включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин с вертикальными и горизонтальными и/или субгоризонтальными стволами при определенном размещении в каждом продуктивном пласте, бурение из горизонтальных и/или субгоризонтальных стволов горизонтальных и/или субгоризонтальных, и/или вертикальных разветвлений, закачку вытесняющей жидкости и добычу продукции скважины (патент РФ №2282022, Е21В 43/20, опубл. от 20.08.06 г., Бюл. №23). Согласно известному способу основной ствол горизонтальных и/или субгоризонтальных скважин располагают выше водонефтяного контакта на минимальном расстоянии, обеспечивающем безводный период эксплуатации скважин, а горизонтальные и/или субгоризонтальные, и/или вертикальные разветвления бурят по восходящему профилю с тем же азимутом, что и у основного горизонтального и/или субгоризонтального ствола, и/или с отходом от него в сторону кровли продуктивного пласта или пропластка. Способ позволяет увеличить нефтеизвлечение месторождения за счет увеличения безводного периода эксплуатации скважин.

Недостатком способа является то, что в условиях неоднородного многопластового месторождения происходит неравномерная выработка пластов с различной коллекторской характеристикой, что ведет к сокращению срока работы скважины, следовательно, к уменьшению отбора нефти.

Технической задачей предлагаемого способа является повышение нефтеизвлечения многопластового нефтяного месторождения с неоднородными по проницаемости зонами и увеличения продуктивности добычи за счет повышения охвата неоднородных пластов воздействием и равномерности выработки запасов нефти, снижение затрат на строительство дополнительных скважин.

Указанная задача достигается способом разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения горизонтальными скважинами, включающим бурение нагнетательных и добывающих скважин с вертикальными и горизонтальными и/или субгоризонтальными стволами при определенном размещении в каждом продуктивном пласте, бурением из горизонтальных и/или субгоризонтальных стволов горизонтальных и/или субгоризонтальных, и/или вертикальных разветвлений, закачку вытесняющей жидкости и добычу продукции скважины.

Новым является то, что при бурении горизонтальных и/или субгоризонтальных стволов определяют границы зон с различной проницаемостью, пересекаемых этими стволами, количество разветвлений определяют в зависимости, прямо пропорциональной запасам нефти, обратно пропорциональной проницаемости зон и из условия обеспечения равномерной выработки запасов месторождения, затем в горизонтальных и/или субгоризонтальных скважинах устанавливают пакер на границе зон, отличающихся проницаемостями в 1,5 и более раз, а отбор продукции осуществляют при поддержании забойного давления для каждой выбранной зоны.

Проведенные предварительные патентные исследования по патентному фонду, а также по фонду технической библиотеки института «ТатНИПИнефть» показали отсутствие идентичных или эквивалентных технических решений в сравнении с заявляемым способом. Это позволяет сделать вывод о соответствии его критерию «новизна» и «изобретательский уровень».

На фиг.1а представлена траектория разветвленной скважины на схематическом разрезе залежи.

На фиг.1б представлена схема размещения разветвленной горизонтальной скважины в продуктивных пластах.

Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности.

Одной из проблем нефтяной промышленности является повышение выработки запасов нефти на многопластовом неоднородном нефтяном месторождении.

Месторождение разбуривают редкой сеткой скважин, осуществляют его обустройство. Определяют тип месторождения и тип строения залежи. Производят закачку вытесняющей жидкости в нагнетательные скважины и добычу продукции скважины из добывающих скважин. В процессе эксплуатации производят замеры добычи нефти, воды и закачки воды. Уточняют геологическое строение залежи и емкостно-фильтрационные характеристики пластов, запасы нефти с использованием параметров пластов, полученных в результате бурения редкой сетки скважин. Определяют границу зон с наименьшей и наибольшей проницаемостью. Полученные результаты сопоставляют с данными геолого-гидродинамического моделирования с учетом текущих условий разработки.

С использованием полученной информации определяют размещение основного горизонтального и/или субгоризонтального ствола и горизонтальных, и/или субгоризонтальных, и/или вертикальных разветвлений горизонтальных и/или субгоризонтальных скважин как по разрезу пластов (фиг.1а), так и по площади залежи многопластового нефтяного месторождения (фиг.1б). Определяют размещение пакера в основном горизонтальном и/или субгоризонтальном стволе. Пакер размещают между зонами, отличающимися проницаемостью в 1,5 и более раз.

Выбор вида разветвленных скважин и их размещение зависит от геологического строения залежи.

Для маломощных пластов залежи целесообразно использовать, по крайней мере один горизонтальный ствол скважины с горизонтальными разветвлениями или горизонтальный ствол с субгоризонтальными разветвлениями, или аналогичный ствол с горизонтальными и субгоризонтальными разветвлениями.

Для пластов залежи толщиной выше 8 м или залежи массивного типа целесообразно использовать, по крайней мере, один субгоризонтальный ствол скважины с горизонтальными разветвлениями, или субгоризонтальный ствол с субгоризонтальными разветвлениями, или аналогичный ствол с вертикальными разветвлениями. Также возможно использовать варианты разветвленных скважин, рекомендуемых для маломощных пластов залежи, или комбинации рекомендуемых вариантов для маломощных и мощных пластов.

Выбор вида разветвлений зависит от геологического строения пласта, наличия водонефтяных зон и послойной неоднородности. При наличии водонефтяных зон размещение разветвлений будет направлено в сторону кровли продуктивного пласта и/или пропластка, в случае высокой послойной неоднородности направление разветвлений будет в сторону пластов с максимальными запасами.

Выбор количества разветвлений зависит от соотношения зон с различной проницаемостью. Количество разветвлений определяют в зависимости прямо пропорциональной запасам нефти, обратно пропорциональной проницаемости зон и из условия обеспечения равномерной выработки запасов месторождения.

Основной горизонтальный и/или субгоризонтальный ствол размещают в зонах с проницаемостью, отличающейся в 1,5 и более раз. Бурят разветвления, устанавливают пакер на границе зон с различной проницаемостью и производят спуск оборудования одновременно-раздельной эксплуатации. Размещают эти разветвленные горизонтальные скважины согласно вышеописанному профилю и пускают под добычу продукции.

Предлагаемый способ позволяет определить вид и точное количество разветвлений, разместить оборудование таким образом, что только в этих условиях возможна рациональная разработка залежи многопластового неоднородного нефтяного месторождения, обеспечивающая повышение охвата пласта и равномерную выработку запасов. При этом увеличивается продуктивность скважин и нефтеизвлечение залежи, а так же снижаются затраты на строительство дополнительных добывающих скважин.

Пример конкретного выполнения. Осуществление данного способа рассмотрим на примере разработки участка неоднородного месторождения. Участок разбурили редкой сеткой скважин, осуществили их обустройство. Произвели закачку воды в нагнетательные и добычу нефти из добывающих скважин. Произвели замеры добычи нефти, воды и закачки воды. Построили литологические карты и подсчитали запасы нефти, определили по характеристикам вытеснения извлекаемые запасы - 1600 тыс.т геологических и 800 тыс.т извлекаемых. Исследования показали, что участок состоит из двух зон с проницаемостью К=150 мД и К=300 мД. Проницаемость зон отличается в 2 раза, следовательно, количество разветвлений в зоне с проницаемостью К=150 мД будет в 2 раза больше, чем в зоне с проницаемостью К=300 мД. Пробурили горизонтальную добывающую скважину (1) от кровли пласта на всю глубину (фиг.1а), уточнили зоны с различной проницаемостью. Пробурили 2 горизонтальных разветвления в высокопроницаемой зоне (2) и 4 горизонтальных разветвления в низокопроницаемой зоне (3). Определили границу зон с наименьшей и наибольшей проницаемостью, на границе зон установили пакер и установили оборудование одновременно-раздельной эксплуатации (4). Обустроили разветвленную горизонтальную скважину и пустили в эксплуатацию.

При известном способе дебит разветвленной горизонтальной скважины составит 80 т/сут, что в 1,5 раза выше дебита окружающих скважин.

По предлагаемому способу дебит вырастет на 12,5% и составит 90 т/сут, так как оборудование ОРЭ позволяет поддерживать забойное давление для каждой из различных по проницаемости зон.

Э=ΔQн·(Ц-С)=34000 т · (3500 руб./т - 2000 руб./т)=51 млн.руб.

где ΔQн - дополнительная добыча нефти, тыс.т,

Ц - цена нефти, тыс.руб./т,

С - себестоимость добычи одной тонны нефти, тыс.руб./т, т.е. по предлагаемому способу в среднем в год будет добываться 3,4 тыс.т дополнительной нефти и экономия за 1 год составит 5,1 млн. руб.

Применение предлагаемого способа позволяет повысить нефтеизвлечение многопластового нефтяного месторождения с неоднородными по проницаемости зонами, увеличить продуктивность добычи за счет повышения охвата неоднородных пластов воздействием и равномерности выработки запасов нефти, улучшить технологические показатели разработки, снизить затраты на строительство дополнительных скважин.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, представленных многопластовыми неоднородными коллекторами. Обеспечивает повышение нефтеизвлечения за счет повышения охвата неоднородных пластов воздействием и равномерности выработки запасов нефти. Сущность изобретения: способ включает бурение нагнетательных и добывающих скважин с вертикальными и горизонтальными и/или субгоризонтальными стволами при определенном размещении в каждом продуктивном пласте, бурение из горизонтальных и/или субгоризонтальных стволов горизонтальных и/или субгоризонтальных, и/или вертикальных разветвлений, закачку вытесняющей жидкости и добычу продукции скважины. Согласно изобретению при бурении горизонтальных и/или субгоризонтальных стволов определяют границы зон с различной проницаемостью, пересекаемых этими стволами. Количество разветвлений определяют в зависимости, прямо пропорциональной запасам нефти, обратно пропорциональной проницаемости зон и из условия обеспечения равномерной выработки запасов месторождения. Затем в горизонтальных и/или субгоризонтальных скважинах устанавливают пакер на границе зон, отличающихся проницаемостями в 1,5 и более раз. Отбор продукции осуществляют при поддержании забойного давления для каждой выбранной зоны. 2 ил.

Способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения горизонтальными скважинами, включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин с вертикальными и горизонтальными и/или субгоризонтальными стволами при определенном размещении в каждом продуктивном пласте, бурение из горизонтальных и/или субгоризонтальных стволов горизонтальных, и/или субгоризонтальных, и/или вертикальных разветвлений, закачку вытесняющей жидкости и добычу продукции скважины, отличающийся тем, что при бурении горизонтальных и/или субгоризонтальных стволов определяют границы зон с различной проницаемостью, пересекаемых этими стволами, количество разветвлений определяют в зависимости, прямо пропорциональной запасам нефти, обратно пропорциональной проницаемости зон и из условия обеспечения равномерной выработки запасов месторождения, затем в горизонтальных и/или субгоризонтальных скважинах устанавливают пакер на границе зон, отличающихся проницаемостями в 1,5 и более раз, а отбор продукции осуществляют при поддержании забойного давления для каждой выбранной зоны.