СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Российский патент 2014 года по МПК E21B43/14 E21B43/30 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяных месторождений с залежами нефти в карбонатных и терригенных коллекторах.

Известен способ разработки многопластового нефтяного месторождения, согласно которому ведут отбор нефти через добывающие скважины с нижнего продуктивного горизонта, закачку рабочего агента в нижний продуктивный горизонт, отбор нефти через добывающие скважины с верхнего продуктивного горизонта и уплотнение сетки скважин верхнего горизонта. Отбор нефти через добывающие скважины с верхнего продуктивного горизонта ведут до снижения пластового давления на 10-40%, при уплотнении сетки скважин на нагнетательных скважинах, работающих на нижний горизонт, производят перфорацию в интервале верхнего горизонта. Производят одновременно-раздельную закачку рабочего агента в нижний и верхний горизонты. При закачке на верхний горизонт задают объем закачки, равный необходимому объему компенсации по участку, и прослеживают влияние по реагирующим добывающим скважинам. При наличии влияния, подтверждаемого ростом текущего забойного давления на добывающих скважинах не менее 10%, производят ограничение закачки по расходу по нагнетательной скважине на 20-80% от первоначального и производят интенсификацию отбора по реагирующим добывающим скважинам (Патент РФ №2474676, опубл. 10.02.2013).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки многопластового нефтяного месторождения, в котором производят выделение эксплуатационных объектов, определение сетки размещения добывающих и нагнетательных скважин, бурение скважин, добычу нефти из добывающих скважин и закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины. Срок выработки запасов месторождения приближают к среднему сроку гарантированной службы скважин, при котором по техническим причинам ликвидируют не более 20% эксплуатационного фонда скважин. Для этого осуществляют бурение общей сквозной сетки скважин для группы залежей месторождения с увеличением количества скважин и ускорением сроков разработки. При этом эксплуатацию месторождения осуществляют всем фондом эксплуатационных скважин путем последовательного отбора продукции из индивидуальной залежи или группы залежей месторождения, объединенных перемычками неколлектора, толщиной не более 30 м, в порядке убывания их продуктивности, начиная с максимально продуктивных (Патент РФ №2307923, опубл. 10.10.2007 - прототип).

Недостатком известных технических решений является неравномерная выработка запасов нефти в целом по месторождению и, как следствие, низкая нефтеотдача месторождения.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи месторождения за счет оптимизации системы разработки.

Задача решается тем, что в способе разработки многопластового нефтяного месторождения, включающем выделение эксплуатационных объектов, размещение добывающих и нагнетательных скважин, добычу нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, согласно изобретению в качестве эксплуатационных объектов выделяют четыре объекта: два терригенных и два карбонатных, в конце второй стадии разработки месторождения при начале снижения максимальных годовых показателей добычи нефти на месторождении выполняют мероприятия по годам, считая с первого года начала реализации способа, в первый год бурят две вертикальные добывающие и одну нагнетательную скважины на первый объект, выполняют проводку одного бокового ствола на четвертом объекте из существующей пьезометрической скважины, переводят под закачку воды одну добывающую скважину по второму объекту, вводят в качестве добывающей одну пьезометрическую скважину по первому объекту, во второй год переводят под закачку одну скважину по второму объекту, одну скважину оборудуют установкой для внутрискважинной перекачки с одного горизонта на другой в пределах первого объекта, одну скважину оборудуют установкой для одновременно-раздельной добычи с первого и второго объектов, на третий год переводят под закачку одну скважину по первому объекту, одну скважину оборудуют установкой для одновременно-раздельной закачки на первый и второй объекты, две скважины оборудуют установкой для одновременно-раздельной добычи: одну с первого и второго объектов и одну с четвертого и первого объектов, выполняют проводку одного бокового горизонтального ствола на первом объекте из существующей добывающей скважины, вводят в качестве добывающей одну пьезометрическую скважину по третьему объекту, на четвертый год бурят одну вертикальную добывающую скважину на четвертый объект, на пятый год переводят одну скважину с третьего объекта на четвертый под добычу, на восьмой год выполняют проводку одного бокового горизонтального ствола на первом объекте из существующей добывающей скважины.

Дополнительно проводят комплекс методов увеличения нефтеотдачи (МУН): для ограничения водопритока с помощью тампонирования водонасыщенных пропластков закачивают высокопрочные полимерные системы ВПСД, для повышения выработки обводненных неоднородных по проницаемости продуктивных пластов закачивают вязкоупругую коллоидную систему на основе жидкого стекла ВУКСЖС, для глубокой комплексной обработки призабойной зоны применяют композицию СНПХ-9030, для ограничения притока воды обрабатывают реагентом СНПХ-9633, для стимуляции отбора продукции обрабатывают кислотным составом медленного действия КСМД, для ограничения притока воды закачивают композиции на основе синтетической смолы КФС, для повышения производительности скважин применяют термоимплозионный способ обработки призабойной зоны пластов с применением устройства термоимплозионного УТИ-1, оснащенного термогазогенератором СТГГ-80.

Сущность изобретения

На нефтеотдачу нефтяного месторождения основное влияние оказывает созданная система разработки. Существующие технические решения системы разработки для рассматриваемых условий не в полной мере позволяют отбирать нефть из залежей объектов месторождения. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи месторождения.

Задача решается следующим образом.

При разработке многопластового нефтяного месторождения выделяют эксплуатационные объекты, размещают добывающие и нагнетательные скважины, добывают нефть через добывающие скважины и закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины. В качестве эксплуатационных объектов выделяют четыре объекта: два терригенных и два карбонатных. В конце второй стадии разработки месторождения при начале снижения максимальных годовых показателей добычи нефти на месторождении выполняют мероприятия по годам, считая с первого года начала реализации способа, в первый год бурят две вертикальные добывающие и одну нагнетательную скважины на первый объект, выполняют проводку одного бокового ствола на четвертом объекте из существующей пьезометрической скважины, переводят под закачку воды одну добывающую скважину по второму объекту, вводят в качестве добывающей одну пьезометрическую скважину по первому объекту, во второй год переводят под закачку одну скважину по второму объекту, одну скважину оборудуют установкой для внутрискважинной перекачки с одного горизонта на другой в пределах первого объекта, одну скважину оборудуют установкой для одновременно-раздельной добычи с первого и второго объектов, на третий год переводят под закачку одну скважину по первому объекту, одну скважину оборудуют установкой для одновременно-раздельной закачки на первый и второй объекты, две скважины оборудуют установкой для одновременно-раздельной добычи: одну с первого и второго объектов и одну с четвертого и первого объектов, выполняют проводку одного бокового горизонтального ствола на первом объекте из существующей добывающей скважины, вводят в качестве добывающей одну пьезометрическую скважину по третьему объекту, на четвертый год бурят одну вертикальную добывающую скважину на четвертый объект, на пятый год переводят одну скважину с третьего объекта на четвертый под добычу, на восьмой год выполняют проводку одного бокового горизонтального ствола на первом объекте из существующей добывающей скважины.

Дополнительно проводят комплекс методов увеличения нефтеотдачи: для ограничения водопритока с помощью тампонирования водонасыщенных пропластков закачивают высокопрочные полимерные системы ВПСД, для повышения выработки обводненных неоднородных по проницаемости продуктивных пластов закачивают вязкоупругую коллоидную систему на основе жидкого стекла ВУКСЖС, для глубокой комплексной обработки призабойной зоны применяют композицию СНПХ-9030, для ограничения притока воды обрабатывают реагентом СНПХ-9633, для стимуляции отбора продукции обрабатывают кислотным составом медленного действия КСМД, для ограничения притока воды закачивают композиции на основе синтетической смолы КФС, для повышения производительности скважин применяют термоимплозионный способ обработки призабойной зоны пластов с применением устройства термоимплозионного УТИ-1, оснащенного термогазогенератором СТГГ-80.

На фиг.1 представлены карты с мероприятиями по кыновскому объекту, на фиг.2 - по турнейско-заволжскому объекту, на фиг.3, 4, 5 - по тульскому горизонту, на фиг.6, 7 - по бобриковскому горизонту.

Способ реализуют следующим образом.

Месторождение разрабатывают с поддержанием пластового давления, разработка находится на 2 стадии. Месторождение разбурено редкой сеткой скважин. Выделяют четыре объекта разработки снизу вверх, в таком же порядке осуществляют его разработку. Нижний объект расположен на максимальной глубине, приурочен к девонской системе, далее идут два объекта на средней глубине, приурочены к девону и/или к карбону, а верхний объект расположен на минимальной глубине, относится к каменноугольной системе (карбону). Пробуренные вертикальные скважины вскрывают все четыре объекта, если они совпадают в плане, а горизонтальные - тот, на который пробурены и вышележащие объекты, так же если они совпадают в плане. Между объектами существуют непроницаемые породы.

После начала падения годовой добычи нефти предусматривают комплекс технологий, направленных на оптимизацию существующей системы разработки. Первым годом считается год начала реализации способа. Мероприятия по годам включают следующее:

- в первый год бурят две вертикальные добывающие и одну нагнетательную скважины на тульско-бобриковкий объект, выполняют проводку одного бокового ствола на кыновском объекте из существующей пьезометрической скважины, переводят под закачку воды одну добывающую скважину по турнейско-заволжскому объекту, вводят в качестве добывающей одну пьезометрическую скважину по тульско-бобриковкому объекту;

- во второй год переводят под закачку одну скважину по турнейско-заволжскому объекту, одну скважину оборудуют установкой для внутрискважинной перекачки с бобриковского горизонта на тульский, одну скважину оборудуют установкой для одновременно-раздельной добычи с турнейского и тульско-бобриковского объектов;

- на третий год переводят под закачку одну скважину по тульско-бобриковкому объекту, одну скважину оборудуют установкой для одновременно-раздельной закачки на турнейский и тульско-бобриковский объекты, две скважины оборудуют установкой для одновременно-раздельной добычи: одну с турнейского и тульско-бобриковского объектов и одну с кыновского и тульско-бобриковского объектов, выполняют проводку одного бокового горизонтального ствола на тульско-бобриковском объекте из существующей добывающей скважины, вводят в качестве добывающей одну пъезометрическую скважину по евлано-ливенскому объекту;

- на четвертый год бурят одну вертикальную добывающую скважину на кыновский объект;

- на пятый год переводят одну скважину с евланово-ливенского объекта на кыновский под добычу;

- на восьмой год выполняют проводку одного бокового горизонтального ствола на тульско-бобриковском объекте из существующей добывающей скважины.

Дополнительно проводят комплекс методов увеличения нефтеотдачи: для ограничения водопритока с помощью тампонирования водонасыщенных пропластков закачивают высокопрочные полимерные системы ВПСД, для повышения выработки обводненных неоднородных по проницаемости продуктивных пластов закачивают вязкоупругую коллоидную систему на основе жидкого стекла ВУКСЖС, для глубокой комплексной обработки призабойной зоны применяют композицию СНПХ-9030, для ограничения притока воды обрабатывают реагентом СНПХ-9633, для стимуляции отбора продукции обрабатывают кислотным составом медленного действия КСМД, для ограничения притока воды закачивают композиции на основе синтетической смолы КФС, для повышения производительности скважин применяют термоимплозионный способ обработки призабойной зоны пластов с применением устройства термоимплозионного УТИ-1, оснащенного термогазогенератором СТГГ-80.

Результатом внедрения данного способа является повышение степени нефтеизвлечения.

Пример конкретного выполнения способа

На Бастрыкском месторождении выделяют четыре самостоятельных объекта разработки снизу вверх: кыновский (абсолютная отметка кровли пласта -1526,8 м), евлано-ливенский (-1440,6 м), турнейско-заволжский (-945,7 м) и тульско-бобриковский (-927,0 м). Между объектами существуют непроницаемые породы. Пробуренные вертикальные скважины вскрывают все четыре объекта, а горизонтальные - тот, на который пробурены и вышележащие объекты. Такое разделение эксплуатационных объектов позволяет производить эффективный контроль за регулированием и выработкой запасов нефти из каждого объекта и достигать максимально рентабельных величин коэффициента нефтеизвлечения. Для соблюдения основных принципов рациональной разработки месторождения планируется вырабатывать запасы нефти из нижележащих пластов с постепенным переходом на вышележащие горизонты.

Всего по месторождению к моменту начала реализации предлагаемого способа добыто 4107,2 тыс.т. нефти и 7805,9 тыс.т. жидкости. Текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,289. Месторождение находится на 2 стадии разработки. Разработка месторождения ведется с поддержанием пластового давления. Закачка ведется в 19 нагнетательных скважин. С начала разработки закачано 5787,1 тыс.м³ воды. Компенсация отбора жидкости закачкой с начала разработки 74,4%. Пробуренный фонд скважин по месторождению составил 112, из них 72 скважины - на тульско-бобриковском объекте, 30 - на турнейском ярусе, 9 - на кыновском горизонте, 1 - на евлано-ливенском. В эксплуатационном фонде числятся 73 скважины, из них действующих 68, бездействующих 5, в пьезометрическом фонде 4 скважины. Ликвидировано 15 скважин после бурения по геологическим причинам.

Кыновский объект. Для выработки оставшихся запасов нефти, кроме существующего фонда, производят зарезку бокового ствола из скважины №1593 (фиг.1) в 1-й год начала реализации способа разработки; в 4-м году бурят одну вертикальную добывающую скважину №7; в 5-й год - возврат одной скважины №482 с евланово-ливенского объекта под добычу. Дополнительно предусматривается применение МУН: для ограничения водопритока с помощью тампонирования водонасыщенных пропластков закачивают высокопрочные полимерные системы ВПСД, для ограничения притока воды закачивают композиции на основе синтетической смолы КФС, для повышения производительности скважин применяют термоимплозионный способ обработки призабойной зоны пластов с применением устройства термоимплозионного УТИ-1, оснащенного термогазогенератором СТГГ-80. Дополнительная добыча нефти за счет МУН составляет 5,2 тыс.т. За весь срок разработки накопленный отбор нефти составляет 226 тыс.т, в т.ч. за период после внедрения предлагаемого способа 70,7 тыс.т., конечный КИН 0,455.

Евланово-ливенский объект. Для выработки оставшихся запасов нефти в 1-м году вводят под добычу скважину №482 (фиг.1) из пьезометрического фонда кыновского объекта. Залежь евлано-ливенского объета совпадает в плане с кыновской залежью. Дополнительно применяют МУН: для ограничения водопритока с помощью тампонирования водонасыщенных пропластков закачивают высокопрочные полимерные систем ВПСД. Дополнительная добыча нефти за счет МУН составляет 0,4 тыс.т. Накопленная добыча нефти за весь срок разработки 131 тыс.т., в т.ч. за период после внедрения предлагаемого способа 2,0 тыс.т., конечный КИН 0,500.

Турнейско-заволжский объект. Для выработки оставшихся запасов нефти, кроме существующего фонда, организуют систему поддержания пластового давления (ППД). Для этого в 1-м году переводят 1 скважину №1626г (фиг.2) из добывающего фонда тульско-бобриковского объекта под нагнетание; во 2-м году переводят 1 скважину №455 (фиг.2) в ППД из добывающих по турнейскому объекту; в 3-м году - 1 скважину №1550 (фиг.2, 3, 7) из добывающего фонда тульско-бобриковского объекта под нагнетание с оборудованием ОРЗ с тульско-бобриковским объектом. Во 2-м и 3-м годах приобщают посредством оборудования ОРД скважины №1577 (фиг.2, 7), 1598 с тульско-бобриковским объектом. Дополнительно применяют МУН: для ограничения водопритока с помощью тампонирования водонасыщенных пропластков закачивают высокопрочные полимерные системы ВПСД, для стимуляции отбора продукции обрабатывают кислотным составом медленного действия КСМД. Дополнительная добыча нефти за счет МУН составляет 15,4 тыс.т. За весь срок разработки накопленный отбор нефти составляет 2228 тыс.т, в т.ч. за период после внедрения предлагаемого способа 656,8 тыс.т, конечный КИН 0,390.

Тульско-бобриковский объект. Для выработки оставшихся запасов нефти, кроме существующего фонда, бурят в 1-м году три скважины, в т.ч. две добывающие скважины №1654, 1655 (фиг 5, 6) по тульскому горизонту, одну нагнетательную №1653 (фиг.5) по тульскому горизонту с отработкой на нефть. Проводку бокового горизонтального ствола осуществляют на 3-й год в скважине №1602 (фиг.4) по тульскому горизонту и 8-ой год в скважине №1593 (фиг.7) по бобриковскому горизонту. Перевод под нагнетание воды осуществляют на 2-й год скважины №1651 (фиг.5, 6) по тульскому горизонту и отбор по бобриковскому посредством ВСП, на 3-й год переводят скважину №1596 (фиг.3) по тульскому горизонту из действующих добывающих под ППД. В скважине №1615 (фиг.4) на 3-й год внедряют оборудование ОРД тульского горизонта с кыновским. Вводят в добычу из пьезометрического фонда скважину №1641 (фиг.5, 6) в 1-й год по тульскому и бобриковскому горизонтам одновременно. Дополнительно применяют МУН: для ограничения водопритока с помощью тампонирования водонасыщенных пропластков закачивают высокопрочные полимерные системы ВПСД, для повышения выработки обводненных неоднородных по проницаемости продуктивных пластов закачивают вязкоупругую коллоидную систему на основе жидкого стекла ВУКСЖС, для глубокой комплексной обработки призабойной зоны применяют композицию СНПХ-9030, для ограничения притока воды обрабатывают реагентом СНПХ-9633. Расчетная дополнительная добыча нефти за счет МУН составляет 30,8 тыс.т. За весь срок разработки накопленный отбор нефти составляет 4055 тыс.т, в т.ч. за период после внедрения предлагаемого способа 1588,4 тыс.т, конечный КИН 0,521.

В целом по месторождению за весь срок разработки накопленный отбор нефти составляет 6640 тыс.т, в т.ч. за период после внедрения предлагаемого способа 2317,9 тыс.т, конечный КИН 0,466.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения охвата пласта воздействием и, соответственно, увеличения нефтеотдачи продуктивного пласта.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при разработке многопластовых нефтяных месторождений с залежами нефти в карбонатных и терригенных коллекторах. Согласно способу проводят выделение эксплуатационных объектов, размещение добывающих и нагнетательных скважин, добычу нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. При этом в качестве эксплуатационных объектов выделяют четыре объекта: два терригенных и два карбонатных, в конце второй стадии разработки месторождения при начале снижения максимальных годовых показателей добычи нефти на месторождении выполняют мероприятия по годам, считая с первого года начала реализации способа. В первый год бурят две вертикальные добывающие и одну нагнетательную скважины на первый объект, выполняют проводку одного бокового ствола на четвертом объекте из существующей пьезометрической скважины, переводят под закачку воды одну добывающую скважину по второму объекту, вводят в качестве добывающей одну пьезометрическую скважину по первому объекту. Во второй год переводят под закачку одну скважину по второму объекту, одну скважину оборудуют установкой для внутрискважинной перекачки с одного горизонта на другой в пределах первого объекта, одну скважину оборудуют установкой для одновременно-раздельной добычи с первого и второго объектов. На третий год переводят под закачку одну скважину по первому объекту, одну скважину оборудуют установкой для одновременно-раздельной закачки на первый и второй объекты, две скважины оборудуют установкой для одновременно-раздельной добычи: одну с первого и второго объектов и одну с четвертого и первого объектов, выполняют проводку одного бокового горизонтального ствола на первом объекте из существующей добывающей скважины, вводят в качестве добывающей одну пьезометрическую скважину по третьему объекту. На четвертый год бурят одну вертикальную добывающую скважину на четвертый объект, на пятый год переводят одну скважину с третьего объекта на четвертый под добычу, на восьмой год выполняют проводку одного бокового горизонтального ствола на первом объекте из существующей добывающей скважины. Технический результат заключается в повышении нефтеотдачи месторождения путем оптимизации системы разработки. 1 з.п.ф-лы, 7 ил.

1. Способ разработки многопластового нефтяного месторождения, включающий выделение эксплуатационных объектов, размещение добывающих и нагнетательных скважин, добычу нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отличающийся тем, что в качестве эксплуатационных объектов выделяют четыре объекта, два терригенных и два карбонатных, в конце второй стадии разработки месторождения при начале снижения максимальных годовых показателей добычи нефти на месторождении выполняют мероприятия по годам, считая с первого года начала реализации способа, в первый год бурят две вертикальные добывающие и одну нагнетательную скважины на первый объект, выполняют проводку одного бокового ствола на четвертом объекте из существующей пьезометрической скважины, переводят под закачку воды одну добывающую скважину по второму объекту, вводят в качестве добывающей одну пьезометрическую скважину по первому объекту, во второй год переводят под закачку одну скважину по второму объекту, одну скважину оборудуют установкой для внутрискважинной перекачки с одного горизонта на другой в пределах первого объекта, одну скважину оборудуют установкой для одновременно-раздельной добычи с первого и второго объектов, на третий год переводят под закачку одну скважину по первому объекту, одну скважину оборудуют установкой для одновременно-раздельной закачки на первый и второй объекты, две скважины оборудуют установкой для одновременно-раздельной добычи: одну с первого и второго объектов и одну с четвертого и первого объектов, выполняют проводку одного бокового горизонтального ствола на первом объекте из существующей добывающей скважины, вводят в качестве добывающей одну пьезометрическую скважину по третьему объекту, на четвертый год бурят одну вертикальную добывающую скважину на четвертый объект, на пятый год переводят одну скважину с третьего объекта на четвертый под добычу, на восьмой год выполняют проводку одного бокового горизонтального ствола на первом объекте из существующей добывающей скважины.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно проводят комплекс методов увеличения нефтеотдачи: для ограничения водопритока с помощью тампонирования водонасыщенных пропластков закачивают высокопрочные полимерные системы ВПСД, для повышения выработки обводненных неоднородных по проницаемости продуктивных пластов закачивают вязкоупругую коллоидную систему на основе жидкого стекла ВУКСЖС, для глубокой комплексной обработки призабойной зоны применяют композицию СНПХ-9030, для ограничения притока воды обрабатывают реагентом СНПХ-9633, для стимуляции отбора продукции обрабатывают кислотным составом медленного действия КСМД, для ограничения притока воды закачивают композиции на основе синтетической смолы КФС, для повышения производительности скважин применяют термоимплозионный способ обработки призабойной зоны пластов с применением устройства термоимплозионного УТИ-1, оснащенного термогазогенератором СТГГ-80.