способ разработки нефтяного пласта

Формула изобретения

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА, включающий бурение проектного числа нагнетательных и эксплуатационных скважин, двухэтапное заводнение пласта и извлечение нефти на поверхность до прорыва вытесняющего агента, перевод части эксплуатационных скважин под нагнетание и бурение дополнительных эксплуатационных скважин, отличающийся тем, что перед бурением нагнетательных и эксплуатационных скважин изучают изометрию поверхности кровли пласта с построением изометрической карты, на первом этапе разработки эксплуатационные скважины размещают по равномерной сетке, а нагнетательные в куполовидных поднятиях кровли продуктивного пласта, на втором этапе разработки переводят под нагнетание часть эксплуатационных скважин, расположенных в прогибах и характеризующихся обводненностью более 98% или нестабильным отбором нефти, а бурение дополнительных эксплуатационных скважин осуществляют в местах локальных куполовидных поднятий.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для оптимизации процесса нефтеизвлечения при разработке макрооднородных водонефтяных пластов.

Известен способ добычи нефти, включающий вскрытие всей толщи пласта одной нагнетательной и двумя добывающими скважинами по схеме прямого линейного вытеснения, закачку воды в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин до прорыва в них воды, вскрытие пласта двумя дополнительными эксплуатационными скважинами, каждая из которых расположена между первоначальными эксплуатационными скважинами, перевод первоначальных эксплуатационных скважин в нагнетательные и отбор нефти из дополнительно пробуренных скважин [1] Недостатком способа является низкая эффективность на макронеоднородных водонефтяных пластах.

Наиболее близким техническим решением, взятым за прототип, является способ разработки нефтяной залежи, включающий бурение проектного числа нагнетательных и добывающих скважин, заводнение пласта и извлечение нефти с последующим бурением дополнительных скважин, располагаемых с учетом неоднородности пласта [2] Недостатком способа является низкая нефтеотдача пласта, обусловленная неполным охватом пласта вытеснением, в результате чего в разработку не вовлекается значительный объем слабодренируемых запасов нефти, сконцентрированных как правило, в естественных микроловушках продуктивного горизонта и так называемых тупиковых зонах.

Кроме того, известный способ является трудоемким, т.к. на поздней стадии разработки залежи он сопряжен со значительным объемом попутно добываемой с нефтью воды, а также требует бурения большого числа дополнительных скважин, часть из которых зачастую малоэффективна.

Сущность предлагаемого изобретения заключается в повышении нефтеотдачи путем интенсификации отборов нефти на первой стадии разработки и целенаправленной выработки застойных и тупиковых зон на поздней стадии. Кроме того, внедрение предлагаемого способа позволяет повысить рентабельность скважин и сократить количество управляющих скважин, а также объемы попутно добываемой с нефтью воды.

В известных способах при разработке пласта учитывается макро- и микронеоднородность пористой среды и насыщающих флюидов, а эффективность достигается за счет перераспределения фильтрационных потоков, повышения охвата пласта заводнением на конечном этапе разработки и сокращения числа дополнительно пробуриваемых скважин против проектного. Однако при этом не учитываются особенности изометрической поверхности кровли разрабатываемого горизонта, что приводит к недовыработке застойных и тупиковых зон и повышенным объемам попутно добываемой с нефтью воды.

На чертеже приведена изометрическая поверхность кровли пласта АВ_4-5 Самотлорского месторождения: 1,1"-нагнетательные скважины, 2,2" добывающие скважины, причем ,O нагнетательные и добывающие скважины первого этапа разработки, а соответственно нагнетательные и добывающие скважины второго этапа разработки.

Способ осуществляют следующим образом. Вскрывают пласт группой скважин, в каждую из которых входят эксплуатационные и нагнетательные скважины в определенном соотношении. Строят комплексную изометрическую карту кровли продуктивного пласта. При этом добывающие скважины располагают по равномерной сетке, а нагнетательные скважины в куполовидных поднятиях кровли продуктивного пласта, имеющих значительное распространение. На втором этапе часть эксплуатационных скважин, расположенных в прогибах, с обводненностью более 98% и нестабильным отбором нефти, переводят под нагнетание. Дополнительные добывающие скважины бурят в местах локальных куполовидных поднятий и продолжают отбор флюида до прорыва рабочего агента.

П р и м е р. Исследования эффективности предлагаемого способа проведены в промысловых условиях на участке пласта АВ_4-5 Самотлорского месторождения, где реализуется развивающаяся трехрядная система заводнения. Выделенный участок объекта АВ_4-5 имеет сравнительно однородное строение с преобладанием песчаного типа разреза. Среднее значение открытой пористости составляет 27% коэффициент проницаемости К_пр 0,360 Д.Балансовые записи нефти по участку составляют 6857 тыс.м³. Разработку объекта осуществляли с 1982 г. По данным геофизических исследований и последующего картирования на разрабатываемом участке выделены структурные поднятия хребтов, куполов, характеризующихся повышенной абсолютной отметкой, построена изометрическая поверхность кровли участка пласта АВ_4-5. Разбуривание залежи осуществляли по рядной схеме нагнетательными и добывающими скважинами. Нагнетательные скважины располагали в куполовидных поднятиях кровли продуктивного пласта со значительным распространением, а добывающими скважинами основного фонда вскрыли равномерно всю площадь пласта. При этом часть скважин была размещена во впадинах, в часть в куполовидных поднятиях изометрической поверхности кровли пласта.

Результаты эксплуатации скважин основного фонда приведены в табл.1.

Анализ приведенных данных показывает, что в течение 6-ти лет эксплуатации наибольшее обводнение и снижение добычи нефти отмечаются на скважинах, расположенных во впадинах (способ по прототипу, скв. 13185, 13468). В скважинах, расположенных в куполах согласно предлагаемого изобретения (см. табл. 1. скв.13141), обводненность нефти возросла, однако темпы отбора нефти остаются на достаточно высоком уровне.

Второй этап разработки осуществляли с 1986-1988 г. путем разбуривания уплотняющего фонда скважин и трансформирования рядной системы в блочно-замкнутую систему заводнения. Уплотняющий ряд скважин располагали с учетом структурной особенности кровли горизонта. Для максимального отбора нефти из застойных и тупиковых зон, характеризующихся на поздней стадии разработки максимальными нефтенасыщенными толщинами (3-5 м), добывающие скважины разбуривали в куполах.

Результаты эксплуатации уплотняющего фонда скважин на 1991 г. приведены в сравнении с входными показателями в табл.2.

Анализ показывает, что в течение трех лет эксплуатации скважин обводненность продукции возросла незначительно, при этом темпы отбора нефти практически не изменяются. В способе по прототипу скважины 30449 и 12044 были пробурены в заводненной зоне на расстоянии 400-450 м от нагнетательной скважины, в которой закачку воды осуществляли с 1971 г. В 1991 г. скважина, расположенная в локальном прогибе, достигла предельной обводненности 99% и переведена в бездействующий фонд, а скважина 12044, несмотря на естественный рост обводненности, эксплуатируется с неизменным дебитом.

Таким образом, использование структурно-гравитационной системы заводнения с размещением скважин в местах локальных куполовидных поднятий позволяет значительно повысить нефтеизвлечение за счет выработки так называемых тупиковых и застойных зон, где слабодренируемые запасы нефти практически не охвачены вытеснением.

Экономический эффект от внедрения предлагаемого способа составит за счет дополнительной добычи нефти 8-10 млн.руб.

Применение способа позволит сократить затраты на бурение дополнительных скважин за счет исключения попадания скважин в практически выработанные участки.