способ разработки нефтяного месторождения

Формула изобретения

Способ разработки нефтяного месторождения, включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин, закачку жидкости, отбор продукции, отличающийся тем, что бурение скважин ведут с изучением поднятий и впадин, определением направления движения естественного потока пластовых вод как направления этого потока от поднятия к впадине и определением созданных этим потоком анизотропий проницаемости пластов, при этом законтурные и приконтурные нагнетательные скважины размещают в соответствии с направлением движения естественного потока пластовых вод - на внешнем контуре нефтеносности со стороны поступления естественного потока пластовых вод, дополнительно размещают внутриконтурные ряды нагнетательных скважин субперпендикулярно направлению естественного потока пластовых вод, бурят горизонтальные добывающие скважины субперпендикулярно направлению естественного потока пластовых вод.

Описание изобретения к патенту

Предлагаемый способ относится к области разработки нефтяных месторождений, эксплуатируемых при помощи заводнения.

Известен способ разработки нефтяного месторождения при помощи законтурного заводнения (Р.Х.Муслимов. "Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения". Издательство Казанского Университета, 2003 г., стр.79-80).

Недостатком способа является низкий коэффициент нефтеизвлечения многопластовых залежей и высокая обводненность нефтяной продукции.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки нефтяного месторождения, включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин, закачку жидкости, отбор продукции. (Р.Х.Муслимов. "Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения". Издательство Казанского Университета, 2003 г. стр.79-80).

Недостатком способа является низкий коэффициент нефтеизвлечения, а также высокая обводненность продукции нефтяных залежей и неполный охват заводнением нефтяных пластов, вследствие наложения зон потенциального влияния скважин, что говорит о нерациональном размещении нагнетательных скважин.

Технической задачей предлагаемого способа является повышение нефтеизвлечения и увеличение экономической эффективности за счет увеличения приемистости высокопроницаемых пластов и сокращения количества нагнетательных скважин.

Указанная задача достигается описываемым способом разработки нефтяного месторождения включающим бурение нагнетательных и добывающих скважин, закачку жидкости, отбор продукции.

Новым является то, что бурение скважин ведут с изучением поднятий и впадин, определением направления движения естественного потока пластовых вод как направления этого потока от поднятия к впадине и определением созданных этим потоком анизотропий проницаемости пластов, при этом законтурные и приконтурные нагнетательные скважины размещают в соответствии с направлением движения естественного потока пластовых вод - на внешнем контуре нефтеносности со стороны поступления естественного потока пластовых вод, дополнительно размещают внутриконтурные ряды нагнетательных скважин субперпендикулярно направлению естественного потока пластовых вод, бурят горизонтальные добывающие скважины субперпендикулярно направлению естественного потока пластовых вод.

На фиг.1а) представлена схема размещения нагнетательных и добывающих скважин на участке залежи по прототипу.

На фиг.1б) представлена схема размещения нагнетательных и добывающих скважин на участке залежи по предлагаемому способу разработки нефтяного месторождения.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Месторождение, разбуривают вертикальными 1, 2 и горизонтальными скважинами 3. Сетка разбуривания зависит от размеров месторождения и его геологического строения. Разбуривание вертикальных скважин 1, 2 позволяет уточнить геологическое строение месторождения и наметить размещение горизонтальных добывающих скважин 3. Исследуют законтурную область, определяют наличие гидродинамической связи законтурной области с залежами нефти гидропрослушиванием. По полученным результатам определяют вид воздействия на нефтяные пласты, затем бурят нагнетательные скважины. При бурении нагнетательных скважин изначально изучается геологическая характеристика данного месторождения, определяется где находятся региональные поднятия и впадины, таким образом, определяется направление движения естественного потока пластовых вод (от поднятия к впадине) и созданных этим потоком анизотропий проницаемости пластов. Затем законтурные и приконтурные нагнетательные скважины бурятся на внешнем контуре нефтеносности 5 таким образом, чтобы они размещались со стороны поступления естественного потока пластовых вод (фиг.1б). Дополнительно размещают внутриконтурные 4 ряды нагнетательных скважин субперпендикулярно направлению естественного потока пластовых вод, бурят горизонтальные добывающие скважины субперпендикулярно направлению естественного потока пластовых вод. Запускают в работу добывающие горизонтальные и вертикальные скважины для отбора продукции и нагнетательные скважины под закачку жидкости. Происходит снижение пластового давления в пределах залежи. Жидкость, нагнетаемая в приконтурную область, двигается в направлении залежи, совпадающей с направлением естественного потока подземных вод, что способствует увеличению приемистости нагнетательных скважин и повышению пластового давления в зоне отбора продукции. Происходит увеличение дебитов добывающих скважин. Ввиду эффективности нагнетания получаем экономическую выгоду в связи с сокращением количества нагнетательных скважин.

Пример конкретного выполнения.

На участке месторождения осуществили геологические исследования, определили местонахождение поднятий и прогибов и/или построили геологическую модель с целью определения направления естественного потока пластовых вод и созданных этим потоком анизотропии проницаемости пластов. Разбурили участок месторождения проектной сеткой вертикальных добывающих 2 и нагнетательных 1 скважин и горизонтальных добывающих скважин 3. Поднятие находится на северо-востоке, а прогиб на юго-западе. Приконтурные и законтурные нагнетательные скважины 1 пробурили со стороны поднятия к прогибу на внешнем контуре 5, (фиг.1б) осуществили его обустройство. Дополнительно разместили внутриконтурные 4 ряды нагнетательных скважин субперепендикулярно направлению естественного потока пластовых вод, пробурили горизонтальные добывающие скважины субперпендикулярно направлению естественного потока пластовых вод. Произвели закачку агента в нагнетательные 1 и добычу нефти из добывающих скважин 2. Произвели замеры добычи нефти, воды и закачки. Построили литологические карты и подсчитали запасы нефти, по характеристикам вытеснения определили извлекаемые запасы. На участке - 4800 тыс.т геологических и 2400 тыс.т извлекаемых запасов. Пустили нагнетательные скважины 1 под закачку, произвели добычу из добывающих вертикальных 2 и горизонтальных скважин 3.

Начальный средний дебит добывающих скважин по известному способу составляет q_н=5,4 т/сут., по предлагаемому способу q_н=11 т/сут. Среднегодовая добыча нефти до применения способа составила бы 1836 т, после применения предлагаемого способа составит 3740 т на одну скважину. Следовательно, за счет применения данного способа разработки нефтяных месторождений дополнительно будет добыто 1904 т на одну скважину, на всем участке за год будет дополнительно добыто 24752 тонн нефти.

Цена дополнительно добытой нефти в рублях составит (при цене на нефть 3500 руб за тонну) 86,632 млн. руб. При этом экономическую выгоду получаем еще и за счет сокращения числа нагнетательных скважин. При средних затратах на одну нагнетательную скважину в 10 млн.руб. экономия за весь период работ составит 30 млн.руб.

Дополнительные затраты на бурение горизонтальных скважин составит 24 млн.руб., среднегодовые эксплуатационные затраты на добычу дополнительно добытой нефти составят, при производственных расходах на добычу нефти 2 тыс.рублей за тонну,

24752·2000=49,504 млн.руб.

Экономия за год по сравнению с известным способом составит:

86,632+30-49,504=67,128 млн.руб.

Среднегодовой экономический эффект составит 67,128 млн. руб., на 1 скважину - 4,1955 млн.руб.