RU2486333C1

RU2486333C1 - Способ разработки нефтяного месторождения

Info

Publication number: RU2486333C1
Application number: RU2012131089/03A
Authority: RU
Inventors: Раис Салихович Хисамов; Илгиз Мисбахович Салихов; Марат Ахметзиевич Сайфутдинов; Владимир Александрович Кормухин; Александр Николаевич Кузнецов
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority date: 2012-07-23
Filing date: 2012-07-23
Publication date: 2013-06-27

Abstract

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяного многопластового месторождения. Обеспечивает увеличение нефтеотдачи залежи за счет более полного охвата пластов воздействием, вовлечения в разработку ранее не работавших продуктивных пластов. Сущность изобретения: способ включает закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовой продукции через многозабойные добывающие скважины. В многозабойной добывающей скважине первый ствол проводят из пласта с нефтенасыщенностью в пределах 65-75% в продуктивный пласт с нефтенасыщенностью в пределах 75-90% в зону продуктивного пласта с толщиной порядка 1,5-2,0 м, в которую не доходит влияние нагнетательных скважин, вырабатывают запасы этой зоны, ликвидируют первый ствол, второй ствол проводят с разворотом относительно первого ствола на 150-200 градусов и окончанием в виде горизонтального участка из вышележащего пласта с нефтенасыщенностью в пределах 45-55% в тот же продуктивный пласт с нефтенасыщенностью в пределах 75-90% в зону продуктивного пласта с толщиной порядка 5-15 м, которая подвержена влиянию нагнетательных скважин, разрабатывают участок залежи заводнением до выработки запасов. 1 пр.

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяного многопластового месторождения.

Известен способ вторичного вскрытия продуктивных пластов нефтяных и газовых скважин, включающий вырезку окна в эксплуатационной колонне выше кровли продуктивного пласта, через него бурение радиально направленных наклонных стволов малого диаметра за зону кольматации и заколонных перетоков флюида на все продуктивные пропластки продуктивных пластов. При этом применяют композитные растворы на нефтяной основе. Рецептуру растворов подбирают на основании анализа керна из ближайшей вертикальной скважины данного участка. В процессе эксплуатации окно в эксплуатационной колонне перекрывают щелевым фильтром (Патент РФ №2087671, кл. E21B 29/06, опубл. 1997.08.20).

Известный способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с высокой нефтеотдачей.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки неоднородной многопластовой нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины из пластов, остановку, по крайней мере, одной скважины, цементирование под давлением ранее перфорированных интервалов, устанавливание в скважине цементного моста с образованием нового искусственного забоя выше интервалов перфорации, с глубины выше верхнего интервала перфорации бурение нового наклонного ствола скважины с переходом на горизонтальный ствол в невыработанном пласте, расположение новых забоев на расстоянии не менее 50 м от забоев ранее пробуренных скважин, назначение плотности перфорации стволов в невыработанных пластах согласно коллекторским свойствам пластов (Патент РФ №2097536, кл. E21B 43/20, опубл. 1997 г. - прототип).

Известный способ позволяет извлекать из нефтяной залежи основные запасы, однако в залежи остаются значительные невыработанные запасы.

В предложенном изобретении решается задача увеличения нефтеотдачи залежи за счет более полного охвата пластов воздействием, вовлечения в разработку ранее не работавших продуктивных пластов.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовой продукции через многозабойные добывающие скважины, согласно изобретению в многозабойной добывающей скважине первый ствол проводят из пласта с нефтенасыщенностью в пределах 65-75% в продуктивный пласт с нефтенасыщенностью в пределах 75-90% в зону продуктивного пласта с толщиной порядка 1,5-2,0 м, в которую не доходит влияние нагнетательных скважин, вырабатывают запасы этой зоны, ликвидируют первый ствол, второй ствол проводят с разворотом относительно первого ствола на 150-200 градусов и окончанием в виде горизонтального участка из вышележащего пласта с нефтенасыщенностью в пределах 45-55% в тот же продуктивный пласт с нефтенасыщенностью в пределах 75-90% в зону продуктивного пласта с толщиной порядка 5-15 м, которая подвержена влиянию нагнетательных скважин, разрабатывают участок залежи заводнением до выработки запасов.

Сущность изобретения

При разработке нефтяного месторождения стремятся к достижению максимальной нефтеотдачи. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи месторождения, имеющего несколько продуктивных пластов. Задача решается следующим образом.

При разработке нефтяного месторождения ведут закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовой продукции через многозабойные добывающие скважины. Месторождение имеет 3 продуктивных горизонта, которые имеют нефтенасыщенность (снизу вверх) 75-90, 65-75 и 45-55%. Все горизонты пройдены вертикальной добывающей скважиной. Вскрыт перфорацией только нижний продуктивный горизонт. Вначале через вертикальную добывающую скважину отбирают нефть до предела рентабельности из нижнего продуктивного горизонта, имеющего нефтенасыщенность в пределах 75-90%. Устанавливают в скважине цементный мост до второго продуктивного горизонта с нефтенасыщенностью в пределах 65-75%. Бурят из этой скважины боковые стволы. Первый ствол проводят из пласта с нефтенасыщенностью в пределах 65-75% в продуктивный пласт с нефтенасыщенностью в пределах 75-90% в зону продуктивного пласта с толщиной порядка 1,5-2,0 м, в которую не доходит влияние нагнетательных скважин. В столь малый по толщине продуктивный пласт нерационально организовывать систему поддержания пластового давления, бурить нагнетательные скважины. Вырабатывают запасы этой зоны на естественном режиме. После выработки ликвидируют первый ствол постановкой цементного моста. Второй ствол проводят с разворотом относительно первого ствола на 150-200 градусов и окончанием в виде горизонтального участка из вышележащего пласта с нефтенасыщенностью в пределах 45-55% в тот же продуктивный пласт с нефтенасыщенностью в пределах 75-90% в зону продуктивного пласта с толщиной порядка 5-15 м, которая подвержена влиянию нагнетательных скважин. Разрабатывают участок залежи заводнением до выработки запасов.

Верхние продуктивные горизонты с нефтенасыщенностью 65-75 и 45-55% вскрывают и разрабатывают на поздней стадии разработки нефтяного месторождения. Забуривание боковых стволов из этих горизонтов позволяет наиболее полно установить геологические свойства продуктивных горизонтов и к моменту их разработки иметь полную геологическую картину, что позволит с максимальной нефтеотдачей вести их разработку.

При проведении первого ствола из пласта с нефтенасыщенностью более или менее 65-75% в продуктивный пласт нефтенасыщенностью более или менее 75-90% в зону продуктивного пласта с толщиной более или менее 1,5-2,0 м, а также при проведении второго ствола с разворотом относительно первого ствола на 150-200 градусов и окончанием в виде горизонтального участка из вышележащего пласта с нефтенасыщенностью более или менее 45-55% в тот же продуктивный пласт с нефтенасыщенностью более или менее 75-90% в зону продуктивного пласта с толщиной более или менее 5-15 м нефтеотдача залежи, определенная как сумма добываемой нефти из всех пластов, снижается, что свидетельствует о правильности выбранных пластов для разработки месторождения.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают многопластовое нефтяное месторождение, имеющее три продуктивных горизонта: верхний верейский горизонт, средний башкирский ярус и нижний бобриковский горизонт. Заводнением разрабатывают нижний бобриковский горизонт, имеющий следующие характеристики: глубина 1373 м, толщина пласта 18,1 м, пористость 24%, средняя нефтенасыщенность 0,895, проницаемость 0,79 мкм², пластовая температура 25°С, пластовое давление 13,8 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях 97,1 мПа·с, плотность нефти в пластовых условиях 0,888 т/м³. Закачивают рабочий агент - пластовую воду - через нагнетательные скважины и отбирают пластовую продукцию через добывающие скважины.

Верхний верейский горизонт, имеющий нефтенасыщенность в пределах 45-55% и средний башкирский ярус, имеющий нефтенасыщенность в пределах 65-75%, готовят к разработке, обустраивают, проводят исследования геологического строения.

На участке разработки бобриковского горизонта после выработки запасов в одной из добывающих скважин устанавливают цементный мост до башкирского яруса. Бурят из этой скважины первый боковой ствол. Его забуривают из башкирского яруса с глубины 1100 м в бобриковский горизонт в зону продуктивного пласта с толщиной порядка 1,5-2,0 м, в которую не доходит влияние нагнетательных скважин. Вырабатывают запасы этой зоны на естественном режиме. Ликвидируют первый ствол постановкой цементного моста до башкирского яруса. Второй ствол забуривают из верейского горизонта с глубины 920 м и проводят с разворотом относительно первого ствола в пределах от 150 до 200 градусов и окончанием в виде горизонтального участка длиной 100 м в бобриковский горизонт в зону продуктивного пласта с толщиной порядка 5-15 м, которая подвержена влиянию нагнетательных скважин. Разрабатывают участок залежи заводнением до выработки запасов.

Верхние продуктивные горизонты: верейский горизонт и башкирский ярус, вскрывают и разрабатывают на поздней стадии разработки нефтяного месторождения.

В результате удается более полно выработать запасы нефти в бобриковском горизонте и обеспечить разработчиков более полными геологическими данными по верейскому горизонту и башкирскому ярусу, что в конечном счете позволит повысить нефтеотдачу месторождения.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу месторождения.

Claims

Способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовой продукции через многозабойные добывающие скважины, отличающийся тем, что в многозабойной добывающей скважине первый ствол проводят из пласта с нефтенасыщенностью в пределах 65-75% в продуктивный пласт с нефтенасыщенностью в пределах 75-90% в зону продуктивного пласта толщиной порядка 1,5-2,0 м, в которую не доходит влияние нагнетательных скважин, вырабатывают запасы этой зоны, ликвидируют первый ствол, второй ствол проводят с разворотом относительно первого ствола на 150-200° и окончанием в виде горизонтального участка из вышележащего пласта с нефтенасыщенностью в пределах 45-55% в тот же продуктивный пласт с нефтенасыщенностью в пределах 75-90% в зону продуктивного пласта толщиной порядка 5-15 м, которая подвержена влиянию нагнетательных скважин, разрабатывают участок залежи заводнением до выработки запасов.