Способ разработки многопластовой нефтяной залежи

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке многопластовой нефтяной залежи на этапе разбуривания месторождения. Отбирают нефть из залежи через добывающие скважины, закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины. При наличии в скважинах, размещенных вблизи проектного контура нефтеносности, большого количества нефтесодержащих пропластков с высоким нефтесодержанием и достаточной разницей между глубинами кровли пласта и водонефтяного контакта расширяют контур нефтеносности и размещают скважины в пределах нового контура нефтеносности. При наличии малого количества нефтесодержащих пропластков и малым их нефтесодержанием контур нефтеносности сужают. Скважины размещают внутри вновь установленного контура нефтеносности. 1 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке многопластовой нефтяной залежи на этапе разбуривания месторождения.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины [1] Известный способ не обеспечивает высокой нефтеотдачи залежи вследствие наличия в залежи большого количества зон с невыработанными запасами.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и размещение и эксплуатацию дополнительных скважин [2] Известный способ позволяет повысить нефтеотдачу залежи за счет уплотнения сетки скважин, однако значительные запасы залежи остаются неуточненными и невыработанными.

Целью изобретения является увеличение нефтеотдачи залежи и сокращение затрат на бурение скважин.

Это достигается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и вовлечение в разработку дополнительных запасов залежи, согласно изобретению при вовлечении в разработку дополнительных запасов определяют количество нефтесодержащих пропластков, их нефтесодержание, глубину кровли продуктивного пласта и глубину водонефтяного контакта в скважинах, размещенных вблизи намеченного контура нефтеносности, при наличии большого количества нефтесодержащих пропластков с высоким нефтесодержанием и достаточной разницей между глубинами кровли продуктивного пласта и водонефтяного контакта в скважинах, размещенных вблизи ожидаемого контура нефтеносности, определяют новый контур нефтеносности, а скважины размещают в пределах вновь установленной площади нефтеносности.

При наличии малого количества нефтесодержащих пропластков, малым их нефтесодержанием и близости отметки водонефтяного контакта, скважины размещают внутри вновь установленного контура нефтеносности.

При разработке нового месторождения разработчики, как правило, имеют весьма приблизительные контуры залежи и ограниченную информацию о геологическом строении залежи. Поэтому разбуривание залежи начинают от наиболее продуктивных зон, в основном в центральной части залежи, вблизи разведочных скважин, продвигаясь к внешнему контуру нефтеносности. В процессе бурения и анализа залежи уточняются представления о строении залежи, в частности, о ее границах.

При анализе данных разбуривания залежи выявлена закономерность, позволяющая уточнить границы залежи и вовлечь в разработку неучтенные при разведке запасы нефти или ограничить границы залежи и избежать затрат на бурение бесперспективных скважин.

Выявленная закономерность учитывает количество нефтесодержащих пропластков, их нефтесодержание и разницу между отметками кровли продуктивного пласта и водонефтяного контакта. Наличие большого количества нефтесодержащих пропластков и высокого нефтесодержания и достаточной разницы между отметками кровли продуктивного пласта и водонефтяного контакта позволяет сделать обоснованное предположение о новой, более широкой границе залежи нефти и о целесообразности бурения скважин за намеченным ранее контуром нефтеносности. При этом намечают новую границу залежи и определяют новое положение контура нефтеносности.

Низкое значение одного из анализируемых показателей свидетельствует о нецелесообразности бурения скважин вблизи намеченного контура нефтеносности. Так, при наличии большого количества пропластков (8-10) и при недостаточной разнице между отметками кровли пласта и водонефтяного контакта (около 1-3 м), но при малом нефтесодержании нефтеносных пропластков (в ввосьми пропластках нулевое, в двух 10-15%) делается вывод о сохранении или уменьшении намеченной площади нефтеносности.

При малом количестве нефтеносных пропластков по сравнению со средним значением по залежи (4-5 по средним 8-10) и высоком нефтесодержании и достаточной разнице между отметками кровли пласта и водонефтяного контакта делается вывод о сохранении границы намеченного контура нефтеносности.

При недостаточной разнице между отметками кровли пласта и водонефтяного контакта делается вывод о нецелесообразности бурения новых скважин. При наличии высоких значений всех трех параметров делается вывод о целесообразности установления новой границы контура нефтеносности, то есть его расширении и о бурении скважин в пределах нового контура нефтеносности.

Пример 1. Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина залегания 1382 м, коллектор терригенный проницаемость 75 МД, пористость 21% средняя насыщенная толщина 10,6 м, площадь залежи 1043 тыс.м², начальная отметка ВНК 1227 м, начальное пластовое давление 13,6 МПа, начальная пластовая температура 28,5^oС, плотность нефти в поверхностных условиях 0,914 г/см³, вязкость нефти в пластовых условиях 54,7 мПас, содержание серы 2,4% содержание парафинов 3,3% газонасыщенность 5,7 м³/т, давление насышения 3,9 мПа.

На залежи проведено разведочное бурение, залежь в состоянии промышленного разбуривания. Отбирают нефть из залежи через 25 добывающих скважин.

В трех добывающих скважинах, размещенных перпендикулярно контурно нефтеносности на расстоянии 400 м одна от другой, определяют количество нефтесодержащих пропластков, их нефтесодержание пропластков, их нефтесодержание и разницу между отметками кровли пласта и водонефтяного контакта. Количество нефтесодержащих пропластков изменяется от дальней скважины к ближней к намеченному контуру нефтеносности в следующем виде: 9, 9, 7, из них количество пропластков, имеющих нефтенасыщение, отличное от нуля, составляет соответственно 8, 7, 6, нефтенасыщение верхнего пропластка составляет соответственно 48% 44% 39% нефтенасыщение прочих пропластков составляет величину, близкую к нефтенасыщению верхнего пропластка, глубина кровли пласта составляет соответственно 1220, 1222, 1223 м, глубина водонефтяного контакта равна 1227 м, то есть разница отметок кровли пласта и водонефтяного контакта достаточна для разработки залежи.

По результатам определений в трех скважинах делают вывод о целесообразности перенесения контура нефтеносности за пределы проектной границы и о бурении дополнительной добывающей скважины на расстоянии 400 м от скважины ближайшей к контуру нефтеносности, то есть на расстоянии, определяемом сеткой размещения добывающих скважин.

После бурения дополнительной скважины ее дебит по нефти составил 18 т/сут.

Пример 2. Выполняют, как пример 1, но проводят измерения в трех других добывающих скважинах, размещенных перпендикулярно проектному контуру нефтеносности на расстоянии 400 м одна от другой. Количество нефтесодержащих пропластков изменяется от дальней скважины к ближней к намеченному контуру нефтеносности в следующем виде 11, 9, 6, из них количество пропластков, имеющих нефтенасыщение, отличное от нуля, составляет соответственно 7, 4, 2, нефтенасыщение верхнего пропластка составляет соответственно 48, 40, 17,6% нефтенасыщения прочих пропластков близко к нулю, глубина кровли пласта составляет соответственно 1221, 1224, 1225 м.

По результатам определений в трех скважинах делают вывод о нецелесообразности перенесения контура нефтеносности за пределы проектной границы и о целесообразности сужения контура нефтеносности и отмены бурения скважин за границей вновь установленного контура нефтеносности.

Применение предложенного способа позволит добывать дополнительные запасы нефти из уточненных нефтенасыщенных зон и отказаться от дополнительного бурения бесперспективных скважин.

ЛИТЕРАТУРА 1. Муравьев И.М. и др. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. М. Недра, 1970, с. 103.

2. Шустер И.Н. Геологические основы технологических решений в разработке нефтяных месторождений. М. Недра, 1988, с. 140-158.

Формула изобретения

1. Способ разработки многопластовой нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и вовлечение в разработку дополнительных запасов залежи, отличающийся тем, что при вовлечении в разработку дополнительных запасов определяют количество нефтесодержащих пропластков, их нефтесодержание, глубину кровли продуктивного пласта и глубину водонефтяного контакта в скважинах, размещенных вблизи намеченного контура нефтеносности, при наличии большого количества нефтесодержащих пропластков с высоким нефтесодержанием и достаточной разницей между глубинами кровли продуктивного пласта и водонефтяного контакта в скважинах, размещенных вблизи намеченного контура нефтеносности, контур нефтеносности залежи расширяют, а скважины размещают в пределах вновь установленного контура нефтеносности.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при наличии малого количества нефтесодержащих пропластков и малым их нефтесодержанием намеченный контур нефтеносности сужают, а скважины размещают внутри вновь установленного контура нефтеносности.