Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений на поздней стадии разработки, представленных неоднородными коллекторами. Обеспечивает доизвлечение нефти из застойных и тупиковых зон, линз и зон с ухудшенными коллекторскими свойствами за счет оптимального выбора направления бурения вертикальных, горизонтальных и боковых стволов скважин. Сущность изобретения: по способу бурят проектное число нагнетательных и добывающих скважин. Заводняют пласт и извлекают нефть на поверхность с последующим бурением дополнительных скважин, учитывающих объемную неоднородность пласта. Осуществляют доразработку месторождения с одновременным поиском и добычей остаточных запасов путем бурения горизонтальных и боковых стволов из скважин, вышедших в тираж из-за технических и технологических причин. Боковые стволы бурят в направлении той из соседних окружающих скважин, которая имеет также технологические показатели эксплуатации, при которых ее водонефтяной фактор к моменту одинакового обводнения окружающих скважин был бы максимальным. 1 табл., 2 ил.
Поиск по сайту

1. С помощью поисковых систем

   С помощью Google:    

2. Экспресс-поиск по номеру патента


введите номер патента (7 цифр)

3. По номеру патента и году публикации

2000000 ... 2099999   (1994-1997 гг.)

2100000 ... 2199999   (1997-2003 гг.)
Номер патента: 2172395
Класс(ы) патента: E21B43/20
Номер заявки: 99117604/03
Дата подачи заявки: 10.08.1999
Дата публикации: 20.08.2001
Заявитель(и): Открытое акционерное общество "Татнефть" Татарский научно- исследовательский и проектный институт нефти "ТатНИПИнефть"
Автор(ы): Рамазанов Р.Г.; Петров В.Н.; Файзуллин И.Н.
Патентообладатель(и): Открытое акционерное общество "Татнефть" Татарский научно- исследовательский и проектный институт нефти "ТатНИПИнефть"
Описание изобретения: Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений на поздней стадии разработки, представленных неоднородными коллекторами.
Известен способ разработки нефтяного месторождения путем бурения горизонтальных и вертикальных скважин (1). Недостатком этого способа является низкий коэффициент нефтеизвлечения из-за быстрого обводнения скважин в условиях залежей с тупиковыми зонами, целиками, линзами и т.д.,
Наиболее близким аналогом изобретения является способ разработки нефтяного месторождения, включающий бурение проектного числа нагнетательных и добывающих скважин, заводнение пласта и извлечение нефти на поверхность с последующим бурением дополнительных скважин, учитывающих объемную неоднородность пласта, доразработку месторождения с одновременным поиском добычей остаточных запасов путем бурения горизонтальных и боковых стволов из скважин, вышедших в тираж из-за технических и технологических причин (2).
Недостатком этого способа является то, что в условиях неоднородного многопластового месторождения происходит неравномерная выработка пластов с различной коллекторской характеристикой из-за трудности обнаружения и вовлечения в разработку скважин с большим количеством застойных зон и неправильного выбора направления бурения стволов горизонтальных и боковых скважин.
Техническим результатом изобретения является доизвлечение нефти из застойных и тупиковых зон, линз и зон с ухудшенными коллекторскими свойствами за счет оптимального выбора направления бурения вертикальных, горизонтальных и боковых стволов скважин.
Необходимый технический результат достигается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения, включающем бурение проектного числа нагнетательных и добывающих скважин, заводнение пласта и извлечение нефти на поверхность с последующим бурением дополнительных скважин, учитывающих объемную неоднородность пласта, доразработку месторождения с одновременным поиском и добычей остаточных запасов путем бурения горизонтальных и боковых стволов из скважин, вышедших в тираж из-за технических и технологических причин, боковые стволы бурят в направлении той из соседних окружающих скважин, которая имеет такие технологические показатели эксплуатации, при которых ее водонефтяной фактор к моменту одинакового обводнения окружающих скважин был бы максимальным.
На фиг. 1 представлена схема размещения проектных и дополнительных горизонтальных скважин с боковыми стволами, вскрывшими две застойные зоны (линзу и тупиковую зону); на фиг. 2 представлен график зависимости накопленного водонефтяного фактора (ВНФ) к моменту одинакового обводнения 70% от остаточных извлекаемых запасов (Qост).
Заявленный способ осуществляют в следующей последовательности.
Месторождение разбуривают проектным числом нагнетательных и добывающих скважин, осуществляют его обустройство. Производят закачку воды в нагнетательные и добычу нефти из добывающих скважин. В процессе эксплуатации производят замеры добычи нефти, воды и закачки. Уточняют запасы нефти с использованием параметров пластов после полученных в результате бурения скважин. Уточняют геологическое строение. После достижения периода падения добычи определяют подвижные запасы с использованием характеристик вытеснения. Сопоставляя запасы, подсчитанные объемным методом, и по характеристикам вытеснения определяют наличие и количество неподвижной нефти, сосредоточенной в целиках, тупиковых зонах, линзах и вблизи зон замещения. Используя полученную ранее зависимость невовлеченных в окрестности скважины остаточных запасов (Qост) от накопленного ВНФ данной скважины, выраженную уравнением регрессии ВНФ = 0,0012 Qост + 2,2912, определяют не вовлеченные остаточные запасы по каждой скважине выбранного участка. На фиг. 2 приведена данная зависимость в виде графика (получена по данным разработки месторождения ко времени 70%-ой обводненности каждой скважины). Данная зависимость существует и для других месторождений, поскольку при наличии тупиковых зон и линз возле добывающей скважины вместо неподвижной нефти добывается дополнительное количество попутной воды, что приводит к увеличению ВНФ.
Из числа скважин, вышедших в тираж по техническим (деформация колонны труб скважины и т. д. ) или по технологическим (обводнение скважины выше предельной, низкий дебит и т. д. ) причинам, выбирают скважины в зоне со значительными остаточными запасами для бурения вторых стволов. Причем второй ствол бурят в направлении тупиковых зон и линз возле добывающих скважин вместо неподвижной нефти добывают дополнительное количество попутной воды, что приводит к увеличению ВНФ. Пускают под добычу эти скважины со вторым стволом, добывают дополнительную нефть из застойных зон (тупиковые зоны, линзы). Это приводит к увеличению нефтеизвлечения.
Пример конкретного выполнения.
Осуществление данного способа показано на примере участка нефтяного месторождения (фиг. 1). Участок разбуривают проектной сеткой скважин, осуществляют их обустройство. Производят закачку воды в нагнетательные и добычу нефти из добывающих скважин. Производят замеры добычи нефти, воды и закачки. Строят литологические карты и подсчитывают запасы нефти (4376 тыс. т. геологических и 2159 тыс.т. извлекаемых). После достижения обводненности добываемой продукции до 70-80% производят оценку вовлеченных извлекаемых запасов в целом по залежи по характеристикам вытеснения - 1944 тыс.т. Разница между подсчитанными начальными и вовлеченными запасами составляет невовлеченные извлекаемые запасы - 215 тыс.т. Определяют местонахождение остаточных запасов по величине ВНФ ко времени 70% обводнения добываемой продукции. Наибольшее значение ВНФ и соответственно остаточных запасов в зоне скважин N5 (ВНФ = 2,41 и остаточные запасы - 50,6 тыс.т.), N7 (ВНФ = 2,4 и остаточные запасы - 49,3 тыс.т.) и т.д. (см. таблицу).
Бурят боковые стволы со скважин N 9 и 10, остановленных из-за достижения предельно нерентабельного дебита, по направлению скважин N 5 и 7 соответственно. Вскрывают линзу и тупиковую зону с запасами 50,6 тыс.т. и 49,3 тыс. т. Пускают эти скважины N 9 и 10 в добычу. Определяют величину дополнительно вовлеченных запасов - 25,3 тыс.т. и 24,6 тыс.т. соответственно с использованием характеристик вытеснения. Извлекаемые запасы выросли на 10% и составляют 549,4 тыс.т., против 499,5 тыс.т. из двух скважин. Дополнительная добыча нефти за весь период эксплуатации двух скважин составляет 49,9 тыс.т. Народно-хозяйственная ценность этой дополнительно добытой нефти составляет (при цене на нефть 460 руб.) 22,95 млн. руб. (за 25 лет). Среднегодовой экономический эффект на 1 скважину составляет 46 млн. руб.
Источники информации
1. US 4718485 A1, 01.1988.
2. RU 2101475 C1, 10.01.1998.
Формула изобретения: Способ разработки нефтяного месторождения, включающий бурение проектного числа нагнетательных и добывающих скважин, заводнение пласта и извлечение нефти на поверхность с последующим бурением дополнительных скважин, учитывающих объемную неоднородность пласта, доразработку месторождения с одновременным поиском и добычей остаточных запасов путем бурения горизонтальных и боковых стволов из скважин, вышедших в тираж из-за технических и технологических причин, отличающийся тем, что боковые стволы бурят в направлении той из соседних окружающих скважин, которая имеет такие технологические показатели эксплуатации, при которых ее водонефтяной фактор к моменту одинакового обводнения окружающих скважин был бы максимальным.