5.6 Разработка застойных и тупиковых зон, линз и зон с ухудшенными коллекторскими свойствами

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 [15].

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. доразработка месторождения ведется 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 рисунке 5.8 представлена схема размеще­ния проектных и дополнительных горизон­тальных скважин с боковыми стволами, вскрывшими две застойные зоны (линзу и тупиковую зону); на рисунке 5.9 представлен график зависимости накопленного водонефтяного фактора (ВНФ) к моменту одинако­вого обводнения 70 % от остаточных извлекаемых запасов (Q_oct).

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.

Рисунок 5.8 - Схема размеще­ния проектных и дополнительных

горизон­тальных скважин с боковыми стволами, вскрывшими

две застойные зоны

Остаточные извлекаемые запасы, Q, тыс.т

Рисунок 5.9 - График зависимости накопленного водонефтяного фактора (ВНФ) к моменту одинако­вого обводнения 70 % от остаточных извлекаемых запасов (Q_oct)

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 (Q_oct) от накопленного ВНФ данной скважины, выра­женную уравнением регрессии ВНФ = 0,0012Q_oct + 2,2912, определяют не вовлеченные остаточные запасы по каждой скважине выбранного участка. На рисунке 5.9 приведена данная зависимость в виде графика (получе­на по данным разработки месторождения ко времени 70 % - ной 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.