Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи.

Известен способ определения границы залежи по результатам гидродинамических исследований скважин (Рахимкулов И.Ф. К расшифровке результатов исследования неоднородных пластов. Известия ВУЗов. - Баку: Нефть и газ, 8, 1964, с.31-37).

Недостатком способа является необходимость использования при определении границы залежи коэффициента пьезопроводности, который определяют помимо самих гидродинамических исследований, что вносит дополнительную погрешность в результаты определений размеров залежи и тем самым и запасов нефти, при этом данный способ не обеспечивает поиск залежей нефти внутри разрабатываемого месторождения.

Известен способ разработки неоднородного нефтяного месторождения (патент RU №2259474, МПК 8 Е21В 43/20, опубл. 27.08.2005 г.), предусматривающий бурение нагнетательных и добывающих скважин, заводнение пласта и извлечение нефти на поверхность, уточнение геологического строения по результатам бурения и моделирования и бурение дополнительных скважин с горизонтальным стволом или горизонтальных стволов из старых скважин, определение расположения границ зон замещения коллекторов, дополнительно рассчитывают количество неподвижной нефти, сосредоточенной вблизи зон замещения коллекторов, затем осуществляют бурение горизонтальных стволов из старых скважин, расположенных вблизи границ зон замещения коллекторов и/или новых скважин с горизонтальным стволом в этой зоне, причем горизонтальные стволы бурят в направлении, перпендикулярном границе зоны замещения.

Недостатком данного способа является то, что он не позволяет ввести в разработку остаточные нефтенасыщенные интервалы, расположенные вблизи зон разрыва зон замещения коллекторов, характеризуется пониженным значением конечного коэффициента извлечения нефти.

Также известен способ определения запасов нефтяной залежи (патент RU №2186211, МПК 8 Е21В 43/20, опубл. 27.07.2002 г.), согласно которому на участке залежи определяют расположение оси залежи, проводят гидродинамические исследования скважины, не лежащей на оси залежи, с продолжительностью исследования, обеспечивающей получение на кривой восстановления давления двух отраженных сигналов давления от ближней и дальней границ залежи, определяют время приходов отраженных сигналов давлений от ближнего и дальнего краев залежи и ширину полосы залежи. По объему залежи, коллекторским свойствам и свойствам пластовой жидкости определяют запасы нефти.

Данный способ позволяет определять границы залежи, но не позволяет находить внутри месторождения невыработанные зоны остаточной нефти и отдельные залежи, а также определять водонасыщенные зоны.

Способ разработки нефтяного месторождения (патент RU №2417305, МПК 8 Е21В 43/20, опубл. 27.04.2010 г.), включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и уточнение границ залежей, при уточнении границ залежи анализируют положение водонефтяного контакта в скважинах, находящихся длительное время в простое, по положению водонефтяного контакта в скважинах от верхнего к нижнему определяют направление движения водного потока по месторождению, по направлению движения водного потока выделяют структуры с имеющимися крутыми склонами или гидрозамком, анализируют на этой структуре высоту и ширину гидрозамка, при отношении высоты к ширине структуры более одной структуру квалифицируют как залежь, перфорируют существующие пласты скважин в выделенных структурах, и/или углубляют существующие скважины на выделенные структуры, и/или бурят добывающие скважины на выделенных структурах и отбирают нефть.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, длительность осуществления способа при определении невыработанных интервалов остаточной нефти внутри месторождения перед перфорацией (вскрытием), при этом при отношении высоты к ширине структуры более одной, то структуру квалифицируют как залежь, что может привести к ошибке при последующем вскрытие интервалов остаточных зон нефти и, как следствие, неполной выработке зон с остаточной нефтью;

- во-вторых, невысокая точность определения интервалов водонасыщенных зон, которые определяют по положению водонефтяного контакта в скважинах от верхнего к нижнему и определяют направление движения водного потока по месторождению, которое может изменяться со временем и при последующем вскрытии интервалов остаточных зон нефти возможна погрешность и, как результат, вскрытие водоносыщенных (заводненных) интервалов залежи, что приведет к преждевременному обводнению залежи.

Технической задачей изобретения является повышение точности определения интервалов размещения водонасыщенных зон и остаточных нефтенасыщенных зон по геологическим разрезам вскрытыми скважинами внутри залежи и сокращение длительности осуществления способа.

Поставленная техническая задача решается способом разработки нефтяной залежи на поздней стадии, включающим бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, бурение дополнительных скважин, вскрытие остаточных нефтенасыщенных интервалов.

Новым является то, что во всех вновь пробуренных дополнительных скважинах определяют остаточные нефтенасыщенные и заводненные интервалы до обсаживание скважины, для этого осуществляют одномоментное определение температурного поля по всей длине скважины в реальном времени как при заполнении ствола нагретой промывочной жидкостью или водой, так и после заполнения с использованием волоконно-оптической системы и в случае поглощения промывочной жидкости или воды увеличивают объем их подачи, обеспечивающий полное заполнение скважины, после обсаживания скважин вскрывают остаточные нефтенасыщенные и/или водонасыщенные интервалы и производят отбор и/или закачку вытесняющего агента.

Предлагаемый способ направлен на максимальное вовлечение в разработку остаточных нефтенасыщеных зон нефти залежи с учетом водонасыщенных зон путем повышения точности определения интервалов размещения нефте- и водонасыщенных зон в геологическом разрезе скважины и, как следствие, повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки.

На чертеже представлена схематично термограмма.

Суть предложенного способа заключается в следующем.

Способ разработки нефтяной залежи включает бурение добывающих и нагнетательных скважин (по проектной сетке разработке). Закачку вытесняющей жидкости в нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины. В процессе разработки залежи нефти ее запасы истощаются и залежь постепенно обводняется, при этом ее дальнейшая разработка становится экономически неэффективной, но при этом остаются зоны остаточной нефтенасыщенности. Для выработки оставшихся запасов нефти и снижения обводненности добываемой продукции (нефти) на нефтяной залежи производят разбуривание новых скважин (по любой известной сетке разработки).

Во вновь пробуренных (дополнительных) скважинах перед обсаживанием (спуском обсадной колонны и цементированием) скважин производят волоконно-оптическую систему скважинной термометрии (температурные измерения в скважине) для изучения распределения температуры по всему геологическому разрезу вскрытому скважиной и определения геотермического градиента с целью определения остаточных нефтенасыщенных интервалов. Волоконно-оптическая система скважинной термометрии включает в себя волоконно-оптический кабель, например волоконно-оптический кабель для измерения температурного распределения в паронагнетательных скважинах (патенте RU №2238578, МПК 8 G02B 6/44, опубл. в бюл. №29 от 20.10.2004 г.), который устанавливают поочередно или одновременно в нескольких вновь пробуренных скважинах от устья до забоя, и электронный блок, устанавливаемый на поверхности каждой скважины, в которой производят термометрию, при этом оптическое волокно является одновременно и распределенным датчиком температуры, и каналом передачи информации из ствола скважины на поверхность. Измерение теплового поля скважины производится посредством определения изменений температуры вдоль оптического кабеля, размещенного в стволе скважины от устья до забоя, по отношению к реперному отрезку световода, находящемуся в электронном блоке прибора.

Далее, в скважину, в которую спущен волоконно-оптический кабель, соединенный с электронным блоком на поверхности скважины закачивают воду, например пресную воду плотностью ρ=1000 кг/м³ или промывочную жидкость, использовавшуюся при бурении данной скважины, и в том и в другом случае нагретые до температуры 80-100°C. При заполнении скважины промывочной жидкостью или водой, имеющей температуру 80-100°C снимают термограмму на электронный блок, при этом полученная термограмма ствола скважины фиксируется в реальном времени (см. фиг.1).

В случае поглощения промывочной жидкости или воды увеличивают объем подачи до полного заполнения скважины. Например, на термограмме видно, что водонасыщенные интервалы скважины расположены в интервалах 750±10 м и 1560±10 м, где происходит более быстрое охлаждение воды (промывочной жидкости) из-за более высокой теплопроводности водонасыщенных (заводненных) зон температура снижается ниже 60°C, в то время как в интервалах нефтенасыщенных зон: 1320±5 м и 1730±5 м температура не снижается до 70°C вследствие меньшей теплопроводности нефтенасыщенных зон в сравнении с водонасыщенными зонами.

Принцип действия распределенных датчиков температуры основан на использовании эффекта спонтанного комбинационного рассеяния в материале волоконно-оптического световода и применении технологии оптической рефлектометрии. Лазерный импульс, распространяющийся вдоль световода, взаимодействует с его материалом, при этом часть фотонов рассеивается в обратном направлении, неся информацию о температурных колебаниях молекул, соответственно из спектра рассеянного излучения можно получить информацию о температуре вдоль световода. Действие системы основано на изменении температуры световода, проложенного вдоль геологического разреза, вскрытого скважиной. Главным отличием системы распределенного мониторинга температурного поля протяженного объекта от традиционных точечных термометров является возможность одномоментного определения температурного поля контролируемого объекта по всей его длине в реальном времени. Кроме того, следует отметить надежность и длительный срок работы волоконно-оптической системы, высокую стабильность и помехозащищенность кабеля-датчика, обеспечивающие работу системы распределенной термометрии в течение межремонтного периода или жизни скважины.

Также возможно проведение мониторинга в реальном времени работы залежи в целом посредством термометрии продуктивной толщи с применением оптоволоконного геофизического кабеля, установленного в нескольких скважинах по площади всей залежи, при этом обеспечивается текущее уточнение геологической и гидродинамической моделей залежи.

Высокая временная частота последующих замеров позволяет получить трехмерный график длина-время-температура (на чертеже не показано), что гарантирует пользователю возможность выявления имеющихся аномалий температурного поля в режиме реального времени. При проведении термометрии в заводненных интервалах происходит более быстрое охлаждение воды (промывочной жидкости) из-за более высокой теплопроводности водонасыщенных (заводненных) зон, о чем свидетельствуют данные термометрии, которые позволяют выделить заводненные интервалы или интервалы нефтенасыщенные (не заводненные) остаточной нефти.

После этого во вновь пробуренных (дополнительных) скважинах производят спуск обсадной колонны и их цементирование со вскрытием (перфорацией) остаточных нефтенасыщенных интервалов по геологическому разрезу скважины, оснащают эксплуатационным оборудованием и запускают дополнительные скважины как добывающие или нагнетательные, соответственно под отбор нефти из нефтенасыщенной зоны или закачку вытесняющего агента (воды) в нефтенасыщенную зону залежи, например в случае приконтурного и внутриконтурного заводнения залежи.

При необходимости вскрывают (перфорируют) и интервалы водонасыщенных зон например для межскважинной перекачки (МСП) воды из одной скважины в другую или внутрискважинной перекачки (ВСП) воды, например из водоносного пласта в нефтеносный или одновременный отбор и закачку воды в одну скважину. Таким образом, продолжают разработку нефтяной залежи на поздней стадии до полной выработки остаточных нефтенасыщенных зон.

Применение предложенного способа разработки нефтяной залежи на поздней стадии позволяет повысить точность определения интервалов размещения водонасыщенных зон и остаточных нефтенасыщенных зон по геологическим разрезам вскрытыми скважинами внутри залежи и сократить длительности осуществления способа путем проведения волоконно-оптической системы скважинной термометрии, что дает возможность производить вскрытие (перфорацию обсадной колонны) только в нефтенасыщенных интервалах остаточной нефти залежи, что, в свою очередь, позволяет добывать продукцию с меньшей обводненностью, увеличить добычу нефти и, как следствие, увеличить охват пластов разработкой (заводнением) и, как результат, увеличить конечную нефтеотдачу.