СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ

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

Известен способ размещения скважин по спектрально-временным параметрам нефтегазопродуктивных типов геологического разреза, согласно которому проводят бурение скважин с отбором керна, электрический, радиоактивный, акустический, сейсмический каротаж, испытание скважин, исследование керна, сейсморазведочные работы МОГТ и суждение по полученным данным о нефтегазопродуктивных, иных типах геологического разреза исследуемого объекта. Местоположение выявленных типов разреза определяют на картах по изолиниям равных значений спектрально-временных параметров, представляющих собой произведение удельных по частоте и времени спектральных плотностей энергетического частотного и временного спектров на максимальные частоту и время, либо на средневзвешенные значения частоты и времени, а также отношение энергии высоких частот и больших времен к энергии низких частот и малых времен сейсмической записи. Скважины размещают по принципу максимальных, эффективных продуктивных объемов на изолиниях спектрально-временных параметров, соответствующих нефтегазопродуктивным типам геологического разреза, в доверительном интервале, равном ±0,5 сечения карт (патент РФ №2205435, опубл. 27.05.2003).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки способ разработки нефтяных или нефтегазоконденсатных месторождений на поздней стадии, включающий отбор продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, каротажные исследования скважин, анализы керна и пластовых флюидов, анализ данных по эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин, построение геолого-гидродинамической модели разработки продуктивных отложений, выявление участков с остаточной насыщенностью продуктивных отложений, составление мероприятий по их доизвлечению и прогноз показателей добычи продукции на геолого-гидродинамической модели, последующую разработку месторождения в соответствии сданными геолого-гидродинамической модели. Дополнительно проводят сейсмические исследования месторождения, каротажные исследования проводят на действующих скважинах с охватом 20-25% существующего фонда скважин, определяют текущие значения пористости, проницаемости, положения водонефтяного контакта, газонефтяного контакта и остаточную нефтегазоконденсатонасыщенность пластов. Бурят новые скважины или забуривают боковые стволы с отбором керна в объеме 0,5-1,5% существующего фонда скважин и производят определение свойств продуктивных пластов по керну. Проводят отбор глубинных проб флюида на 3-5% действующего фонда скважин и их комплексный анализ. Проводят термогидродинамические исследования скважин с охватом не менее 60% действующего фонда. Создают базу данных по текущим параметрам на поздней стадии разработки пластов и строят геолого-гидродинамическую модель текущего состояния разработки месторождения, учитывающую техногенные изменения объекта с ее помесячной адаптацией по показателям эксплуатации скважин за последние 1-3 года. Устанавливают состояние, объемы и распределение техногенно измененных запасов углеводородов месторождения. Рассчитывают различные варианты разработки на прогноз с учетом сложившихся гидротермодинамических условий, характеристик пластов и насыщающих флюидов и реализуют на месторождении наиболее эффективный из них (патент РФ №2346148, опубл. 10.02.2009 - прототип).

Известные способы направлены на извлечение нефти из однородных пластов и не позволяют разрабатывать сложную залежь с достижением высокой нефтеотдачи.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, согласно изобретению уточняют характеристики пластов, для чего по картам текущей нефтенасыщенности пластов или данным сейсморазведочных работ выделяют в межскважинном пространстве по пористости, песчанистости, глинистости и эффективной толщине пласты с одинаковыми в пределах ±20% характеристиками по этим показателям, выявляют появление недренируемых участков, застойных зон и простирание по залежи пластов с одинаковыми характеристиками, которые выделяют в самостоятельные объекты разработки, вносят изменения в модель разработки нефтяной залежи, для чего на выделенные пласты под самостоятельную разработку дополнительно бурят добывающие и нагнетательные скважины или существующие добывающие и нагнетательные скважинына выделенных пластах дополнительно перфорируют, а разработку проводят преимущественно выделенных пластов.

Сущность изобретения

На начальном этапе разработки месторождения разбуривание залежи обычно производят методом «от известного к неизвестному» согласно проектным документам, которые в большинстве случаев предусматривают строгие геометрические принципы (разрезающие ряды, ячейки, треугольники, квадраты и т.д.). На последующих этапах разработки при необходимости сгущения сетки скважин также применяют либо геометрические принципы, либо информацию из ранее пробуренных скважин. В данных случаях и вначале разработки и в последующем отсутствует информация о площадном распределении фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) в межскважинном пространстве. В условиях резкой латеральной изменчивости геологических свойств пластов-коллекторов (палеорусла, врезы, тектонические и литологические осложнения и т.д.) эффективность бурения резко снижается вследствие вскрытия скважинами продуктивных пластов с низкими или разными ФЕС. То есть существующие системы размещения скважин не позволяют избирательно бурить скважины на тот тип коллектора, который необходим для достижения максимальной нефтеотдачи залежи. В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.

При разработке нефтяной залежи ведут отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Уточняют характеристики пластов в межскважинном пространстве по пористости, песчанистости, глинистости и эффективной толщине. Выделяют пласты с одинаковыми в пределах до ±20% характеристиками по этим показателям. Вносят изменения в модель разработки нефтяной залежи и проводят воздействие преимущественно по выделенным пластам.

Уточнение характеристик пластов в межскважинном пространстве выполняют с применением сейсморазведочных работ 3D, 4D, а также карт текущей нефтенасыщенности коллекторов, полученным по результатам модельных работ. Строят карты пористости, глинистости, песчаностости и эффективной толщины. В разрезе залежи выделяют пласты, пропластки, участки залежи с показателями пористости, глинистости, песчаностости и эффективной толщины, отличающимися друг от друга не более, чем на±20%. Выявляют простирание по залежи выделенных пластов. Данные о таких пластах вносят в модель разработки нефтяной залежи с заданием воздействия преимущественно по этим пластам. Проводят воздействие на такие пласты размещением вновь бурящихся добывающих и нагнетательных вертикальных и горизонтальных скважин или подключением к воздействию на такие пласты пробуренных скважин соответствующей перфорацией скважин и организации отбора и закачки в пласты.

Воздействие на однородные пласты приводит к наиболее полному извлечению нефти из таких пластов. Поскольку в основном в залежи имеет место горизонтальная проницаемость, то рабочий агент от нагнетательных скважин, будучи закачан в такой пласт, вытесняет нефть преимущественно из этого пласта, а при наличии отбора нефти из этого пласта вытеснение нефти становится наиболее полным. Нефтеотдача залежи увеличивается.

Интервал до ±20% выбран из практики разработки однородных пластов. Так при наличии в залежи пористости в пределах от 5 до 50%, выбирают пласты с пористостью 5, 6, 7% и объединяют их в объект воздействия. Интервал 6±1% пористости соответствует интервалу ±20%. Выбранный интервал пластов разрабатывают заводнением как самостоятельный объект разработки. Далее выбирают следующий интервал, например, 20, 21, 22, 23, 24% пористости. Интервал 22±2% пористости укладывается в заявленный интервал до ±20%.

Аналогично подбирают пласты по песчаностости, глинистости и эффективной толщине. Пласт, соответствующий всем четырем показателям с интервалом свойств до ±20%. т.е. по пористости, песчаностости, глинистости и эффективной толщине, выделяют в самостоятельный объект разработки. Прослеживают расположение в залежи пласта с выбранными показателями и организуют воздействие на него как на самостоятельный объект разработки.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина 1250 м, пластовая температура 23°C, начальное пластовое давление 12 МПа, пористость 5-33%, проницаемость 10-30 мД, нефтенасыщенность 70-75%, песчанистость 0,11-0,95, глинистость 0-10%, эффективная толщина 0,5-20 м. Нефть залежи имеет плотность 0,865 г/см³, вязкость нефти в пластовых условиях 50 мПа·с. Коллектор продуктивных пластов - терригенный. Залежь разрабатывают редкой сеткой скважин с основной сеткой 500×500 м в течение 10 лет. Отбирают нефть через 50 добывающих скважин и закачивают пластовую воду через 15 нагнетательных скважин. Текущая нефтеотдача залежи составляет 10%, средняя обводненность 15%, средний дебит добывающих скважин 10 м²/сут. Текущая нефтеотдача не достигает проектных расчетных значений на 1%. Принято решение провести мероприятия по повышению нефтеотдачи залежи.

На залежи проводят сейсмические исследования 3D. За базовые показатели принимают данные пробуренных скважин. С помощью сейсмических исследований через 25 м в двух перпендикулярных направлениях уточняют ФЕС залежи в межскважинном пространстве и на основании исследований строят 4 карты залежи с изолиниями пористости, песчанистости, глинистости и эффективной толщины. Исследования показывают наличие на залежи участков с врезами неколлектора, участков с глинистыми пропластками, участков с резко меняющейся толщиной продуктивного пласта вплоть до нуля. Такие данные на начальном этапе разработки залежи отсутствовали, что привело к ошибочному мнению об однородном продуктивном пласте. Разработка такой такой залежи методом заводнения привела к появлению недренируемых участков и застойных зон.

На основании сейсмических исследований выделяют пласты с одинаковыми в пределах до ±20% характеристиками по показателям коэффициентов пористости, песчанистости, глинистости и эффективной толщины. Так выявлен пласт, простирающийся по залежи на 10 км с показателями коэффициентов пористости в пределах от 18 до 23%, песчанистости в пределах от 0,80 до 0,85, глинистости в пределах от 3 до 5% и эффективной толщины в пределах от 4 до 6 м. Данные о выделенном пласте закладывают в модель разработки и проводят изменение модели разработки залежи. В соответствии с новой моделью 4 существующие добывающие скважины и 3 существующие нагнетательные скважины дополнительно перфорируют в интервале выделенного пласта. Дополнительно в выделенный пласт бурят 3 горизонтальные добывающие скважины и 2 вертикальные нагнетательные скважины. Закачивают рабочий агент - пластовую воду через нагнетательные скважины и отбирают нефть через добывающие скважины.

В результате через год текущая нефтеотдача достигла проектного значения и составила 11,1%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи нефти.