СПОСОБ ДОРАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Российский патент 1997 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к горной промышленности, а именно к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к доразработке нефтяного месторождения с большим фондом неработающих скважин.

Известен способ доразработки нефтяной залежи, включающий системную технологию обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин на заранее выделенных характерных участках разрабатываемого месторождения [1] Применение системной технологии предусматривает одновременную обработку нагнетательных и добывающих скважин в пределах каждого характерного участка.

Недостаток способа заключается в том, что он не учитывает истории разработки залежи и текущего распределения нефтенасыщенности как по залежи в целом, так и по характерным участкам. Это в конечном счете снижает эффективность применения способа.

Наиболее близким аналогом является способ доразработки нефтяного месторождения, имеющего фонд неработающих скважин, включающий определение режимов их возможной эксплуатации с последующим вводом в действие путем проведения в них геолого-технологических мероприятий [2]
Недостаток данного способа заключается в низкой надежности и сложности методики определения скважин, перспективных для проведения геолого-технологических мероприятий. В частности, при выборе конкретных скважин методика опирается на керновые фазовые проницаемости. Как известно, последние дают только локальную (точечную) фильтрационную характеристику порового пространства и могут сильно варьировать от точки к точке (от образца к образцу). Поэтому данный метод может привести к большим ошибкам при принятии окончательного решения и, как следствие, к большим материальным потерям при проведении тех или иных геолого-технологических мероприятий.

Техническая задача, решаемая предложенным способом, заключается в правильном выборе зон продуктивного пласта, вводимых в разработку, и выборе режима эксплуатации размещенных на ней скважин, обеспечивающего снижение обводненности нефти.

Поставленная цель достигается тем, что в известном способе доразработки нефтяного месторождения, имеющего фонд неработающих скважин, включающем определение режимов их возможной эксплуатации с последующим вводом в действие путем проведения в них геолого-технологических мероприятий, определение режимов эксплуатации производят моделированием истории разработки данного месторождения с определением в продуктивных зонах начального пластового давления и порогового коэффициента нефтенасыщенности, для которых фазовые проницаемости нефти и воды равны, после чего выявляют зоны, коэффициент нефтенасыщенности которых больше порогового коэффициента нефтенасыщенности, и определяют в этих зонах текущее пластовое давление, при этом в зонах с текущим пластовым давлением выше начального пластового давления геолого-технологические мероприятия проводят только в добывающих скважинах, а при текущем пластовом давлении ниже начального пластового давления геолого-технологические мероприятия проводят как в добывающих, так и в нагнетательных скважинах. При этом при моделировании истории разработки месторождения используют компьютерные технологии.

Существенными признаками являются: воспроизведение истории разработки залежи, определение пороговой нефтенасыщенности, начального пластового давления, выделение зон с коэффициентом нефтенасыщенности больше пороговой и определение текущего пластового давления в этих зонах. При сравнении вышеуказанных показателей осуществляют выбор скважин, подлежащих восстановлению (добывающие или нагнетательные).

На фиг. 1-3 изображены относительные фазовые проницаемости для нефти и воды F_н, F_в, соответственно для зоны с повышенной продуктивностью, для зоны со средней продуктивностью и для зоны с пониженной продуктивностью, на фиг. 4 фрагмент карты объекта разработки с выделением зон распространения различных литотипов.

Способ осуществляется следующим образом. По данным сейсмических, геофизических, лабораторных и промысловых исследований строится цифровая геологическая модель залежи. Модель отображается в вид карт насыщенности, пористости, проницаемости, зон распространения коллекторов различных литотипов и т. п. На картах выделяются зоны с различными физико-гидродинамическими параметрами, которые далее именуются зонами различной продуктивности.

С помощью компьютерных технологий воспроизводится история разработки залежи с учетом реальной динамики добычи нефти, воды и закачка воды. При этом на скважинах задаются фактические среднегодовые дебиты жидкости. Эти данные хранятся и обрабатываются специальными базами данных. В процессе воспроизведения истории разработки за счет подгонки таких параметров, как коэффициенты продуктивности (приемистости), проницаемость, относительные фазовые проницаемости, размеры законтурной области, геологические запасы и т.п. добиваются близости расчетных и фактических среднегодовых дебитов нефти, забойных давлений по скважинам, пластовых давлений по зонам, участкам и т.п. Как правило, воспроизведение истории разработки с помощью компьютерного моделирования производится путем серии прогонов компьютерной модели, так как надежные методы автоматизированной настройки (идентификации) параметров в настоящее время отсутствуют. Успешное решение задачи адаптации по данным истории разработки в значительной степени зависит от размерности математической модели и качества промысловой информации, то есть достоверности фактических показателей разработки. Воспроизведение истории разработки месторождения с помощью компьютерного моделирования позволяет определить текущее распределение запасов нефти и нефтенасыщенности в пласте и уточнить необходимые параметры, обеспечивающие надежность прогноза динамики добычи нефти.

В предлагаемом способе доразработки месторождения ключевое значение имеет определение функций относительных фазовых проницаемостей в каждой из выделенных зон продуктивности по данным истории разработки.

После определения этих функций для каждой зоны продуктивности определяется пороговый коэффициент нефтенасыщенности, который на графике зависимости относительной фазовой проницаемости от нефтенасыщенности представляет собой абсциссу точки пересечения краевых фазовых проницаемостей (фиг. 1-3). Из фиг. 1 следует, что фазовые проницаемости для нефти и воды при коэффициенте нефтенасыщенности, равным пороговому, равны. В области S_н> S*н

фазовая проницаемость для нефти быстро возрастает, а для воды убывает. В области S_н< S*н, наоборот быстро возрастает фазовая проницаемость для воды и убывает проницаемость для нефти. Поэтому ввод добывающих скважин в зонах, где коэффициент нефтенасыщенности выше пороговой, позволит добывать малообводненную нефть.

Далее по результатам воспроизведения истории разработки строятся карты текущей нефтенасыщенности, на которых выделяются зоны, где текущая нефтенасыщенность больше или равна пороговой нефтенасыщенности.

После этого определяют среднее текущее пластовое давление в каждой из выделенных зон со значением текущей нефтенасыщенности больше или равной пороговой. Если среднее текущее пластовое давление зоны выше начального пластового давления, то вводят в эксплуатацию только добывающие скважины, то есть геолого-технологическим мероприятиям (подземный ремонт, воздействие на призабойную зону потокоотклоняющими композициями на эмульсионной и гелевой основе, гидроразрыв пласта, гидропескоструйное вскрытие пласта каналами щелевой формы, бурение вторых стволов с наклонным и горизонтальным входом в продуктивный пласт и т. п.) подвергаются только добывающие скважины. Если среднее текущее пластовое давление зоны ниже начального пластового давления, часть восстанавливаемых скважин переводят под нагнетание, то есть проводят геолого-технологические мероприятия как в добывающих, так и в нагнетательных скважинах.

Пример реализации способа. Объект разработки БС111

Холмогорского нефтяного месторождения характеризуется следующими геолого-физическими параметрами: средняя глубина залегания, 2640 м; тип залежи пластово-сводовая; тип коллектора поровый; площадь нефтеносности 235860 тыс.м²; средняя общая толщина 25,5 м; средняя нефтенасыщенная толщина 7,4 м; пористость 0,20; средняя насыщенность нефтью 0,647; проницаемость 0,076 мкм²; коэффициент песчанистости 0,32; коэффициент расчлененности 4,38; пластовая температура 89^oС; начальное пластовое давление 25,8 МПа; вязкость нефти в пластовых условиях 1,52 МПа•с; плотность нефти в пластовых условия 0,777 т/м³; объемный коэффициент нефти 1,173; содержание в нефти, сера 0,71; парафин 3,98; давление насыщения нефти газом 9,4 МПа; газосодержание нефти 58,0 м³зкость воды в пластовых условия 0,5 МПа•с; плотность воды в пластовых условия 1,0 т/м³; средняя продуктивность 2,5•10 м₃ (сут•МПа); средняя приемистость 12,8•10 м₃/(сут•МПа); текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,341.

Объект БС111

находится на поздней стадии разработки. На 1.01.96 более 60% пробуренного фонда скважин не принимают участие в добыче нефти и закачке воды. В эту категорию входят простаивающие и бездействующие скважины, а также скважины, находящиеся в консервации, в ожидании ликвидации и контрольные.

По данным геофизических и промысловых исследований строится карта объекта разработки с выделением зон распространения различных литотипов, которые характеризуются различной продуктивностью (фрагмент карты приведен на фиг. 4). На рассматриваемом объекте разработки выделены три зоны продуктивности с повышенными, средними и пониженными значениями физико-гидродинамических параметров:
На основе компьютерных технологий воспроизводится двадцатилетняя история разработки объекта. При этом на конец истории определяются распределения нефтенасыщенности и пластового давления. Одновременно, для каждой зоны продуктивности определяются относительные фазовые проницаемости для нефти и воды, а также пороговые значения нефтенасыщенности, соответствующие точке пересечения кривых (фиг. 1-3).

Далее на карту распространения литотипов (зон различной продуктивности) наносятся зоны, в которых значение нефтенасыщенности выше или равно пороговому значению. В выделенных таким образом зонах определяется среднее пластовое давление.

Вслед за этим принимается решение о проведении в этих зонах тех или иных геолого-технологических мероприятий. Так, в зоне (район скв. NN 1186, 1187, 1188) и в зоне (район скв. NN 371, 3096, 1466) подлежат выводу из бездействия скважины NN 1186, 1187, 1188, 371, 378, 379, 361, 3092 и 3096 как добывающие, поскольку в этих зонах среднее пластовое давление определено выше начального (25,8 МПа) и составляет соответственно 26,2 и 26,5 МПа. В зоне (район скв. NN 396, 713, 715) среднее пластовое давление ниже начального и равно 19,5 МПа, в связи с этим скважины NN 713, 714, 396 и 397 подлежат выводу из бездействия как добывающие, а скважина N 395 подлежит выводу из бездействия как нагнетательная.

После проведения в неработающих скважинах Холмогорского месторождения в целом необходимых геолого-технологических мероприятий в соответствии с изложенным способом доразработки нефтяных месторождений были получены следующие результаты. Дополнительная добыча нефти только за 5 лет доразработки составит свыше 1,4 млн.т. Одновременно замедляется рост обводненности продукции. При этом происходит сокращение количества выводимых из бездействия скважин и в конечном итоге улучшение экономических показателей разработки месторождения в целом.

Изобретение относится к горной промышленности, а именно к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к доразработке нефтяного месторождения с большим фондом неработающих скважин. Согласно предлагаемому способу необходимость ввода скважин в эксплуатацию определяют по данным карт текущей нефтенасыщенности с определением предварительно коэффициента пороговой нефтенасыщенности. Мероприятия по вводу скважин в эксплуатацию осуществляют путем воспроизведения истории разработки данного месторождения, определения в продуктивных зонах начального пластового давления и порогового коэффициента нефтенасыщенности, для которых фазовые проницаемости нефти и воды равны, и выделения на картах объекта разработки зон с коэффициентом нефтенасыщенности больше порогового коэффициента нефтенасыщенности. После чего определяют в этих зонах текущее пластовое давление. При этом в зонах с текущим пластовым давлением выше начального пластового давления геолого-технологические мероприятия проводят как в добывающих, так и в нагнетательных скважинах. 1 табл. 4 ил.

Способ доразработки нефтяного месторождения, имеющего фонд неработающих скважин, включающий определение режимов их возможной эксплуатации с последующим вводом в действие путем проведения в них геолого-технологических мероприятий, отличающийся тем, что определение режимов эксплуатации производят моделированием истории разработки данного месторождения с определением в продуктивных зонах начального пластового давления и порогового коэффициента нефтенасыщенности, для которых фазовые проницаемости нефти и воды равны, после чего выявляют зоны, коэффициент нефтенасыщенности которых больше порогового коэффициента нефтенасыщенности, и определяют в этих зонах текущее пластовое давление, при этом в зонах с текущим пластовым давлением выше начального пластового давления геолого-технологические мероприятия проводят только в добывающих скважинах, а при текущем пластовом давлении ниже начального пластового давления геолого-технологические мероприятия проводят как в добывающих, так и в нагнетательных скважинах.