СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ПРОДУКТИВНОЙ ЗАЛЕЖИ В КРИСТАЛЛИЧЕСКОМ ФУНДАМЕНТЕ Российский патент 1998 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к горнодобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной, нефтегазовой, газовой залежи, а также залежи подземных вод с полезными для жизнедеятельности человека веществами.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины с последующей доразведкой залежи и определением ее границ [1].

Известный способ позволяет отбирать основные запасы и запасы залежи из доразведанных зон, однако при этом определение границ проводится с невысокой точностью, что снижает нефтеотдачу залежи.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки углеводородной залежи, включающий выбор региона с большим количеством углеводородных месторождений, расположенных в зонах осадочных пород, определение в Земной коре выбранного региона зоны кристаллического фундамента под осадочными породами, определение в зоне кристаллического фундамента зоны уплотнения с нулевой проницаемостью и зоны разуплотнения с проницаемостью углеводородных коллекторов, находящейся под зоной уплотнения, определение размеров и конфигурации зоны разуплотнения, бурение добывающих скважины и отбор углеводородов [2].

Известный способ позволяет определять в кристаллическом фундаменте запасы углеводородов, однако точность определения запасов невелика, а их разработка недостаточно эффективна.

В изобретении решается задача увеличения точности определения запасов продуктивной залежи в кристаллическом фундаменте и повышение эффективности их разработки.

Задача решается тем, что в способе разработки продуктивной залежи в кристаллическом фундаменте, включающем выбор региона с большим количеством продуктивных месторождений, расположенных в зонах осадочных пород, определение в Земной коре выбранного региона зоны кристаллического фундамента под осадочными породами, определение в зоне кристаллического фундамента зоны уплотнения с нулевой проницаемостью и зоны разуплотнения с проницаемостью коллекторов, находящейся под зоной уплотнения, определение размеров и конфигурации зоны разуплотнения, бурение по крайней мере одной добывающей скважины и отбор флюидов, согласно изобретению, анализируют форму, толщину и площадь зоны уплотнения, при наличии куполообразной формы и толщины и площади зоны уплотнения, достаточных для сдерживания восходящих потоков флюидов, бурение по крайней мере одной добывающей скважины проводят через купольную часть зоны уплотнения в зону разуплотнения, в зоне разуплотнения определяют пласты-коллекторы и пласты-неколлекторы, испытывают на приток пласты-коллекторы, начиная с нижнего пласта-коллектора, при наличии притока продуктивных флюидов запускают скважину в эксплуатацию, а дальнейшую сетку размещения добывающих скважин определяют в зависимости от коллекторских свойств пласта-коллектора. В добывающих скважинах проводят работы по увеличению продуктивности скважин.

Существенными признаками изобретения являются следующие:
1. выбор региона с большим количеством продуктивных месторождений, расположенных в зонах осадочных пород;
2. определение в Земной коре выбранного региона зоны кристаллического фундамента под осадочными породами;
3. определение в зоне кристаллического фундамента зоны уплотнения с нулевой проницаемостью и зоны разуплотнения с проницаемостью углеводородных коллекторов, находящихся под зонами уплотнения;
4. определение размеров и конфигурации зоны разуплотнения;
5. бурение по крайней мере одной добывающей скважины;
6. отбор флюидов;
7. анализ формы, толщины и площади зоны уплотнения;
8. при наличии куполообразной формы и толщины и площади зоны уплотнения, достаточных для сдерживания восходящих потоков флюидов, бурение по крайней мере одной добывающей скважины через купольную часть зоны уплотнения в зону разуплотнения;
9. в зоне разуплотнения определение пластов-коллекторов и пластов-неколлекторов;
10. испытание на приток пластов-коллекторов, начиная с нижнего пласта-коллектора;
11. при наличии притока продуктивных флюидов запуск скважины в эксплуатацию;
12. определение дальнейшей сетки размещения добывающих скважин в зависимости от коллекторских свойств пласта-коллектора;
13. проведение в добывающих скважинах работ по увеличению продуктивности скважин.

Признаки 1 - 6 являются общими с прототипом, признаки 7 - 12 являются существенными отличительными признаками изобретения, признак 13 является частным существенным отличительным признаком изобретения.

Как правило при разработке нефтяных, нефтегазоконденсатных, газовых залежей, а также залежей воды, содержащей полезные для жизнедеятельности человека вещества, уточнение границ и запасов происходит при разбуривании залежи. Однако при бессистемном разбуривании возникают большие расходы на бурение скважин, когда скважины не попадают в продуктивные зоны. Особенно большие расходы на нерациональное бурение возникают при бурении глубоких и сверхглубоких скважин для разработки залежи в кристаллическом фундаменте. В предложенном изобретении решается задача более точного прогнозирования продуктивных зон залежи, увеличения точности определения запасов в кристаллическом фундаменте и за счет этого сокращение затрат на нерациональное бурение и повышение эффективности разработки продуктивной залежи.

Задача решается следующей совокупностью действий.

При разработке продуктивной залежи в кристаллическом фундаменте проводят определение в Земной коре зоны кристаллического фундамента под осадочными породами. Работы проводят в регионе с большим количеством углеводородных месторождений, расположенных в зонах осадочных пород, например, на территории Татарстана. В основе поиска и разработки месторождений в кристаллическом фундаменте лежит теория о восхождении углеводородов и прочих флюидов, имеющих плотность меньше плотности пластовых вод, из толщи Земной коры. В зоне кристаллического фундамента определяют зоны уплотнения с нулевой проницаемостью и зоны разуплотнения с проницаемостью продуктивных коллекторов, находящихся под зонами уплотнения. При этом предполагают, что зоны уплотнения могут выполнять роль экрана, задерживающего восхождение углеводородов и прочих флюидов, а зоны разуплотнения - роль их накопителей. Далее проводят определение размеров и конфигурации зоны разуплотнения и определяют возможные запасы и целесообразность бурения добывающей скважины. Анализируют форму, толщину и площадь зоны уплотнения и определяют ее пригодность выполнять роль задерживающего экрана. При наличии куполообразной формы и толщины и площади зоны уплотнения, достаточных для сдерживания восходящих потоков флюидов, бурят добывающую скважину через купольную часть зоны уплотнения в зону разуплотнения. В зоне разуплотнения определяют пласты-коллекторы и пласты-неколлекторы и испытывают на приток пласты-коллекторы, начиная с нижнего пласта-коллектора. При наличии притока углеводородов или прочих продуктивных флюидов запускают скважину в эксплуатацию, а дальнейшую сетку размещения добывающих скважин определяют в зависимости от коллекторских свойств пласта-коллектора. В добывающих скважинах проводят работы по увеличению продуктивности скважин, например гидроразрыв пласта, бурение горизонтальных и наклонных стволов и т.п.

Пример 1. В регионе Татарстана с большим количеством нефтяных месторождений, расположенных в зонах осадочных пород, определяют в Земной коре под осадочными породами ниже абсолютной отметки 1600 м зону кристаллического фундамента. Определяют ниже абсолютной отметки - 1600 м в зоне кристаллического фундамента зоны уплотнения с нулевой проницаемостью с размерами более 100 м. Определяют зоны разуплотнения с проницаемостью углеводородных коллекторов более 0,05 мкм², находящихся ниже абсолютной отметки - 1600 м под зонами уплотнения. Определяют размеры и конфигурацию зоны разуплотнения, представляющую собой линзы с размерами более 100 м в диаметре. Анализируют форму, толщину и площадь зоны уплотнения. Определяют, что зона имеет куполообразную форму. Толщина и площадь зоны уплотнения составляют соответственно 100 м и 25 млн. м², т. е. достаточны для сдерживания восходящих потоков углеводородов. Бурят добывающую скважину через купольную часть зоны уплотнения в зону разуплотнения. В зоне разуплотнения определяют пласты-коллекторы и пласты-неколлекторы. Определяют, что пласты-коллекторы располагаются на абсолютных отметках 1800 и 2400 м и имеют суммарную толщину 300 м, а пласты неколлекторы располагаются в интервале отметок от 1700 до 1800 м и имеют толщину 100 м.

Нефтяная залежь имеет следующие характеристики: пластовое давление 26 МПа, пластовая температура 70^oС, пористость 18%, проницаемость 24 мД, вязкость нефти в пластовых условиях 0,9 МПа, давление насыщения 6,34 МПа, газосодержание нефти 33,6 м³ /т.

Испытывают на приток нижний пласт-коллектор. Приток нефти составляет 12 т/сут. Запускают скважину в эксплуатацию. Дальнейшую сетку размещения добывающих скважин определяют в зависимости от коллекторских свойств пласта-коллектора и назначают равной 500х500 м.

Пример 2. Выполняют, как пример 1. В добывающих скважинах проводят работы по увеличению продуктивности скважин. Проводят гидроразрыв пласта с образованием трещины предполагаемой длиной 70 м. В результате дебит скважины увеличился с 12 т/сут до 25 т/сут.

Пример 3. Выполняют, как пример 2. Спустя 5 лет разработки через добывающие скважины отбирают попутно добываемую воду, содержащую 700 мг/л йода.

Применение предложенного способа позволит увеличить точность определения запасов углеводородов в кристаллическом фундаменте и повысить эффективности их разработки.

По способу выбирают регион с большим количеством продуктивных месторождений, расположенных в зонах осадочных пород. Определяют в земной коре выбранного региона зону кристаллического фундамента под осадочными породами. Определяют в зоне кристаллического фундамента зоны уплотнения с нулевой проницаемостью и зоны разуплотнения с проницаемостью коллекторов, находящейся под зоной уплотнения. Определяют размеры и конфигурацию зоны разуплотнения. Анализируют форму, толщину и площадь зоны уплотнения. При наличии куполообразной формы и толщины и площади зоны уплотнения, достаточных для содержания восходящих потоков флюидов, бурят по крайней мере одну добывающую скважину через купольную часть зоны уплотнения в зону разуплотнения. В зоне разуплотнения определяют пласты-коллекторы и пласты-неколлекторы. Испытывают на приток пласты-коллекторы, начиная с нижнего пласта-коллектора. При наличии притока продуктивных флюидов запускают скважину в эксплуатацию. Дальнейшую сетку размещения добывающих скважин определяют в зависимости от коллекторских свойств пласта-коллектора. Это позволяет увеличить точность определения запасов продуктивной залежи в кристаллическом фундаменте и повысить эффективность их разработки. 1 з.п.ф-лы.

1. Способ разработки продуктивной залежи в кристаллическом фундаменте, включающий выбор региона с большим количеством продуктивных месторождений, расположенных в зонах осадочных пород, определение в Земной коре выбранного региона зоны кристаллического фундамента под осадочными породами, определение в зоне кристаллического фундамента зоны уплотнения с нулевой проницаемостью и зоны разуплотнения с проницаемостью коллекторов, находящейся под зоной уплотнения, определение размеров и конфигурации зоны разуплотнения, бурение по крайней мере одной добывающей скважины и отбор флюидов, отличающийся тем, что анализируют форму, толщину и площадь зоны уплотнения, при наличии куполообразной формы и толщины и площади зоны уплотнения, достаточных для сдерживания восходящих потоков флюидов, бурение по крайней мере одной добывающей скважины проводят через купольную часть зоны уплотнения в зону разуплотнения, в зоне разуплотнения определяют пласты-коллекторы и пласты-неколлекторы, испытывают на приток пласты-коллекторы, начиная с нижнего пласта-коллектора, при наличии притока продуктивных флюидов запускают скважину в эксплуатацию, а дальнейшую сетку размещения добывающих скважин определяют в зависимости от коллекторских свойств пласта-коллектора. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в добывающих скважинах проводят работы по увеличению продуктивности скважин.