СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МЕСТОПОЛОЖЕНИЯ АКТИВНЫХ, СЛАБОДРЕНИРУЕМЫХ И ЗАСТОЙНЫХ НЕФТЕНАСЫЩЕННЫХ ЗОН НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 2002 года по МПК E21B43/00 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных месторождений, и может быть использовано при их доразработке.

В связи с переходом многих крупных нефтяных месторождений на позднюю стадию разработки остро встает вопрос о стабилизации добычи нефти и увеличении коэффициента нефтеизвлечения на уже находящихся в разработке месторождениях с использованием современных способов увеличения нефтеотдачи. При больших материальных затратах и высокой трудоемкости эффективность известных способов недостаточно высока.

Для увеличения эффективности способов повышения нефтеотдачи в условиях крайне неоднородных по проницаемости коллекторов необходимо выполнять целенаправленные меры по корректированию их применения, а это требует детального представления о местоположении активных зон вытеснения нефти, а также участков, где запасы углеводородов вырабатываются по каким-либо причинам значительно медленнее или практически не вырабатываются вовсе при существующих мерах воздействия на пласт, то есть в пласте образуются застойные и слабодренируемые зоны нефтяной залежи (так называемые "останцы").

Как правило, даже хорошо прослеживаемые нефтяные пласты неоднородны и могут быть представлены несколькими пропластками с различной проницаемостью и нефтенасыщенностью и различным распространением нефти по площади залежи. В таких условиях точность выявления участков, где имеются остаточные нефтенасыщенные целики или линзы, мала. На практике застойные зоны на месторождении могут быть обнаружены даже после применения в течение длительного времени ряда способов повышения нефтеотдачи.

Известен способ определения местоположения застойных и слабодренируемых зон нефтяной залежи, заключающийся в выборе участка нефтяной залежи с добывающими и нагнетательными скважинами, определении для каждой скважины накопленного отбора нефти, жидкости и воды, времени эксплуатации скважины и нефтенасыщенной мощности пласта с последующим определением коэффициента дренируемости скважинами залежи и построением карт дренируемости залежи / См. Шахвердиев А.Х. и др. Основные принципы системного подхода к разработке нефтяного месторождения. Сб. научных трудов. Вып. 120. - М.: ВНИИнефть, 1995, с. 25-29/.

Недостатками известного способа являются невысокая достоверность его результатов из-за отсутствия учета сложности геологического строения нефтяного пласта, наличия в нем пропластков, различных неоднородностей и нарушений, а также большие материальные затраты и высокая трудоемкость.

Наиболее близким по технической сущности к предложенному является способ определения местоположения застойных и слабодренируемых зон нефтяной залежи (патент РФ 2105136, Е 21 В 43/00), включающий выбор участка нефтяной залежи с добывающими и нагнетательными скважинами, определение для каждой добывающей скважины накопленного отбора нефти, жидкости и воды, времени эксплуатации скважины и нефтенасыщенной мощности пласта, определение коэффициента дренируемости залежи с определением на выбранном участке нефтяной залежи текущего запаса нефти и текущей нефтенасыщенности, построение карт текущего запаса нефти и текущей нефтенасыщенности с предварительным выделением на каждой из построенных карт слабодренируемых и застойных зон, сравнением выделенных зон на всех картах и принятием за слабодренируемые и застойные зоны нефтяной залежи участков в выделенных зонах, совпадающих на всех картах. Таким образом, известный способ предусматривает обработку геологопромысловых материалов эксплуатации добывающих скважин на участке залежи с использованием данных о размещении начальных запасов и текущей их выработки.

Недостатками этого способа являются большие материальные затраты и высокая трудоемкость. Если к моменту определения застойных зон начальные запасы и их размещение, как правило, известны, то определение нефтенасыщенной мощности пласта требует выполнения специальных дополнительных работ по определению положения водонефтяного раздела в каждой добывающей скважине. Текущая нефтенасыщенность пород на участке также не может быть определена без специальных работ. Все дополнительные работы для получения необходимой информации требуют значительных затрат. При этом возможно снижение добычи нефти на период исследований. Кроме того, недостатком известного способа является также невысокая достоверность полученных результатов. При эксплуатации скважин из-за неоднородности продуктивных отложений по проницаемости часто имеют место преждевременные прорывы воды к забоям скважин, которые в дальнейшем затрудняют возможность установления нормальной их работы, в таких случаях нефтяники осуществляют мероприятия по изоляции водопритоков по хорошо апробированной в этом районе методике. Но результаты подобных работ в дальнейшем могут вызвать затруднения как в определении текущей нефтенасыщенности пород, так и положения водонефтяного раздела в разрезе скважины на момент выявления застойных зон по известному способу.

Задача, на решение которой направлен заявленный способ, - это разработка нефтяных залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти на любой стадии разработки месторождения, в том числе когда залежь находится в длительной эксплуатации и большая часть ее площади заводнена, и требуется определенно знать, где имеются еще невыработанные запасы углеводородов и, основываясь на этих данных, осуществлять конкретные мероприятия по их доразработке.

Технический результат от использования предложенного способа заключается в снижении материальных затрат и трудоемкости способа при одновременном его ускорении и повышении степени достоверности полученных результатов. Кроме того, определение можно проводить в соответствии с плановыми работами на месторождении, что позволяет предотвратить потери в добыче нефти в период исследований.

Поставленная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что в предложенном способе определения местоположения активных, слабодренируемых и застойных нефтенасыщенных зон нефтяной залежи, включающем выбор участка нефтяной залежи с добывающими и нагнетательными скважинами, определение для каждой добывающей скважины накопленного отбора нефти, жидкости и воды, времени эксплуатации скважины, построение карт изолиний, выделение на каждой из построенных карт слабодренируемых и застойных зон, сравнение выделенных зон на всех картах и принятие за слабодренируемые и застойные зоны нефтяной залежи участков в выделенных зонах, совпадающих на всех картах, из добывающих скважин на выбранном участке нефтяной залежи во времени не менее трех раз и не реже, чем через три месяца, производят отбор проб нефти, по каждой пробе определяют значение коэффициента светопоглощения нефти, карты изолиний строят на каждую дату отбора проб для значении коэффициента светопоглощения нефти, участки, ограниченные изолиниями с максимальными, средними и минимальными значениями коэффициента светопоглощения нефти, принимают за активные, слабодренируемые и застойные нефтенасыщенные зоны нефтяной залежи соответственно.

Способ осуществляют следующим образом.

Выбирают участок нефтяной залежи с добывающими и нагнетательными скважинами. Изучают геологическую характеристику строения продуктивных отложений на всей нефтяной залежи или на участке, где предполагают определить наличие слабодренируемых зон, и геологопромысловые материалы эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин. Производят отборы проб нефти из всех добывающих скважин и на соответствующую дату отбора проб определяют значение коэффициента светопоглощения нефти (КСП) по каждой скважине. Если через нагнетательные скважины производят циклическую закачку воды в пласт, то отборы проб из добывающих скважин производят перед окончанием цикла. При этом количество отборов должно быть не менее трех и не реже, чем через три месяца. Если на участке в плановом порядке выполняют мероприятия по регулированию процесса разработки залежи (целенаправленное поддержание и изменение условий разработки продуктивных пластов в рамках принятых технологических решений), отборы проб нефти из добывающих скважин производят перед каждым изменением условий разработки (всего не менее 3 отборов).

Количество отборов проб из каждой добывающей скважины менее трех и реже, чем через три месяца, снижает степень достоверности полученных результатов.

По полученным данным для каждой добывающей скважины строят временные зависимости КСП нефти. По данным определения КСП нефти на каждую дату отбора проб строят карты изокол (изолинии равных значений коэффициента светопоглощения нефти) с произвольно выбранным шагом перехода от одного уровня к другому. Для построения карт изокол используют компьютерные программы, например SURFER-6. На картах выделяют зоны, ограниченные изолиниями, соответствующими максимальному, среднему и минимальному уровням значений КСП нефти. Сравнивают последовательно карты от первой даты отбора к последующей, сравнивают выделенные зоны на всех картах и за активные, слабодренируемые и застойные зоны принимают участки в выделенных зонах, ограниченные изолиниями с максимальными, средними и минимальными значениями коэффициента светопоглощения нефти, совпадающие на всех картах.

Пример. На месторождении выбирают участок для испытания технологических особенностей заводнения.

На этом участке на начало исследований имеются три нагнетательные скважины и 22 добывающие. Ежеквартально из добывающих скважин производят отбор проб (три раза). Результаты определения коэффициента светопоглощения нефти представлены в таблице. По полученным данным строят три карты распределения изолиний КСП нефти, соответственно на каждую дату отбора проб (фиг.1, 2 и 3).

Из первой карты изолиний (фиг.1) усматривают, что значения КСП изменяются в пределах от 30 до 109 (условных единиц), минимальные значения соответствуют пробам из девяти скважин 1, 2, 3, 5, 6, 7, 10, 11, 19. Первые семь скважин расположены в северо-западной части участка. Максимальное значение КСП на первую дату отбора проб составляет 109 и соответствует скважине 4.

Рассматривая значения КСП нефти по остальным скважинам, отмечают, что значения существенно ниже максимального. Однако и среди них можно выделить несколько более высоких значений КСП, например, в пробах из скважин 15, 12 и 20. Максимальное значение КСП по скважине 4 объясняют влиянием закачки воды в пласт через ближайшую нагнетательную скважину 101, а несколько более высокие значения в пробах нефти из скважин 15, 12 и 20 - закачкой воды в ближайшие к ним нагнетательные скважины.

Районы скважин, которым соответствуют минимальные значения КСП, относят к слабодренируемым, а районы скважин с повышенными значениями КСП нефти относят к районам активного влияния закачки воды в пласт через имеющиеся нагнетательные скважины.

Из карты распределения изолиний КСП нефти, построенной на дату повторного отбора проб (фиг. 2), усматривают, что общая картина расположения изолиний КСП не изменилась, хотя имеются существенные изменения в отдельных зонах исследуемого участка залежи. В то же время северо-западная часть, как и на первой карте, характеризуется минимальными значениями КСП, при этом по некоторым скважинам его значения возросли незначительно. По скважине 7 отмечают увеличение содержания воды до 36 %, объясняемое прорывом воды от нагнетательных скважин по высокопроницаемым прослоям. При этом значение геохимического параметра меняется незначительно. По скважине 11 изменение КСП тоже незначительно, а содержание воды в ее продукции возросло до 85%, эта скважина также дренирует высокопроницаемые, быстро обводняющиеся прослои пласта. Еще после первого отбора проб стало ясно, что в направлении скважины 4 имеет место активное вытеснение нефти со стороны нагнетательной скважины 101. На момент второго отбора проб интенсивное продвижение водонефтяного фронта в направлении к этой скважине привело к практически полному ее обводнению (99%).

Зоны, отнесенные к зонам активного воздействия на пласт по результатам первого отбора проб, характеризуются заметными изменениями значений КСП нефти и по второму отбору, причем эти значения существенно возрастают по сравнению с первым отбором проб. Район скважины 5, отнесенный по результатам анализа проб первого отбора к слабодренируемым, по результатам второго отбора проб таковым не является. Его относят к зонам активного воздействия на пласт со стороны нагнетательной скважины 101.

Рассматривая карту распределения изолиний значений КСП нефти, построенную по результатам анализа проб третьего отбора (фиг. 3), и сравнивая ее с первыми картами (фиг. 1 - 2), отмечают существенные изменения в северо-западной части исследуемого участка залежи. За последующие три месяца после второго отбора проб изменения КСП нефти по скважинам 6, 7, 8 становятся настолько существенными, что район расположения этих скважин из категории слабодренируемых переводят в категорию активного воздействия на пласт преимущественно по причинам закачки воды через нагнетательную скважину 101. Можно предположить, что в дальнейшем значения КСП нефти будут заметно изменяться и по скважинам 2 и 3.

Из сопоставления последней карты с предыдущими видно, что район расположения скважины 10 не охвачен заводнением.

В начале испытания для скважины 19 был изменен режим работы (дебит скважины увеличился с 46 т/сут до 116 т/сут). За три месяца между первым и вторым отбором проб содержание воды в продукции скважины увеличилось до 52%, а значение КСП нефти практически не изменилось. За период между вторым и третьим отборами проб нефти из добывающих скважин на этом участке залежи содержание воды в продукции скважины 19 возросло до 82%, а значения КСП нефти осталось тем же. Этот факт позволяет сделать вывод о том, что в разрезе этой скважины нефть добывают из одного пропластка, а вода поступает на забой со стороны нагнетательных скважин по другому пропластку, нефть по которому в скважину уже не поступает.

Анализ полученных данных позволяет сделать вывод, что продуктивные отложения в районе расположения скважины 10 являются застойной зоной (останцем) - он отмечен на всех построенных картах, а продуктивные отложения в районах расположения скважин 11 и 19 относят к слабодренируемым, так как отмечают незначительные изменения значений КСП нефти.

При разработке залежей нефти в плановом порядке (или в силу различных обстоятельств) изменяют режимы работы скважин как добывающих, так и нагнетательных, что отражается на изменении распределения КСП нефти по площади. Последующие отборы проб нефти по скважинам и построение карт позволяют установить положение застойных зон с достаточной точностью. Распределение значений КСП нефти качественно отражает размещение в пласте запасов нефти, охваченных процессом вытеснения, что позволяет определить расположение застойных нефтенасыщенных зон пласта с большей достоверностью, чем в известном способе. При этом не требуется многократно осуществлять замеры дебитов всех скважин на участке, точность которых особенно при высокой обводненности мала.

Таким образом, предложенный способ позволяет снизить материальные затраты и трудоемкость способа при одновременном его ускорении и повышении степени достоверности полученных результатов. Кроме того, определение можно проводить в соответствии с плановыми работами на месторождении, что позволяет предотвратить потери в добыче нефти в период исследований.

Использование: нефтедобывающая промышленность, в частности разработка нефтяных месторождений, и может быть использовано при их доразработке. Техническим результатом изобретения является снижение материальных затрат и трудоемкости способа при одновременном его ускорении и повышении степени достоверности полученных результатов. Для этого осуществляют выбор участка нефтяной залежи с добывающими и нагнетательными скважинами. Определяют для каждой добывающей скважины накопленный отбор нефти, жидкости и воды, время эксплуатации скважины. Строят карты изолиний. На каждой из построенных карт выделяют слабодренируемые и застойные зоны. Сравнивают выделенные зоны на всех картах. За слабодренируемые и застойные зоны нефтяной залежи принимают участки в выделенных зонах, совпадающих на всех картах. Из добывающих скважин на выбранном участке нефтяной залежи во времени не менее трех раз и не реже, чем через три месяца, производят отбор проб нефти. По каждой пробе определяют значение коэффициента светопоглощения (КСП) нефти. Карты изолиний строят на каждую дату отбора проб для значений КСП нефти. Участки, ограниченные изолиниями с максимальными, средними и минимальными значениями КСП нефти, принимают за активные, слабодренируемые и застойные нефтенасыщенные зоны нефтяной залежи соответственно. 3 ил., 1 табл.

Способ определения местоположения активных, слабодренируемых и застойных нефтенасыщенных зон нефтяной залежи, включающий выбор участка нефтяной залежи с добывающими и нагнетательными скважинами, определение для каждой добывающей скважины накопленного отбора нефти, жидкости и воды, времени эксплуатации скважины, построение карт изолиний, выделение на каждой из построенных карт слабодренируемых и застойных зон, сравнение выделенных зон на всех картах и принятие за слабодренируемые и застойные зоны нефтяной залежи участков в выделенных зонах, совпадающих на всех картах, отличающийся тем, что из добывающих скважин на выбранном участке нефтяной залежи во времени не менее трех раз и не реже, чем через три месяца, производят отбор проб нефти, по каждой пробе определяют значение коэффициента светопоглощения нефти, карты изолиний строят на каждую дату отбора проб для значении коэффициента светопоглощения нефти, участки, ограниченные изолиниями с максимальными, средними и минимальными значениями коэффициента светопоглощения нефти, принимают за активные, слабодренируемые и застойные нефтенасыщенные зоны нефтяной залежи соответственно.