СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 2003 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке сложнопостроенной нефтяной залежи.

Известен способ разработки нефтяной залежи, в соответствии с которым бурят скважины и размещают их рядами, отбирают нефть через добывающие скважины и закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины в режиме снижения пластового давления до достижения его значения 80-85% от первоначального. Определяют линии тока закачиваемого рабочего агента, перпендикулярные рядам нагнетательных скважин. Обводненные добывающие скважины, расположенные на этих линиях тока, переводят в нагнетательные. Продолжают разработку залежи в режиме поддержания пластового давления. Выделяют зоны залежи с пониженными значениями пористости, проницаемости, нефтенасыщенности, выработанности запасов и скорости обводнения и повышенной глинистостью. Бурят дополнительные добывающие скважины и размещают их в выделенной зоне и/или за этой зоной с противоположной стороны от ближайшего ряда нагнетательных скважин. Перфорируют дополнительные добывающие скважины в кровельной части продуктивного пласта. Отбор нефти осуществляют при депрессии не ниже 85% от начального пластового давления. Закачку рабочего агента осуществляют в циклическом режиме с обеспечением условия соответствия объемов отбора и закачки жидкости (патент РФ 2065938, кл. Е 21 В 43/20, опубл. 1996.08.27).

Известный способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с достижением высокой нефтеотдачи.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, в соответствии с которым отбирают нефть через добывающие скважины, переводят часть добывающих скважин в нагнетательные и закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины. На залежи выделяют зоны разработки, ограниченные пониженными насыщенными водой участками пласта, определяют направление естественной трещиноватости, образованное вертикальными разломами, отбирают нефть до достижения величины пластового давления 0,50-0,65 от начального, затем до 20% фонда добывающих скважин переводят в нагнетательные. Формируют ряды нагнетательных скважин перпендикулярно направлению естественной трещиноватости, при этом для перевода выбирают добывающие скважины с перфорацией в зоне с повышенной проницаемостью нефтеносного пласта или дополнительно перфорируют скважины в этой или в водоносной зонах, закачивают рабочий агент плотностью 1,14-1,15 г/см³. В качестве рабочего агента используют, в частности, турнейскую воду с плотностью 1,14-1,15 г/см³, закачку рабочего агента производят циклически и попеременно в нагнетательные скважины разных зон разработки в течение 10-20 сут (патент РФ 2061178, кл. Е 21 В 43/20, опубл. 1996.05.27 - прототип).

Известный способ позволяет отобрать из залежи основные запасы нефти, однако нефтеотдача залежи остается невысокой.

В изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, определение направления трещиноватости коллектора и формирование новых рядов скважин относительно направления трещиноватости, согласно изобретению, определение направления трещиноватости коллектора проводят по возбуждению сейсмической волны от источников возбуждения, расположенных на удалении от скважины под различными азимутальными углами, по стволу скважины регистрируют сейсмические волны, выделяют прямую продольную сейсмическую волну (Р-волна) и обменную отраженную или проходящую сейсмическую волну (PS-волну), определяют интенсивность Р-волны, в интервале 300-500 м над продуктивным пластом определяют интенсивность PS-волны, находят отношение амплитуд PS/P-волн, строят эллипс по векторам отношений амплитуд PS/P-волн по разным азимутальным углам, по направлению малой оси эллипса определяют направление доминирующей трещиноватости, по отношению длин большой оси к малой оси эллипса определяют коэффициент анизотропии пород в исследуемом пласте, после определения направления трещиноватости коллектора проводят определение границ участка залежи с определенной трещиноватостью коллектора, формирование рядов добывающих скважин проводят под углом к выявленному направлению трещиноватости внутри границ участка залежи с определенной трещиноватостью коллектора, а нагнетательные скважины размещают за границами участка залежи с определенной трещиноватостью коллектора.

Признаками изобретения являются:
1) отбор нефти через добывающие скважины;
2) закачка рабочего агента через нагнетательные скважины;
3) определение направления трещиноватости коллектора;
4) формирование новых рядов скважин относительно направления трещиноватости;
5) определение направления трещиноватости коллектора по возбуждению сейсмической волны от источников возбуждения, расположенных на удалении от скважины;
6) то же под различными азимутальными углами;
7) по стволу скважины регистрация сейсмических волн;
8) выделение прямой продольной сейсмической волны (Р-волна) и обменной отраженной или проходящей сейсмической волны (PS-волна);
9) определение интенсивности Р-волны;
10) в интервале 300-500 м над продуктивным пластом определение интенсивности PS-волны;
11) нахождение отношения амплитуд PS/P-волн;
12) построение эллипса по векторам отношений амплитуд PS/P-волн по разным азимутальным углам;
13) по направлению малой оси эллипса определение направления доминирующей трещиноватости;
14) по отношению длин большой оси к малой оси эллипса определение коэффициента анизотропии пород в исследуемом пласте;
15) после определения направления трещиноватости коллектора определение границ участка залежи с определенной трещиноватостью коллектора;
16) формирование рядов добывающих скважин под углом к выявленному направлению трещиноватости внутри границ участка залежи с определенной трещиноватостью коллектора;
17) размещение нагнетательных скважин за границами участка залежи с определенной трещиноватостью коллектора.

Признаки 1-4 являются общими с прототипом, признаки 5-17 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения
При разработке нефтяной залежи с выраженной трещиноватостью коллектора размещают скважины перпендикулярно или параллельно направлению трещиноватости и добиваются некоторого повышения нефтеотдачи. Однако при этом значительная часть залежи остается не охваченной воздействием, а нефтеотдача залежи оказывается на невысоком уровне.

В изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается за счет применения более точного метода определения доминирующего направления трещиноватости горных пород, позволяющего не только более точно определить направление трещиноватости, но и определить границы распространения трещиноватости в залежи. Кроме того, повышения нефтеотдачи достигают за счет рационального размещения скважин внутри зоны с трещиноватостью и за ее пределами. Известные способы, применяемые для определения доминирующего направления трещиноватости горных пород, дороги, ограничены перфорацией пласта, а точность измерений невелика. Для определения доминирующего направления трещиноватости горных пород согласно предложенному способу проводят непродольное вертикальное сейсмическое профилирование (НВСП). Можно воспользоваться имеющимся архивным материалом НВСП, полученным для изучения детальных структурных особенностей околоскважинного пространства. Для получения материалов НВСП источники возбуждения располагают на поверхности земли на равном удалении от скважины под различными азимутальными углами. По стволу скважины регистрируют сейсмические волны. Если наблюдения проводят выше продуктивного пласта, то работают с отраженными PS-волнами. Если наблюдения проводят глубже продуктивного пласта, то работают с проходящими обменными PS-волнами. Выделяют прямую продольную сейсмическую волну (Р-волна) и обменную сейсмическую волну (PS-волна) в районе продуктивного пласта. Рассчитывают интенсивность PS-волн отношением РS/Р-волн. Строят эллипс по векторам интенсивности обменных PS-волн по разным азимутальным углам. По направлению малой оси эллипса определяют доминирующее направление трещиноватости. По отношению длин большой оси к малой оси эллипса определяют коэффициент анизотропии пород в исследуемом пласте.

В результате наклонного падения сейсмической волны на отражающую поверхность одновременно с отраженными продольными волнами возникают и поперечные PS-волны. Они, по сравнению с продольными волнами, обладают большей чувствительностью к трещиноватости. Поэтому в анизотропной среде, каковой являются трещиноватые карбонатные породы, в зависимости от азимута падения, интенсивность возникающих PS-волн бывает разной. В PS-волне колебания частиц среды происходят перпендикулярно направлению распространения сейсмического луча. Максимальное поглощение PS-волны происходит, когда колебания происходят поперек доминирующей трещиноватости - интенсивность в данном случае минимальная. Когда колебания PS-волны происходят вдоль трещиноватости, естественно, поглощение волн минимальное и интенсивность проходящих PS-волн, сформированных в верхней толще трещиноватых горных пород, максимальная. И отраженная, и проходящая обменная PS-волны, возникающие на одном пласте, несут информацию о трещиноватости пород в одинаковой степени. Имеется четкая зависимость интенсивности поперечных PS-волн от азимута падения сейсмического луча. Выявление этого эффекта лежит в основе предлагаемого изобретения.

Определение доминирующего направления трещиноватости достигается в результате обработки материалов. Процесс обработки содержит ряд операций по суммированию и медианной фильтрации сейсмического волнового поля, зарегистрированного сейсмоприемниками, расположенными по стволу скважины. В результате этих операций выделяются PS-волны, отраженные от исследуемого горизонта, в верхней толще которого формируется сейсмическая волна. В зависимости от азимута падения интенсивность образованных PS-волн бывает разной, так как трещиноватость пород обычно бывает ориентирована в каком-либо одном направлении. Максимальное поглощение сейсмические волны испытывают тогда, когда колебания частиц среды, в которой формируется сигнал, перпендикулярны к плоскостям трещиноватости, возникает очень слабый проходящий сигнал PS-волны. Минимальное поглощение сейсмические волны испытывают тогда, когда колебания частиц среды происходят параллельно плоскостям трещиноватости - возникает максимальный по интенсивности сигнал. Откладывая на схеме наблюдений в виде векторов интенсивность отраженных от исследуемого горизонта обменных PS-волн, можно построить эллипс анизотропии. Направление малой оси эллипса анизотропии показывает доминирующее направление трещиноватости горных пород, в которых формируется отраженная PS-волна. Отношение длины большой оси эллипса к малой оси характеризует степень анизотропии, то есть степень преобладания трещиноватостей одного направления от других направлений. Определение доминирующего направления трещиноватости по материалам непродольного вертикального сейсмического профилирования в вертикальных скважинах может быть вычислено как по отраженным, так и по проходящим PS-волнам, так как в вертикальной скважине чувствительность сейсмоприемников к сейсмическим волнам, приходящим под разными азимутальными углами, одинаковая. В наклонных скважинах, где чувствительность сейсмоприемников к сейсмическим волнам, приходящим под разными азимутальными углами, неодинакова, можно работать только с отраженными PS-волнами. Для исключения изменения чувствительности сейсмоприемников от наклона скважины рекомендуется брать отношение осредненного значения отраженной PS-волны в интервале 300 м к осредненному значению амплитуды Р-волны в этом же интервале. Это позволяет так же исключить изменения интенсивности PS-волн, связанных с возможной неидентичностью взрывов.

Метод дешевый, осуществляется без проведения специальных полевых работ, так как можно использовать архивные материалы НВСП, полученные для изучения структурных особенностей околоскважинного пространства. Во-вторых, можно определить доминирующее направление трещиноватости во всех пластах, где возникает обменная PS-волна, а не только там, где есть перфорация, в-третьих, трещиноватость определяется в радиусе 200-250 м от ствола скважины, что существенно превышает радиус исследований другими геофизическими методами.

После определения направления трещиноватости коллектора проводят определение границ участка залежи с определенной трещиноватостью коллектора. Формирование рядов добывающих скважин проводят под углом к выявленному направлению трещиноватости внутри границ участка залежи с определенной трещиноватостью коллектора. Нагнетательные скважины размещают за границами участка залежи с определенной трещиноватостью коллектора.

Размещение рядов добывающих скважин нерационально ни параллельно, ни перпендикулярно направлению трещиноватости. При параллельном размещении нефтяные потоки проходят параллельно рядам добывающих скважин, а при перпендикулярном размещении большое расстояние между скважинами предопределяет прохождение мимо них нефтяных потоков.

Наиболее предпочтительным является формирование рядов добывающих скважин под углом к выявленному направлению трещиноватости внутри границ участка залежи с определенной трещиноватостью коллектора. При этом угол, близкий к 45^o, т. е. от 30 до 60^o, отвечает условию достижения наибольшей нефтеотдачи залежи.

Нагнетательные скважины размещают за границами участка залежи с определенной трещиноватостью коллектора, поскольку за границами участка проницаемость коллектора ниже, чем внутри участка залежи. Распределение потоков вытесняющего агента происходит более равномерно в зоне отсутствия трещиноватости, охват воздействием увеличивается, а следовательно, увеличивается и нефтеотдача залежи.

Ведут отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины.

Пример конкретного выполнения способа
Разрабатывают нефтяное месторождение со следующими характеристиками: глубина кизеловского горизонта 1450 м, пластовая температура 25^oС, пластовое давление 8,5 МПа, нефтенасыщенная толщина пласта 9 м, пористость 13%, проницаемость 0,04 мкм², нефтенасыщенность 65%, вязкость нефти 160 мПа•с, плотность нефти 0,879 т/м³.

Проводят изучение доминирующего направления трещиноватости карбонатных коллекторов из материалов НВСП. Для этого в добывающей скважине размещают гирлянду сейсмоприемников типа СК-5 с интервалом 20 м на глубину 1450 м, т. е. на глубине залегания кровли продуктивного кизеловского горизонта турнейского яруса. На удалении, равном глубине залегания отражающего продуктивного горизонта, - 1450 м, возбуждают сейсмическое волновое поле взрывом тротиловой шашки весом 400 г на глубине 25 м, т.е. ниже зоны малых скоростей. При этом достигают максимального радиуса исследований от ствола скважины. Сейсмическая волна, проходя через исследуемый горизонт, фиксируется сейсмоприемниками, расположенными в скважине. Время регистрации - до 2 с. Выделяют прямую продольную сейсмическую волну (Р-волна) и обменную отраженную сейсмическую волну (PS-волна). В данном случае время подхода Р-волны составляет от 400 до 430 мс в интервале глубин 1050-1450 м, амплитуда - от 5 до 6 условных единиц, а время регистрации отраженной PS-волны составляет от 430 до 540 мс, амплитуда - от 1 до 3 условных единиц. Вычисляют интенсивность обменных отраженных PS-волн. Таким образом повторяют исследования от других 5 источников сейсмических волн, расположенных на поверхности под разными азимутальными углами и на равном удалении от скважины. Строят эллипс по векторам интенсивности обменных отраженных PS-волн. Для этого с каждого пункта возбуждения сейсмических волн осредненную амплитуду PS-волны делят на осредненную амплитуду Р-волны. Результаты представлены в таблице.

Откладывают значения отношений амплитуд PS/P для каждого пункта возбуждения под соответствующим азимутальным углом и строят эллипс распределения значений. По малой оси эллипса определяют направление доминирующей трещиноватости, по отношению длин большой оси к малой оси определяют коэффициент анизотропии пород в исследуемом пласте. В данном случае направление доминирующей трещиноватости находится под азимутальным углом 310^o, а коэффициент анизотропии пород равен 2,0. В изотропных породах коэффициент анизотропии равен 1,0.

По результатам измерения трещиноватости определяют границы зоны трещиноватости. Формируют 3 ряда добывающих скважин по 6 скважин в ряду под углом 30-60^o к направлению трещиноватости внутри границ участка залежи с определенной трещиноватостью коллектора. 10 нагнетательных скважин размещают за границами участка залежи с определенной трещиноватостью коллектора. Ведут отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента (воды) через нагнетательные скважины.

В результате нефтеотдача залежи увеличивается на 6%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке сложнопостроенной нефтяной залежи. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: проводят определение направления трещиноватости коллектора по возбуждению сейсмической волны от источников возбуждения, расположенных на удалении от скважины под различными азимутальными углами. По стволу скважины регистрируют сейсмические волны. Выделяют прямую продольную сейсмическую волну - Р-волну и обменную отраженную или проходящую сейсмическую волну - PS-волну. Определяют интенсивность Р-волны. В интервале 300-500 м над продуктивным пластом определяют интенсивность PS-волны. Находят отношение амплитуд PS/P-волн. Строят эллипс по векторам отношений амплитуд PS/P-волн по разным азимутальным углам. По направлению малой оси эллипса определяют направление доминирующей трещиноватости. По отношению длин большой оси к малой оси эллипса определяют коэффициент анизотропии пород в исследуемом пласте. После определения направления трещиноватости коллектора проводят определение границ участка залежи с определенной трещиноватостью коллектора. Формирование рядов добывающих скважин проводят под углом к выявленному направлению трещиноватости внутри границ участка залежи с определенной трещиноватостью коллектора. Нагнетательные скважины размещают за границами участка залежи с определенной трещиноватостью коллектора. 1 табл.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, определение направления трещиноватости коллектора и формирование рядов скважин относительно направления трещиноватости, отличающийся тем, что определение направления трещиноватости коллектора проводят по возбуждению сейсмической волны от источников возбуждения, расположенных на удалении от скважины под различными азимутальными углами, по стволу скважины регистрируют сейсмические волны, выделяют прямую продольную сейсмическую волну - Р-волну и обменную отраженную или проходящую сейсмическую волну - PS-волну, определяют интенсивность Р-волны, в интервале 300-500 м над продуктивным пластом определяют интенсивность PS-волны, находят отношение амплитуд PS/P-волн, строят эллипс по векторам отношений амплитуд PS/P-волн по разным азимутальным углам, по направлению малой оси эллипса определяют направление доминирующей трещиноватости, по отношению длин большой оси к малой оси эллипса определяют коэффициент анизотропии пород в исследуемом пласте, после определения направления трещиноватости коллектора проводят определение границ участка залежи с определенной трещиноватостью коллектора, формирование рядов добывающих скважин проводят под углом к выявленному направлению трещиноватости внутри границ участка залежи с определенной трещиноватостью коллектора, а нагнетательные скважины размещают за границами участка залежи с определенной трещиноватостью коллектора.