СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 2004 года по МПК E21B43/16 E21B47/10 

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

Известен способ разработки обводненной нефтяной залежи, включающий периодическую закачку через нагнетательные скважины углеводородной жидкости и гелеобразующего материала, закачку вытесняющего агента и отбор нефти через добывающие скважины (патент РФ №2143059, кл. Е 21 В 43/22, опубл. 1999.12.20).

Способ позволяет провести изоляцию водопроводящих зон пласта и выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин. Однако способ не предусматривает определения обводненных пропластков и контроля качества водоизоляционных работ, поэтому увеличение нефтеотдачи невысоко.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки залежи нефти, приуроченной к карбонатным коллекторам, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин основного и резервного фондов и их перфорацию в интервале продуктивных пластов, нагнетание воды через нагнетательные скважины, добычу нефти через добывающие скважины, проведение различных методов промыслово-геофизических исследований при эксплуатации скважин, в нагнетательных скважинах основного фонда методом расходометрии определение пропластка, не принимающий воду при нагнетании ее в пласт, но отдающего воду после прекращения закачки при снятии давления на устье нагнетательных скважин, по приуроченности этого пропластка к реперу выделение интервалов, идентичных в добывающих и других нагнетательных скважинах, и по данным метода нейтронно-гамма-каротажа определение фильтрационных характеристик и распространения по площади пропластка, не принимающего воду при закачке, но отдающего воду после прекращения закачки, и бурение добывающих и нагнетательных скважин резервного фонда с учетом распространения этого пропластка по площади (патент РФ №1322743, кл. Е 21 В 43/20, опубл. 2000.04.27 - прототип).

Известный способ не позволяет определить обводненные пропластки, провести водоизоляционные работы и, тем самым, повысить нефтеотдачу залежи.

В предложенном способе решается задача определения обводнившихся пропластков и повышения нефтеотдачи залежи за счет проведения водоизоляционных работ.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины, проведение гамма-каротажа в скважинах и выявление пропластков с характерными свойствами, согласно изобретению гамма-каротажные кривые снимают в процессе эксплуатации скважин, по исследуемым скважинам совмещают последующую и предыдущую кривые гамма-каротажа, строят кривую разницы между значениями гамма-единиц последующей и предыдущей кривой, максимальную разницу между значениями гамма-единиц принимают за 100%, определяют динамику и % изменения гамма-единиц в зонах продуктивных пропластков, принимают, что движение пластовых вод слабое при изменении гамма-единиц до 25%, от 25 до 75% - среднее, более 75% - интенсивное, по наличию динамики обводнения судят о продвижении пластовых вод к скважине, в обводненных пропластках проводят мероприятия по изоляции пластовых вод и выравниванию профиля приемистости в скважинах, снимают гамма-каротажные кривые до и после водоизоляционных работ и по скачкообразному изменению показателей гамма-каротажа судят о прохождении водоизолирующего агента.

Признаками изобретения являются:

1) закачка рабочего агента через нагнетательные скважины;

2) отбор нефти через добывающие скважины;

3) проведение гамма-каротажа в скважинах;

4) выявление пропластков с характерными свойствами;

5) снятие гамма-каротажных кривых в процессе эксплуатации скважин;

6) по исследуемым скважинам совмещение последующей и предыдущей кривых гамма-каротажа;

7) построение кривой разницы между значениями гамма-единиц последующей и предыдущей кривой;

8) принятие максимальной разницы между значениями гамма-единиц за 100%;

9) определение динамики и % изменения гамма-единиц в зонах продуктивных пропластков;

10) принятие, что движение пластовых вод слабое при изменении гамма-единиц до 25%, от 25 до 75% - среднее, более 75% - интенсивное;

11) по наличию динамики обводнения суждение о продвижении пластовых вод к скважине;

12) в обводненных пропластках проведение мероприятий по изоляции пластовых вод и выравниванию профиля приемистости в скважинах;

13) снятие гамма-каротажных кривых до и после водоизоляционных работ;

14) по скачкообразному изменению показателей гамма-каротажа суждение о прохождении водоизолирующего агента,

Признаки 1-4 являются общими с прототипом, признаки 5-14 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

При разработке нефтяной залежи происходит неравномерное обводнение пропластков. Установить, какой пропласток и в какой степени обводнился, бывает весьма затруднительно. В предложенном способе решена задача определения обводненности пропластков посредством гамма-каротажа в скважинах. Последующее проведение водоизоляционных работ способствует повышению выработки пропластков, повышению нефтеотдачи залежи.

Способ осуществляют следующим образом.

При разработке нефтяной залежи ведут закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Гамма-каротажные кривые снимают в процессе эксплуатации скважин. Способ основан на том факте, что пластовая вода вымывает радиоактивные элементы породы (соли) и несет их к добывающим скважинам. Радиоактивные элементы породы накапливаются в прискважинной зоне, откладываются на трубах, их сорбируют глины. При гамма-каротаже такие отложения определяют и фиксируют. По исследуемым скважинам совмещают последующую и предыдущую кривые гамма-каротажа, т.е. накладывают одну кривую на другую. Нормализуют кривые, т.е. устанавливают единый масштаб и единую систему измерений (гаммы, рентгены, импульсы/мин). Строят кривую разницы между значениями гамма-единиц последующей и предыдущей кривой. Определяют зоны, где изменение разницы значений гамма-каротажа заметно, определяют продолжительность зон по глубине и по амплитуде (величине разницы значений). По наличию выявленных зон определяют движение (приток) пластовых вод (может быть даже добытых как попутные и закачанных обратно в скважины). Максимальную разницу между значениями гамма-единиц принимают за 100%. Определяют динамику и % изменения гамма-единиц в зонах продуктивных пропластков. В добывающих скважинах принимают, что движение пластовых вод слабое при изменении гамма-единиц до 25%, от 25 до 75% - среднее, более 75% - интенсивное. По наличию динамики обводнения судят о продвижении пластовых вод к скважине. В обводненных пропластках проводят мероприятия по изоляции пластовых вод и выравниванию профиля приемистости в скважинах. Водоизоляционные работы проводят на пресной, т.е. на непластовой воде. Поэтому при закачке водоизолирующих составов радиоактивные элементы породы оттесняются от скважины и значение гамма единиц снижается. Снимают гамма-каротажные кривые до и после водоизоляционных работ. По скачкообразному изменению (уменьшению) значений гамма-каротажа судят о прохождении водоизолирующего агента.

Аналогичным образом по нагнетательным скважинам определяют, куда идет рабочий агент - в продуктивный пропласток или мимо.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают нефтяную залежь Ромашкинского месторождения со следующими характеристиками: пористость - 11,9%, проницаемость - 0,029 мкм², нефтенасыщенность - 61,1%, абсолютная отметка водонефтяного контакта - 870 м, средняя нефтенасыщенная толщина - 8 м, начальное пластовое давление - 11 МПа, пластовая температура - 25°С, параметры пластовой нефти: плотность - 930 кг/м³, вязкость - 46 мПа·с, давление насыщения - 1,8 МПа, газосодержание - 15,2 м³/т, содержание серы - 3,64%.

Закачивают рабочий агент - высокоминерализованную воду плотностью 1180-1200 кг/м³ с нижнего горизонта через ряды нагнетательных скважин с 10 скважинами в каждом ряду. Отбирают нефть через ряды добывающих скважин по 10 добывающих скважин в каждом ряду. Расстояние между скважинами в рядах составляет 500 м.

Используют архивные данные гамма-каротажа, полученные в открытом стволе скважин до начала эксплуатации, т.е. при бурении.

Одна из скважин пробурена как добывающая. Начальный дебит составил 7,6 т/сут, обводненность - 60%. Через 14 лет обводненность возросла до 99,4%. В скважине снимают гамма-каротажные кривые. Совмещают кривую, полученную в необсаженной скважине при ее строительстве, и кривую, полученную через 14 лет эксплуатации, т.е. накладывают одну кривую на другую. Нормализуют кривые, т.е. устанавливают единый масштаб и единую систему измерений - гаммы. Строят кривую разницы между значениями гамма-единиц второй и первой кривой. Для этого составляют уравнение прямой по опорным точкам Y=f(x) для пары кривых гамма-каротажа, где Y - значения гамма-каротажа, х - глубина скважины. Определяют коэффициенты (а, b) формулы преобразования кривых гамма-каротажа к одной усредненной кривой Y^*=ax+b, т.е. устанавливают единый масштаб и единую систему измерений - гаммы. Находят расхождение между расчетными параметрами Y^* и измеренными Y показаниями повторного замера гамма-каротажа Δ=Y-Y^* и строят кривую этой разности.

Для данной скважины диапазон расхождения гамма-единиц составляет 0,25-10 гамм. Разницу между максимальным и минимальным значением гамма-единиц при совмещении кривых гамма-каротажа для данной скважины принимают за 100% (в частности, около 10 гамм). Выявляют, что для продуктивных пропластков среднее значение изменения (разницы между значениями гамма-единиц) по участку разработки составляет 60%. Аналогично проводят исследования в других скважинах.

Выявляют, что в двух добывающих скважинах на трех пропластках толщиной по 1 м изменение гамма-единиц составляет величину порядка 80-90%. Принимают решение о проведении водоизоляционных работ в этих пропластках. Избирательно и поинтервально в эти пропластки закачивают по 2 м³ жидкостекольного водоизолирующего раствора на пресной воде. Проводят технологическую выдержку для отверждения. Снимают гамма-каротажные кривые до и после водоизоляционных работ. Определяют, что в двух пропластках произошло уменьшение гамма-единиц практически до нуля. Делают вывод о прохождении водоизолирующего агента в эти пропластки. В третьем пропластке уменьшение гамма-единиц произошло на 10%. Делают вывод о необходимости повторных водоизолирующих мероприятий в данном пропластке.

Выявляют, что в трех добывающих скважинах в одном пропластке толщиной 1 м изменение гамма-единиц составляет величину порядка 20%. Делают вывод о необходимости перераспределения потоков рабочего агента в залежи в данный пропласток.

В результате применения предложенного способа нефтеотдача залежи возросла на 3% и составила 41%.

Применение способа позволит определить обводнившиеся пропластки и повысить нефтеотдачу залежи за счет проведения водоизоляционных работ.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает определение обводнившихся пропластков и повышение нефтеотдачи залежи за счет проведения водоизоляционных работ. Сущность изобретения: по способу ведут закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Гамма-каротажные кривые снимают в процессе эксплуатации скважин. По исследуемым скважинам совмещают последующую и предыдущую кривые гамма-каротажа. Строят кривую разницы между значениями гамма-единиц последующей и предыдущей кривой. Максимальную разницу между значениями гамма-единиц принимают за 100%. Определяют динамику и % изменения гамма-единиц в зонах продуктивных пропластков. Принимают, что движение пластовых вод слабое при изменении гамма-единиц до 25%, от 25 до 75% - среднее, более 75% - интенсивное. По наличию динамики обводнения судят о продвижении пластовых вод к скважине. В обводненных пропластках проводят мероприятия по изоляции пластовых вод и выравниванию профиля приемистости в скважинах. Снимают гамма-каротажные кривые до и после водоизоляционных работ. По скачкообразному изменению показателей гамма-каротажа судят о прохождении водоизолирующего агента.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины, проведение гамма-каротажа в скважинах и выявление пропластков с характерными свойствами, отличающийся тем, что гамма-каротажные кривые снимают в процессе эксплуатации скважин, по исследуемым скважинам совмещают последующую и предыдущую кривые гамма-каротажа, строят кривую разницы между значениями гамма-единиц последующей и предыдущей кривой, максимальную разницу между значениями гамма-единиц принимают за 100%, определяют динамику и % изменения гамма-единиц в зонах продуктивных пропластков, принимают, что движение пластовых вод слабое при изменении гамма-единиц до 25%, от 25 до 75% - среднее, более 75% - интенсивное, по наличию динамики обводнения судят о продвижении пластовых вод к скважине, в обводненных пропластках проводят мероприятия по изоляции пластовых вод и выравниванию профиля приемистости в скважинах, снимают гамма-каротажные кривые до и после водоизоляционных работ и по скачкообразному изменению показателей гамма-каротажа судят о прохождении водоизолирующего агента в обводненные пропластки.