СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 2007 года по МПК E21B43/20 

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

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий монтаж в наземной коммуникации добывающей скважине устройства для автоматизированного измерения оптической плотности нефти. Измеряют абсолютную величину начальной оптической плотности нефти и измерение осуществляют при длине волн более 800 нм. Измеряют текущую оптическую плотность нефти периодически во времени. Судят о положении и перемещении водонефтяного контакта по изменению абсолютного значения оптической плотности нефти во времени и по увеличению текущей оптической плотности нефти относительно начальной оптической ее плотности (Номер публикации 93003302, опублик. 1996.05.27).

Известный способ позволяет только судить о перемещении водонефтяного контакта, тогда как прочие характеристики разработки остаются вне поля внимания.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор проб нефти из различных точек пласта через определенные промежутки времени, определение их оптической плотности при разных длинах волн, расчет спектральных коэффициентов и по их изменению составление заключения о состоянии разработки нефтяной залежи (Патент РФ №2082876, опублик. 1997.06.27 - прототип).

Известный способ не обладает достаточной точностью оценки состояния залежи.

В предложенном изобретении решается задача повышения точности оценки состояния залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки неоднородной нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор проб нефти из различных точек пласта через определенные промежутки времени, определение их оптических свойств при разных длинах волн и выработку рекомендаций по разработке нефтяной залежи, согласно изобретению в качестве оптических свойств нефтей определяют оптическую плотность (Д), коэффициенты светопропускания (т) и светопоглощения (К_СП), показатели преломления (n) и дисперсии (n_F-n_C), точки пласта для отбора проб нефти назначают на участках, на которых ожидают эффект от воздействий, и на участках, на которых производят воздействие, по наличию или отсутствию изменений в оптических свойствах нефти на участках, на которых ожидают эффект от воздействий, определяют эффективность воздействий.

Признаками изобретения являются:

1) отбор нефти через добывающие скважины;

2) закачка рабочего агента через нагнетательные скважины;

3) отбор проб нефти из различных точек пласта через определенные промежутки времени;

4) определение их оптических свойств при разных длинах волн;

5) выработка рекомендаций по разработке нефтяной залежи;

6) определение в качестве оптических свойств нефтей оптической плотности (Д), коэффициентов светопропускания (т) и светопоглощения (К_СП), показателей преломления (n) и дисперсии (n_F-n_C);

7) назначение точек пласта для отбора проб нефти на участках, на которых ожидают эффект от воздействий, и на участках, на которых производят воздействие;

8) по наличию или отсутствию изменений в оптических свойствах нефти на участках, на которых ожидают эффект от воздействий, определяют эффективность воздействий.

Признаки 1-5 являются общими с прототипом, признаки 6-8 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

При разработке неоднородной нефтяной залежи актуальными являются задачи выявления вовлеченных и не вовлеченных в разработку зон залежи и оценка их вовлеченности в разработку, увеличения нефтеотдачи отдельных зон и геолого-промысловой оценки эффективности применяемых для этого геолого-технических мероприятий. Известные способы не обладают достаточной точностью оценки состояния залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения точности оценки состояния залежи. Задача решается следующим образом.

При разработке неоднородной нефтяной залежи ведут отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор проб нефти из различных точек пласта через определенные промежутки времени, определение их оптических свойств при разных длинах волн, расчет показателей разработки и составление заключения о состоянии разработки нефтяной залежи. Точки пласта для отбора проб нефти назначают на участках, на которых ожидают эффект от воздействий, и на участках, на которых производят воздействие. По наличию или отсутствию изменений в оптических свойствах нефти на участках, на которых ожидают эффект от воздействий, определяют эффективность воздействий. В качестве воздействий применяют все возможные мероприятия по повышению нефтеотдачи залежи, ускорению выработки запасов и снижению обводненности добываемой нефти. Такими мероприятиями могут быть полимерное заводнение, потокоотклонющие технологии, циклическое заводнение, закачка поверхностно-активных веществ, гидроразрыв пласта, кислотные обработки, изоляция зон поглощения и водопритоков и многое другое. Как правило, на залежи имеются высокопроницаемые зоны с преимущественно выработанными запасами и низкопроницаемые зоны с преимущественно невыработанными запасами. Основные усилия при разработке направлены на вытеснение нефти из низкопроницаемых зон. В случае вытеснения нефти из низкопроницаемых зон в высокопроницаемые зоны и далее через добывающие скважины на поверхность происходит смешение нефтей, поступающих из разных зон. Такие нефти чаще всего имеют одинаковые показатели по вязкости, плотности, наличию парафинов, смол, асфальтенов, серы и т.п. Отличить нефти по этим показателям чаще всего не представляется возможным. Не дает гарантированного ответа на эти вопросы и определение некоторых оптических свойств нефтей, таких как только оптическая плотность. Гарантированное распознавание нефтей из разных зон залежи дает определение комплекса оптических свойств. В качестве комплекса оптических свойств нефтей определяют оптическую плотность (Д), коэффициенты светопропускания (т) и светопоглощения (К_СП), показатели преломления (n) и дисперсии (n_F-n_C). Определение этих показателей и их анализ является необходимым условием повышения точности оценки состояния залежи.

Кроме того, любое мероприятие на залежи сопровождается неизбежными изменениями оптических свойств в добывающих скважинах. Так полимерное заводнение помимо вытеснения нефти со своими специфическими свойствами из низкопроницаемых зон еще и оставляет следы присутствия полимеров в добываемой нефти. То же можно сказать и о любом другом мероприятии, связанном с применением большого количества расходных материалов.

При проведении мероприятий ведут исследования оптических свойств проб нефти, статистическую обработку полученных данных, комплексное обобщение лабораторных и геолого-промысловых данных. Методика лабораторных исследований включает периодический отбор и подготовку устьевых проб нефти, исследование их оптических свойств - оптической плотности (Д), коэффициента светопропускания (т) и светопоглощения (К_СП), показателей преломления (n) и дисперсии (n_F-n_C). Отбор проб нефти производят на выкидных линиях добывающих скважин. Подготовка проб заключается в их обезвоживании. Предварительное обезвоживание включает перемешивание с добавлением деэмульгатора и нагрев проб (до 60°С). В качестве деэмульгатора используют LML, dalfax, реапон, рекод, амфикор или дисолван. Подбор наиболее эффективного деэмульгатора осуществляют опытным путем. Удаление воды производят в делительной воронке. Дальнейшее более тщательное обезвоживание пробы производят в центрифуге ОПН-8, при этом на дно центрифужной пробирки укладывается хлористый кальций (при режиме работы центрифуги - 3-4 тыс.об/мин в течение 15-30 минут). Качество обезвоживания проб проверяют при осмотре мазка нефти в окне поляризационного микроскопа при 140-кратном увеличении. Для исследования т и Д нефти используется фотометр КФК-3. Исследование производят по методике многократных минимизированных измерений (К_СП рассчитывается в зависимости от полученных значений Д по формуле Бугера-Ламберта-Бера). При этом готовят растворы нефти в органических растворителях не более 0,5-1% концентрации (при этом содержание нефти в растворе минимизируется и составляет не более 0,05-0,1 грамм). Пропуская монохроматический свет (в интервале длин волн 400-900 нм) через кювету с чистым растворителем и раствором нефти, определяются искомые значения т, Д и К_СП исследуемой нефти. Первичная обработка результатов лабораторных исследований заключается в построении спектральных кривых, представляющих собой зависимости т, Д и К_СП от длины волны монохроматического света. Для исследования показателей преломления (n) и дисперсии проб (n_F-n_C) нефти используется рефрактометр ИРФ-454. При этом исследуются растворы нефти в авиационном керосине различных концентраций (0,01-0,3%). Первичная обработка лабораторных данных включает построение кривых преломления и дисперсии, представляющие собой полулогарифмические зависимости значений n и n_F-n_C от концентрации исследуемой нефти в растворе. Для создания растворов нефти заданных концентраций в керосине или в органических растворителях используют электронные весы HF-320. Статистическая обработка лабораторных данных включает расчет простых средних значений и показателей вариации (среднеквадратических отклонений, дисперсии, размаха вариации и т.д.) измеряемых величин, а также в построении их спектральных кривых (в зависимости от длины волны монохроматического света). Полученные лабораторные данные дополняют данными геофизических и гидродинамических исследований скважин, геолого-промысловыми данными по дебитам и обводненности продукции скважин и выдают рекомендации по совершенствованию разработки залежи.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают нефтяную залежь Ромашкинского месторождения со следующими характеристиками: пористость - 18,4%, средняя проницаемость - 0,646 мкм², нефтенасыщенность - 61,1%, абсолютная отметка водонефтяного контакта - 1530 м, средняя нефтенасыщенная толщина - 4 м, начальное пластовое давление - 16 МПа, пластовая температура - 29°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%. На участке залежи ведут отбор нефти через 24 добывающие скважины и закачку рабочего агента через 7 нагнетательных скважин.

Отбирают пробы нефти из всех добывающих скважин, т.е. расположенных в высокопроницаемой и в низкопроницаемой зоне. Определяют оптическую плотность (Д), коэффициенты светопропускания (т) и светопоглощения (К_СП), показатели преломления (n) и дисперсии (n_F-n_C) для всех проб. Проводят закачку раствора полимера через одну нагнетательную скважину, расположенную в низкопроницаемой зоне залежи. Ожидают, что в реагирующих скважинах произойдет увеличение притока нефти и снижение ее обводненности. Через 1 месяц повторили отбор проб из добывающих скважин и определение тех же оптических свойств. Установили, что в 4 скважинах в пробах отмечено изменение оптических свойств, свидетельствующее о появлении следов полимера в нефти. Эксплуатационные характеристики этих скважин, такие как забойное давление, уровень жидкости в скважине, обводненность, остались прежними в пределах разброса измерения показателей. Сделали заключение о подключении к разработке низкопроницаемого участка залежи. Интенсифицировали работу этих скважин и получили дополнительный приток нефти в размере 2 т/сут в каждой скважине.

Применение предложенного способа позволит повысить точность оценки состояния залежи.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородной нефтяной залежи. Обеспечивает повышение точности оценки состояния залежи. Сущность изобретения: способ включает отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор проб нефти из различных точек пласта через определенные промежутки времени, определение их оптических свойств при разных длинах волн и выработку рекомендаций по разработке нефтяной залежи. Согласно изобретению при воздействии на залежь заводнением определяют вовлеченность в разработку низкопроницаемых зон с преимущественно невыработанными запасами. Для этого в качестве оптических свойств нефтей определяют оптическую плотность, коэффициенты светопропускания и светопоглощения, показатели преломления и дисперсии. Отбирают пробы нефти из всех добывающих скважин, расположенных в низкопроницаемой и высокопроницаемой зонах. После закачки рабочего агента в нагнетательные скважины ожидают эффект от воздействия в реагирующих скважинах, где тоже назначают отбор проб нефти. Повторяют отбор проб нефти из добывающих скважин с определением тех же оптических свойств нефти и по появлению следов рабочего агента в нефти делают заключение о вовлеченности в разработку низкопроницаемых зон.

Способ разработки неоднородной нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор проб нефти из различных точек пласта через определенные промежутки времени, определение их оптических свойств при разных длинах волн и выработку рекомендаций по разработке нефтяной залежи, отличающийся тем, что при воздействии на залежь заводнением определяют вовлеченность в разработку низкопроницаемых зон с преимущественно невыработанными запасами, для чего в качестве оптических свойств нефтей определяют оптическую плотность, коэффициенты светопропускания и светопоглощения, показатели преломления и дисперсии, отбирают пробы нефти из всех добывающих скважин, расположенных в низкопроницаемой и высокопроницаемой зонах, после закачки рабочего агента в нагнетательные скважины ожидают эффект от воздействия в реагирующих скважинах, где тоже назначают отбор проб нефти, повторяют отбор проб нефти из добывающих скважин с определением тех же оптических свойств нефти и по появлению следов рабочего агента в нефти делают заключение о вовлеченности в разработку низкопроницаемых зон.