СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Российский патент 2007 года по МПК E21B43/16 

Предлагаемое изобретение относится к методам, применяемым для разработки нефтяных месторождений, и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности.

Известно, что для начала разработки нефтяного месторождения требуется обширная информация о его геологическом строении. Получение такой информации требует больших материальных затрат. Поэтому часто разработку новых и особенно сложных в геологическом строении месторождений, а также малых месторождений нефти, где объем бурения, как правило, мал, приходиться начинать при недостаточном объеме информации. При проектировании разработки нефти на таких месторождениях привлекается дополнительная геофизическая информация для бурения добывающих и нагнетательных скважин. Так, например, предложен способ разработки нефтяного месторождения в тектонически осложненных осадочных толщах (Торсунов А.В., Звягин Г.А., Опалев В.А., Фусс В.А. "Способ разработки нефтяного месторождения в тектонически осложненных осадочных толщах", № 95118259/03 от 08.11.95 г. В этом способе дополнительно к обычной геологической информации вычисляются коэффициенты тектоно-деформационного развития структуры в целом и отдельных ее участков, определяют величины относительных приращений толщин деформируемых участков структуры, определяют величины геотермодинамических и геоэнергетических потенциалов отдельных участков структуры, определяют коэффициенты унаследованной деформированности по всему этажу нефтегазоносности. Все вышеперечисленные приемы позволяют установить наличие деформируемых блоков структуры, и по границам блоков устанавливают наличие активных тектоно-деформационных зон. Бурение скважин осуществляют вне этих зон.

В этом изобретении учет формы пласта и участков деформируемых блоков производится только с точки зрения размещения добывающих и нагнетательных скважин вне активных тектоно-деформационных зон, чтобы избежать осложнений при эксплуатации скважин, вызываемых смещением горных пород в нефтяном пласте и вне его. При этом не учитывается влияние этих зон и деформации горных пород пласта на его гидродинамические параметры, существенно влияющие на нефтеотдачу пласта.

В двух других патентах предварительно определяют направление действия максимальных напряжений в пласте. Нагнетательные скважины располагают рядами, направление которых совпадает с направлением действия максимальных напряжений, а в случае наличия наклонных или горизонтальных участков добывающих скважин эти участки бурятся по направлению действия максимальных напряжений или же близким к этим направлениям (Патент № 95114969/03 от 22.08.95. Бриллиант Л.С., Журавлев В.С., Мельцер М.С. "Способ разработки нефтяных месторождений" и патент № 95115013/03 от 22.08.95. Журавлев В.С., Мельцер М.С. "Способ разработки нефтяных залежей").

Как в первом способе, так в двух последних учитываются только механические напряжения и их направление, но не учитывается влияние напряжений на гидродинамические параметры пласта, хотя известно, что механические напряжения влияют на эти параметры. Они могут вызывать раскрытие пор в коллекторе пласта под воздействием растягивающих напряжений или закрывать поры из-за действия сдвиговых напряжений. Кроме того, напряжения в горной породе пласта, когда они превышают прочность этой породы, приводят к появлению трещинноватости в монолитной горной породе. Таким образом, учет гидродинамических параметров пласта позволяет уменьшить возможные ошибки при определении механических напряжений и их направлений в пласте. Только учет характера действия механических напряжений с их направлением и величиной совместно с гидродинамическими параметрами пласта может адекватно отражать фильтрацию флюидов в пласте.

Предлагаемый метод позволяет учитывать величину, направление механических напряжений и связанные с ними особенности строения пласта с его гидродинамическими параметрами при бурении добывающих и нагнетательных скважин, чтобы повысить экономическую эффективность вводимого в эксплуатацию месторождения. Для этого по сейсмическим данным о положении кровли и подошвы пласта строится его форма. Затем с учетом горного давления и имеющихся напряжений в коре данного региона, в предположении, что существующая форма нефтяного пласта является результатом длительных процессов деформаций, производят расчет возможных мест разрушений горной породы нефтяного пласта, пользуясь прикладной теорией ползучести с дополнительным учетом ряда положений теории пластичности и представлений механики разрушения горных пород. (Безухов Н.И. Основы теории упругости, пластичности и ползучести. - М.: Высшая школа 1968. 512 с., Черепанов Г.П. Механика хрупкого разрушения. - М.: Наука 1974, 640 с., Короновский Н.В. Соросовский образовательный журнал. 1997. № 1. С.40-47.)

Очевидно, что производительность скважин существенно зависит от гидропроводности пласта, которая зависит от пористости породы, вязкости жидкой фракции, избыточного внутреннего давления и пр. Опыт эксплуатации нефтяных промыслов часто показывает, что в одном месторождении сравнительно недалеко расположенные друг от друга скважины дают существенное различие в производительности. Эту особенность можно объяснить тем, что скважины с наибольшей производительностью и дебитом пробурены в местах, совпадающих с местами разрушения пород нефтяного пласта, наибольшей трещиноватостью, сдвигами, произошедшими в результате ползучести пород, что резко увеличивает гидропроводность. Однако на гидропроводность влияют и присутствующие поля напряжений, которые также управляют ходом переноса жидкости через породы пласта.

Таким образом, прогнозирование мест бурения скважин на нефть с наибольшим дебитом является, по сути, отысканием мест разрушения горной породы пласта в процессе ползучести.

Из теории ползучести известно, что состояние тела, подверженного длительному процессу нагружения, можно описать системой уравнений:

1. Дифференциальные уравнения равновесия.

2. Геометрические уравнения, связывающие компоненты смещения с компонентами деформации, справедливые для любого непрерывного тела независимо от его физической природы.

3. Физические уравнения (закон изменения формы и объема).

4. Граничные уравнения (условия), которые отражают равновесие граничных точек в любой момент времени (статические), наличие дискретных связей на внешней границе тела (геометрические), закон распределения скоростей деформации или скоростей перемещения тех же граничных точек тела.

5. Вид этих уравнений определяет принятая модель тела. В теории ползучести предполагается несколько моделей тела. Наиболее строгими являются модели упруго-вязкого тела и вязко-пластичного тела.

Для горной породы нефтяного пласта принимается модель упруго-вязкого тела. Для такого тела вышеуказанные уравнения имеют следующий вид:

где D_H, D_деф - девиаторы напряжений и деформаций; , - девиаторы их скоростей.

4. Кинематические уравнения, отражающие закон распределения скоростей деформаций или скоростей перемещения граничных точек тела. Уравнения (4) не приводятся, так как они задаются конкретной формой нефтяного пласта и его границами.

Для тетраэдра указанные уравнения приведены в (Безухов Н.И. Основы теории упругости, пластичности и ползучести.).

В системе (1) u, v, w - в соответствующих направлениях осей. В системе (2) ε_x, ε_y, ε_z - линейные деформации; γ_xy, γ_yz, γ_zx - угловые деформации.

В системе (3) E, G- модули упругости 1-го и 2-го рода; n - коэффициент пропорциональности скорости деформаций.

В теории вязко-упругого тела были созданы и описаны разные модели. Так, для тела Фойга зависимость напряжений и деформаций имеет вид:

Интегрирование этого уравнения дает:

т.е. деформация описывается по экспоненциальному закону, стремясь к величине .

Материалы в процессе длительного нагружения стареют, т.е. изменяют свои свойства. Это свойство называют наследственностью. Учет наследственности усложняет решение задачи вязко-упругого тела, но с помощью преобразований Лапласа через изображение функции, используя принцип Вольтера, функции σ_ij и u_ij.

Таким образом, исходя из вышеизложенного напряженно-деформированное состояние нефтяного пласта зависит от выбранной модели вязко-упругого тела и от количественной оценки напряжений в нефтяном пласте, которая весьма затруднительна и требует привлечения дополнительной информации, например данных по гидродинамическим испытаниям разведочных скважин.

Поэтому решение задачи (2) по отысканию зоны разрушения, разлома нефтеносного пласта необходимо вести, взяв за основу контур как траекторию отдельных точек, т.е. перемещения u и v (плоское тело). Используя уравнения Коши (2), определяем деформации ε_x и ε_y. Уравнения (3) позволяют сделать вывод, что на разрушение влияет не только величина деформации, но и скорость (градиент) деформаций и , где .

Определение напряжений через деформации является более трудной задачей, так как требует знаний коэффициентов пропорциональности и свойств горной породы нефтяного пласта. На гидропроводность также влияют действующие напряжения в массиве. Причем это влияние очень существенно, и оно может увеличить, а в некоторых случаях уменьшить гидропроводность. Так, для двухмерного случая в трещиноватой среде деформации доминируют, увеличивая направленную гидропроводность:

где К_x и К_y - направленная гидропроводность, g - ускорение свободного падения, μ - вязкость флюидов, s - площадь трещин, Δb_x и Δb_y - соответственно перемещения в Х и Y направлениях для трещин, которые ортогональны к соответствующим перемещениям.

Сдвиговые напряжения существенно влияют на гидропроводность, при этом Δb_x, и Δb_y определяются так:

где Δb_xn и Δb_xs - смещения в результате действия нормальных и сдвиговых напряжений в Х - направлении, Δb_yn и Δb_ys - смещения в Y направлении от тех же нормальных и сдвиговых напряжений. С учетом зависимости Δb_x и Δb_y от линейных и угловых деформаций:

Если принять - гидропроводность в начальных условиях и , то общая зависимость между гидропроодностью и деформацией имеет вид:

где К_ii(i=x,y) - гидропроводность в направлении х,y; Δε_jj(j=x,y) и Δγ_ij (i,j=x,y} - наведенные деформации, R_e, R_g, _{- параметры, характерные для данной горной породы, причем Rg=G/Gr, Re=E/Er, где Gr и G - модули сдвига, а Er, и Е - нормальные модули для неповрежденного и данного горного массива соответственно.}

После проведенных расчетов градиента деформации (w) и данных численных исследований гидропроводности (k), пьезопроводности (χ) имеем в скважинах 3 вектора:

где n - число скважин.

Необходимо определить функции зависимостей:

для этого применяется регрессионный анализ. Учитывая физику процесса, функции должны быть монотонны и, следовательно, интерес представляют линейная регрессия и экспоненциального типа регрессия.

В случае линейной регрессии y=b₀+b₁x, применяется метод наименьших квадратов, а оценка проводится по основным параметрам полученной регрессионной модели: по коэффициенту корреляции, коэффициенту детерминации, F-критерию и по стандартной ошибке оценки (уравнения).

В случае регрессии экспоненциального типа y=с+exp(b₀+b₁х), где х равен lnw или lnk, а у имеет значение lnχ для зависимостей (8) и (9) соответственно, квази-ньютоновский метод, который позволяет вычислить значение функции в различных точках для оценивания первой и второй производной. Вне зависимости от рассматриваемой всегда можно оценить полную дисперсию зависимой переменной, полную сумму квадратов, долю дисперсии, приходящуюся на остатки, сумму квадратов и долю дисперсии относительно регрессионной модели.

Таким образом, на основании полученных зависимостей напряжений и гидропроводности нефтяного пласта строятся прогнозные карты исследуемых параметров по всему контуру месторождения, по данным гидродинамических испытаний имеющихся разведочных скважин. А при наличии эксплуатационных скважин на месторождении с привлечением и этих данных определяют гидропроводность и пьезопроводность участка пласта, где расположены разведочные и эксплутационные скважины. Сопоставляя расчетные значения напряжений и степень разрушения горной породы с гидродинамическими параметрами в данном участке пласта, используя вышеописанный метод, определяют гидродинамические параметры в зависимости от величины напряжений и степени разрушения горной породы пласта во всех узлах координатной сетки, нанесенной на структурную карту месторождения. Выявленные максимальные расчетные значения степени разрушения горной породы нефтяного пласта, напряжений, гидропроводности на структурной карте являются местами для бурения добывающих скважин, а нагнетательные скважины располагаются в зонах монолитных пород для вытеснения нефти в зоны разрушения. В случае отсутствия данных по гидродинамическим испытаниям разведочных скважин на вводимом в эксплуатацию месторождении используются данные по гидродинамическим испытаниям соседнего близкого по геологическому строению месторождения. При этом расчет по теории прикладной ползучести мест разрушения пласта и остаточных напряжений в нем ведется для формы нефтяного пласта, вводимого в эксплуатацию, а коэффициенты и свободные члены в уравнениях, связывающие напряжения и степени разрушения горной породы пласта с гидропроводностью, определяются по данным соседнего региона, для которого проводится аналогичный расчет по прикладной теории ползучести. Для уточнения уравнений регрессии в этом сравнительном расчете подбирают участки с подобным строением и силами, совпадающими по направлению и близкими по абсолютному значению с участками вводимого в эксплуатацию месторождения.

Таким образом, этот способ позволяет выявить места для заложения добывающих скважин со значительными притоками нефти и места для нагнетательных скважин, интенсивно вытесняющих нефть к добывающим скважинам, что позволяет сократить общее число скважин и тем самым повысить экономическую эффективность при разработке даже малых месторождений нефти.

Построение прогнозных карт на основе вышеописанного способа проводится по оригинальному программному комплексу «Баланс-Гидродинамик», который функционирует в среде геоинформационной системы Maplnfo Professional.

Изобретение относится к методам, применяемым для разработки нефтяных месторождений, и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности. Обеспечивает повышение эффективности способа. Сущность изобретения: способ включает бурение добывающих и нагнетательных скважин, для размещения которых используют равномерную квадратную сетку. Эту сетку наносят на структурную карту месторождения, форму нефтяного пласта которого строят по геофизическим данным. С помощью прикладной теории ползучести с учетом формы нефтяного пласта, горного давления и существующих напряжений в земной коре данного региона на структурной карте месторождения определяют степень разрушения горных пород нефтяного пласта и места остаточных действующих в нем напряжений. По данным актов гидродинамических испытаний разведочных скважин с помощью регрессионного анализа определяют значения гидропараметров - гидропроводности и пьезопроводности - в зависимости от степени разрушения горной породы нефтяного пласта и действующих напряжений в ближайших узлах координатной сетки, где находятся разведочные скважины. Затем полученные зависимости гидропараметров от степени разрушения горной породы и действующих напряжений в нефтяном пласте используют для прогнозирования гидропараметров во всех узлах координатной сетки, наложенной на структурную карту месторождения. Выявленные участки с максимальной степенью разрушения горной породы пласта и максимальными значениями гидропроводности, пьезопроводности на структурной карте месторождения являются местами для бурения добывающих скважин. Нагнетательные скважины располагают в зонах монолитных горных пород нефтяного пласта для вытеснения нефти в зоны разрушения. 1 з.п. ф-лы.

1. Способ разработки нефтяного месторождения, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, для размещения которых используют равномерную квадратную сетку, наносят ее на структурную карту месторождения, форму нефтяного пласта которого строят по геофизическим данным, при этом с помощью прикладной теории ползучести с учетом формы нефтяного пласта, горного давления и существующих напряжений в земной коре данного региона на структурной карте месторождения определяют степень разрушения горных пород нефтяного пласта и места остаточных действующих в нем напряжений, по данным актов гидродинамических испытаний разведочных скважин с помощью регрессионного анализа определяют значения гидропараметров - гидропроводности и пьезопроводности в зависимости от степени разрушения горной породы нефтяного пласта и действующих напряжений в ближайших узлах координатной сетки, где находятся разведочные скважины, затем полученные зависимости гидропараметров от степени разрушения горной породы и действующих напряжений в нефтяном пласте используют для прогнозирования гидропараметров во всех узлах координатной сетки, наложенной на структурную карту месторождения, выявленные участки с максимальной степенью разрушения горной породы пласта и максимальными значениями гидропроводности, пьезопроводности на структурной карте месторождения являются местами для бурения добывающих скважин, а нагнетательные скважины располагают в зонах монолитных горных пород нефтяного пласта для вытеснения нефти в зоны разрушения.2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при отсутствии или недостаточном количестве данных по гидродинамическим испытаниям разведочных скважин на вводимом в эксплуатацию нефтяном месторождении, уравнения регрессий, связывающие степень разрушения горной породы и действующие напряжения в нефтяном пласте с гидропроводностью и пьезопроводностью в нем, уточняют с помощью результатов исследования скважин соседнего месторождения, геологическое строение которого подобно месторождению, вводимому в эксплуатацию.