СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Российский патент 2015 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений с применением методов вытеснения нефти из пласта водой, в частности к формированию системы разработки в зависимости от геомеханических условий залегания продуктивных пород. Представляет собой выбор оптимального расположения скважин на площади углеводородного пласта с учетом азимутальной направленности максимальных напряжений пород. Способ включает проведение геофизических исследований скважин, таких как кросс-дипольный акустический каротаж по определению анизотропии азимутального распределения напряжений в продуктивных пластах, микросейсмического мониторинга при проведении гидроразрыва пласта для определения направления распространения трещин, которое совпадает с направлением максимальных напряжений пласта, исследований ориентированно отобранного керна по определению направлений естественной трещиноватости пород при их наличии, выявление дизъюнктивных нарушений в пределах нефтяного месторождения.

Известен широко применяемый метод площадной системы разработки нефтяных залежей, наиболее распространенные из которых пяти-, семи-, девятиточечная. Элементы системы при пятиточечной схеме разработки представляет собой квадрат, в углах которого находятся добывающие скважины, а в центре - нагнетательная. Соотношение нагнетательных скважин к добывающим - 1/1. При семиточечной схеме разработки элемент системы представляет собой шестиугольник с добывающими скважинами в вершине, нагнетательной в центре. Соотношение нагнетательных скважин к добывающим - 1/2. При девятиточечной схеме разработки соотношение нагнетательных скважин к добывающим - 1/3 (Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учебник для вузов. - 2-е изд., переработанное и дополненное. - М.: ОАО "Издательство "Недра", 1998 г.).

Недостатком данного подхода к системе разработки является расположение скважин без учета геомеханических свойств пласта/пластов, в частности распространения направлений максимальных напряжений, и расположения тектонических нарушений. Площадная система разработки более «жесткая», не допускает использовать другие нагнетательные скважины из элемента системы без нарушения геометрической упорядоченности расположения скважин. Это приводит к более значительному снижению коэффициента извлечения нефти из-за кинжального и языкового прорывов закачиваемой воды к забоям добывающих скважин практически по всем условным рядам в направлениях максимальных напряжений пород и вдоль тектонических нарушений, снижению безводного периода эксплуатации, появлению значительного количества участков с высокой остаточной нефтенасыщенностью, не участвующих в разработке.

Известен способ разработки нефтяного месторождения (авторское свидетельство №1806262 от 30.03.93 г., Е21В 43/30, 43/20, бюллетень №12 от 30.03.1993 г.), где с целью устранения перечисленных недостатков предусмотрено: установление на площади залежи месторождения систем разрывных нарушений продуктивного пласта, бурение добывающих и нагнетательных скважин на площади залежи, добыча углеводородов через добывающие скважины, размещенные в пределах систем разрывных нарушений на равном расстоянии, а нагнетательные скважины размещают за пределами разрывных нарушений. Также известен способ (авторское свидетельство №1806261 от 23.12.91 г., Е21В 43/30, 43/00, бюллетень №12 от 30.03.1993 г.), при котором на стадии разведки до бурения эксплуатационных скважин на основе данных космо- и аэрофотосъемки территории, сейсмических исследований для залежи строится карта системы разрывных нарушений, по результатам которой определяют места для бурения скважин в пределах зон разрывных нарушений с последующим бурением и добычей нефти и газа.

Известен способ разработки залежей углеводородов в трещинных коллекторах (авторское свидетельство №2148166, Е21В 43/30 от 27.10.2000 г.), при котором проводят комплекс геофизических и скважинных исследований, на основе полученных данных строят сейсмические разрезы и их палеореконструкции, определяют по ним геологические границы продуктивных пластов. Устанавливают местоположение зон разрывных нарушений, выделяют зоны неотектонических подвижек пласта. Бурят продуктивные скважины вблизи разрывных нарушений. Известен способ разработки нефтяного месторождения (авторское свидетельство №2292453 от 27.01.2007 г., Е21В 43/30, 43/16), при котором устанавливают на площади углеводородного пласта местоположения системы разрывных нарушений, размещают добывающие скважин вблизи них, а нагнетательных скважин за пределами или в пределах зон, ограниченных этими разрывными нарушениями, определяют гидравлическую связь разрывных нарушений со скважинами и/или другими разрывными нарушениями и состав добываемых из них флюидов-углеводородов и воды, управляют фильтрационными сопротивлениями между скважинами и разрывными нарушениями и, при притоке воды из-за контура нефтеносности или от нагнетательных скважин, увеличивают фильтрационные сопротивления между скважинами и разрывными нарушениями путем закачки водоизоляционных составов через добывающие или нагнетательные скважины или через скважины, которые для этого бурят, на контуре нефтеносности вблизи разрывных нарушений на линии тока воды, при этом переводят скважины из одной категории в другую; размещают добывающие скважины параллельно разрывным нарушениям на заданном расстоянии с учетом анизотропии проницаемости пласта по разным направлениям; размещают добывающие скважины вблизи пересечения нескольких разрывных нарушений, в добывающих скважинах, не связанных с нарушениями системой трещин, уменьшают фильтрационное сопротивление между скважинами и разрывными нарушениями направленной перфорацией, гидроразрывом пласта, бурением горизонтальных стволов и боковых стволов, физико-химическим воздействием; размещают нагнетательные скважины во внутренней части нефтенасыщенной зоны, ограниченной разрывными нарушениями, плотность сетки выбирают обратно пропорционально найденной проницаемости с учетом ее анизотропии по разным направлениям и переводят эти скважины на начальной стадии в добывающие скважины; размещают скважины на многопластовом месторождении с выбором их профиля, максимально приближенного к зонам разрывных нарушений; размещают добывающие скважины без пересечения с разрывными нарушениями, пересечение проводят в углеводородном пласте горизонтальным стволом, забуркой бокового ствола, гидроразрывом пласта; размещают скважины между соседними гидродинамически не связанными разрывными нарушениями, соединяя последние со скважиной путем бурения в ней дополнительных стволов, причем один или несколько стволов скважины используют для добычи углеводородов, а другой - под нагнетание водоизоляционных составов или как нагнетательный; в пластах определяют гидравлическую связь разрывных нарушений со скважинами и/или другими разрывными нарушениями постоянным мониторингом, с учетом системы трещин и каналов низкого фильтрационного сопротивления изменяют расположение добывающих и/или нагнетательных; местоположение разрывных нарушений устанавливают по данным аэрогеофизических исследований, наземной сейсморазведки, спектрально-сейсморазведочного профилирования, определения в пробах содержания олова (Sn), хрома (Cr), кобальта (Со) и их отношений Sn/Cr, Sn/Co, во время бурения по кавернометрии и темпу изменения поглощения бурового раствора, после бурения скважин путем вертикального сейсмического профилирования, гидропрослушивания, трассерных исследований, по изменению температуры по глубине скважины, акустическими методами, методом адаптации геолого-гидродинамической модели, уточняют положение разрывных нарушений геофизическими методами; определяют источник поступления нефти в залежь из нефтематеринских пород.

Недостатком перечисленных решений является отсутствие идеи адаптивности размещения скважин на площади месторождения нефти с учетом анизотропии азимутального распространения значений горизонтальных напряжений в продуктивных пластах, нерациональное расположение добывающих и нагнетательных скважин за пределами тектонических нарушений, реализуемое по «традиционной» системе разработки, не рассматриваются залежи углеводородов без тектонических нарушений.

Известен способ разработки нефтяного месторождения (авторское свидетельство №22911955 от 20.01.2007 г., Е21В 43/16), при котором устанавливают очаги сейсмоакустической активности и распределение трещиноватости по каждому продуктивному пласту, в процессе разработки регистрируют по площади сейсмоакустическую эмиссию и в реальном времени, по совокупности изменения сейсмоакустической эмиссии и показателей разработки месторождения, в частности карт изобар и обводненности скважин, определяют слабодренируемые, застойные и промытые зоны, меняют направления фильтрационных потоков, инициируют и интенсифицируют дополнительное трещинообразование в слабодренируемых и застойных зонах до уровня зарегистрированных шумов; для изменения направления фильтрационных потоков предлагают корректировать плотность сетки скважин и системы разработки, организовывать новые очаги заводнения, бурить дополнительные скважины и боковые стволы, при этом устанавливать взаимоположение добывающих и нагнетательных скважин относительно направления трещиноватости в элементах разработки, обеспечивающее преимущественно перпендикулярное к простиранию трещин вытеснение нефти, в частности в рядном элементе разработки нагнетательные скважины, в том числе горизонтальные и боковые стволы, располагать по линии направления трещиноватости, а добывающие, в том числе горизонтальные скважины и боковые стволы, - параллельно данной линии; предполагается постоянное или периодическое воздействие на залежь физическим излучением с возбуждением и распространением в геологической среде волн упругих колебаний, электромагнитных волн, импульсов для дополнительного трещинообразования в слабодренируемых и застойных зонах.

Недостатком данного способа является то, что рассматриваются залежи с трещинными и трещинно-поровыми коллекторами, находящимися в разработке, определяют слабодренируемые и застойные зоны, направления трещиноватости, оптимизируют сложившуюся систему разработки уплотнением сетки, бурением дополнительных скважин и боковых стволов с целью изменения направлений сложившихся фильтрационных потоков в процессе разработки. Расположение нагнетательных и добывающих скважин, в том числе горизонтальных и боковых стволов, параллельно направлениям трещиноватости предполагается только по дополнительно пробуренным скважинам на разрабатываемых залежах и на участках или отдельных элементах, где за счет данных скважин образуется рядная система разработки. Не рассматривается вся залежь в целом, не учитываются залежи углеводородов, имеющие поровый коллектор с отсутствием трещиноватости или незначительным ее количеством, отсутствует идея адаптивности размещения скважин на площади месторождения нефти с учетом анизотропии азимутального распространения значений региональных горизонтальных напряжений в продуктивных пластах, позволяющая повысить эффективность разработки, снизить долю слабодренируемых и застойных зон с начала реализации разработки, необходимо дополнительное физическое воздействие на продуктивные пласты.

Задачей предлагаемого способа является повышение эффективности разработки месторождения углеводородов при сопоставимых капиталовложениях, что и у «стандартных» систем разработки, повышение коэффициента извлечения нефти из пласта, которое достигается за счет более эффективного размещения добывающих и нагнетательных скважин на площади месторождения, учитывающего геомеханические и тектонические условия залегания продуктивных пород.

Поставленная задача достигается тем, что по способу разработки месторождения углеводородов устанавливают на площади углеводородного пласта местоположение разрывных нарушений и анизотропию распространения напряженности продуктивных пород, а именно азимутальную направленность максимальных горизонтальных напряжений. Тектонические нарушения определяются: до бурения скважин по данным сейсморазведки 3Д/2Д; во время бурения скважин, используя кавернометрию, а также по темпу изменения поглощения бурового раствора. Направления максимальных напряжений определяются: до бурения скважин принимаются по аналогии с соседними разрабатываемыми месторождениями нефти с аналогичными пластами; при бурении разведочных скважин и первых эксплуатационных скважин отбирают ориентированный по залеганию пород керн из целевого интервала пласта с последующим определением азимутальной направленности естественной трещиноватости; после бурения разведочных скважин проводятся геофизические исследования - кросс-дипольный акустический каротаж (определяет геомеханические свойства пород, направления естественной трещиноватости посредством замера скоростей продольных и поперечных акустических волн), при интенсификации притока с помощью гидроразрыва пласта выполняют также микросейсмический мониторинг. На основании полученных данных нагнетательные скважины размещают азимутально вдоль направлений максимальных напряжений продуктивных пластов. В случае обнаружения зоны разрывных нарушений, нагнетательная скважина, расположенная в непосредственной близости от данного нарушения, менее чем за 200 м, запускается в эксплуатацию как добывающая с отработкой на нефть до роста обводненности добываемой продукции более 95%, и/или выше порога рентабельности при сложившейся на момент проведения работ себестоимости добычи нефти, и/или при необходимости поддержания пластового давления в процессе эксплуатации. Затем скважина переводится под нагнетание вытесняющего агента, либо в пьезометрический фонд для контроля за энергетическим состоянием разработки в районе разлома. В процессе разработки месторождения проводится постоянный мониторинг за движением фильтрационных потоков, уточняются положения разрывных нарушений, локальные направления максимальных напряжений. Устанавливают гидродинамическую связь между нагнетательными и добывающими скважинами методом закачки трассерных агентов, гидропрослушивания, геолого-промыслового анализа и др. На основании полученных данных о зонах тектонических нарушений, локальных особенностей распространения направлений максимальных напряжений проводят корректировку системы разработки: переводят часть скважин из одной категории в другую - добывающие в нагнетательные, нагнетательные в добывающие. При этом нагнетательные скважины стараются выводить за пределы зон тектонических нарушений и исключать случаи расположения добывающих скважин азимутально на одной линии с нагнетательными скважинами по направлениям максимальных напряжений пород.

Технический результат заключается в повышении коэффициента извлечения нефти, увеличении темпов отборов нефти, достигается путем размещения эксплуатационных скважин на площади нефтяного месторождения с учетом направлений максимальных напряжений продуктивных пород, наличия тектонических нарушений.

Сущность способа заключается в следующем. Проведенные многочисленные исследования, такие как: кросс-дипольный акустический каротаж, микросейсмический мониторинг гидроразрыва пласта, трассерные исследования, гидропрослушивание, геолого-промысловый анализ работы нагнетательных и добывающих скважин, на различных месторождениях Западной Сибири, показывают, что продвижение основных объемов закачиваемой воды и проявление наиболее высоких скоростей движения в коллекторе происходит по направлениям максимальных напряжений пород. По данным направлениям также распространяются трещины гидроразрыва пласта и ориентирована естественная трещиноватость при ее наличии. Добывающие скважины, расположенные азимутально по этим же направлениям, относительно нагнетательных скважин, обводняются в первую очередь и зачастую в аномально кратчайшие сроки. Темп роста обводненности более резкий, относительно соседних скважин, расположенных перпендикулярно линии максимальных напряжений. В зонах тектонических нарушений и прилегающих к ним участков, не более чем на 200 м, что определено геофизическими исследованиями и геолого-промысловым анализом, направление региональных максимальных напряжений меняет свое направление до полного совпадения с направлением развития данных нарушений.

На фиг. 1, фиг. 2 изображены варианты трехрядной системы разработки соответственно при традиционной схеме размещения скважин и по предлагаемому способу. На фиг. 3, фиг. 4 изображены варианты площадной семиточечной системы разработки соответственно при традиционной схеме размещения скважин и по предлагаемому способу. На фиг. 5 изображен вариант по предлагаемому способу семиточечной схемы разработки, который будет приведен к данному виду после опережающего обводнения добывающих скважин, расположенных азимутально на одной линии с нагнетательными скважинами по направлениям максимальных напряжений пород и последующим переводом обводненных добывающих скважин в нагнетательные. На всех схемах разработки нагнетательные скважины обозначены четырехконечной фигурой - поз. 1, добывающие кружком - поз. 2, разрывные нарушения пунктирной линией - поз. 3, азимутальное направление региональных максимальных напряжений продуктивных пород стрелкой - поз. 4, линии рядов скважин линией - поз. 5, добывающие скважины, переведенные в нагнетательные после достижения пороговых значений обводненности, - четырехконечной фигурой - поз. 6.

Расположив ряды нагнетательных скважин по предлагаемому способу вдоль региональных направлений максимальных напряжений, создается более равномерный фронт заводнения. Первоначально закачиваемый агент движется вдоль линии нагнетательных скважин по каналам естественной трещиноватости, создавая трещины «автогидроразрыва пласта», в кратчайшие сроки, достигая зон нагнетания соседних скважин. Затем начинается усиление движения по направлениям к добывающим скважинам, при котором преобладает эффект поршневого вытеснения. Снижается количество кинжальных прорывов агента воздействия к забоям добывающих скважин, увеличивается их безводный период, повышается коэффициент извлечения нефти.

Для определения эффективности заявленного способа разработки были проведены расчеты на секторном участке геолого-гидродинамической модели «юрской» залежи одного из месторождений Западной Сибири, характеризующейся низкими ФЭС пласта, где реализована площадная семиточечная система разработки без учета направлений максимальных напряжений. Модель построена в программном комплексе «ROXAR», гидродинамическое моделирование процесса разработки осуществлялось с помощью сертифицированного программного комплекса Tempest MORE v.6.7, прошедшего тестирование SPE в соответствии с требованием «Регламента по моделированию» и широко используемого как в России, так и за рубежом. Для численного моделирования процесса разработки использовалась модель «черной» нефти. Процедура осреднения фильтрационно-емкостных свойств проводилась путем взвешивания по соответствующим объемным характеристикам в программном комплексе IRAP RMS. Расчеты показателей выработки запасов проводились на основе фактических технологических режимов работы добывающих и нагнетательных скважин в период с начала разработки 2006 г. до 01.01.2025 г. с шагом дискретизации показателей 1 квартал.

На данном участке пробурено и эксплуатируется 29 скважин. Предлагаемый способ разработки не предусматривает изменение их количества. Тектонических нарушений по данным 3Д-сейсморазведки не обнаружено. Параметры фильтрационной модели участка представлены в таблице 1, геолого-физическая характеристика продуктивного пласта ЮС-1 - в таблице 2, относительные фазовые проницаемости - на фиг. 4. Эффективность предлагаемого способа разработки определяется при сравнении расчетов накопленной добычи нефти, приведенных на фиг. 5 и в таблице 3, из которых видно, что на пятый год разработки темпы добычи нефти по новой схеме начинают опережать базовую и на конец расчетного периода превышение составляет 107,7 тыс. тонн. Увеличение коэффициента нефтеизвлечения произошло на 10%. На фиг. 6 отображается остаточная нефтенасыщенность пласта на дату окончания расчета по базовому и предлагаемому вариантам разработки, на которой отмечается более полная выработка запасов нефти по площади при реализации предлагаемой схемы расположения скважин с учетом распространения направлений региональных максимальных напряжений пластов, относительно базового.

Применение предлагаемого способа в нефтяной промышленности позволит:

- повысить охват разрабатываемого пласта заводнением по площади;

- увеличить безводный период работы добывающих скважин;

- увеличить темпы отбора по нефти;

- повысить коэффициент нефтеотдачи без дополнительных капитальных вложений.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к разработке нефтяных месторождений. Технический результат - повышение нефтеотдачи пласта за счет более эффективного и рационального размещения сетки скважин на площади месторождения с учетом тектонических и геомеханических условий залегания продуктивных пород. По способу осуществляют геофизические исследования разведочных скважин методом кросс-дипольного акустического каротажа. Отбирают ориентированный керн с последующим определением направлений естественной трещиноватости. Определяют региональные направления максимальных напряжений нефтенасыщенных пород. По полученным результатам размещают нагнетательные скважины вдоль региональных направлений максимальных напряжений. Между нагнетательными скважинами размещают добывающие скважины с образованием системы разработки. Часть нагнетательных скважин, попадающих в зоны тектонических нарушений и ближе 200 м, вводят в эксплуатацию как добывающие с последующим переводом под нагнетательные скважины. Добывающие скважины, при их обводнении выше порога рентабельности и при необходимости поддержания пластового давления в месторождении, переводят в нагнетательные скважины. Перевод скважин осуществляют таким образом, чтобы они постепенно образовывали сплошные ряды нагнетательных скважин вдоль региональных направлений максимальных напряжений нефтенасыщенных пород и обеспечивали равномерное вытеснение нефти. 2 з.п. ф-лы, 3 табл., 8 ил.

1. Способ разработки нефтяного месторождения, характеризующийся тем, что осуществляют геофизические исследования разведочных скважин методом кросс-дипольного акустического каротажа, отбирают ориентированный керн с последующим определением направлений естественной трещиноватости, определяют региональные направления максимальных напряжений нефтенасыщенных пород, по полученным результатам размещают нагнетательные скважины вдоль региональных направлений максимальных напряжений, между нагнетательными скважинами размещают добывающие скважины с образованием системы разработки, часть нагнетательных скважин, попадающих в зоны тектонических нарушений и ближе 200 м, вводят в эксплуатацию как добывающие с последующим переводом под нагнетательные скважины, добывающие скважины, при их обводнении выше порога рентабельности и при необходимости поддержания пластового давления в месторождении, переводят в нагнетательные скважины и таким образом, чтобы они постепенно образовывали сплошные ряды нагнетательных скважин вдоль региональных направлений максимальных напряжений нефтенасыщенных пород и обеспечивали равномерное вытеснение нефти.

2. Способ по п. 1, характеризующийся тем, что при интенсификации притоков нефти гидроразрывом проводят микросейсмический мониторинг.

3. Способ по п. 1, характеризующийся тем, что при уточнении особенностей распространения региональных направлений максимальных напряжений нефтенасыщенных пород проводят корректировку системы разработки, для чего добывающие скважины переводят в нагнетательные, а нагнетательные - в добывающие, при этом нагнетательные скважины должны быть за пределами зон тектонических нарушений, а добывающие скважины не должны быть на одной линии с нагнетательными скважинами по направлениям максимальных напряжений нефтенасыщенных пород.