СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Российский патент 2015 года по МПК E21B43/26 G01V8/00 

Описание патента на изобретение RU2568450C1

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено как способ разработки нефтяного месторождения для увеличения нефтеизвлечения и интенсификации добычи нефти.

Предпосылки для создания изобретения

Анализ существующего уровня техники в данной области показал следующее. В настоящее время для повышения эффективности разработки месторождений широко используется ГРП. Существуют различные классификации операций ГРП по объему закачки и глубине воздействия на пласт.

Известен способ разработки нефтяной залежи с применением ГРП (гидравлический разрыв пласта) с целью повышение нефтеотдачи за счет регулирования фронта вытеснения и увеличения темпа разработки за счет интенсификации работы скважин (Авторское свидетельство СССР №1807209, кл. Е21В 43/26, Е21В 43/20 «Способ разработки нефтяной залежи»). Способ включает в себя расстановку добывающих и нагнетательных скважин вдоль азимута, проведение первичного гидроразрыва пласта во всех добывающих и нагнетательных скважинах при их заканчивании с созданием закрепленных трещин протяженностью от 10 до 20% от расстояния между скважинами, периодическое определение дебита и наличия вытесняющего агента в продукции добывающих скважин и приемистость нагнетательных скважин, после прекращения влияния первичного гидроразрыва проводят повторный гидроразрыв в добывающих скважинах, не содержащих в продукции вытесняющего агента, начиная со скважин с меньшей продуктивностью, и в нагнетательных скважинах, начиная со скважин с меньшей приемистостью, операции гидроразрыва повторяют до прекращения его влияния на показатели разработки залежи.

Известный способ не позволяет качественно оценить характер вовлекаемых в разработку запасов нефти в результате проведения первичного и повторного ГРП, прогнозировать оптимальный период повторного ГРП.

Известен способ использования данных об оптических свойствах для расчета остаточных извлекаемых запасов нефти (Патент РФ №2496982, кл. Е21В 49/00 «Способ исследования скважин оптическими методами для определения количества остаточных извлекаемых запасов разрабатываемого месторождения»). Способ включает отбор проб нефти, определение оптических свойств отобранных проб в видимой части спектра при разных длинах волн в лабораторных условиях, статистическую обработку полученных данных и корреляцию промысловых и лабораторных данных.

Известный способ не всегда обладает высокой точностью и не позволяет давать рекомендации по применению методов увеличения нефтеизвлечения и методов интенсификации добычи нефти.

Наиболее близким аналогом (прототипом) к предлагаемому изобретению является 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. 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. (Патент РФ №2304701, кл. Е21В 43/20 «Способ эксплуатации скважины»).

Известный способ требует применения нескольких типов оптических приборов, не позволяет определять скважины-кандидаты для применения методов увеличения нефтеизвлечения и методов интенсификации добычи нефти. К тому же предусматривается применение деэмульгаторов и нагрев проб до 60°С, что искажает результаты оптических исследований нефти.

Целью предлагаемого изобретения является повышение точности прогнозирования назначения повторного ГРП.

Поставленная цель реализуется в способе разработки нефтяного месторождения, заключающемся в следующем:

- Для проведения ГРП выбираются скважины-кандидаты, отвечающие требованиям и имеющие Ксп (коэффициент светопоглощения) выше среднего по площади; эти скважины должны соответствовать уже разработанным параметрам (критериям) подбора скважин-кандидатов;

- Отбор проб нефти по скважинам для определения значений Ксп с дальнейшей оценкой динамики среднего значения Ксп по объекту;

- Отбор проб нефти для определения Ксп проводится в течение 60 календарных дней до ГРП и 120 дней после с интервалом 1 раз в неделю;

- Проводится первичный ГРП по стандартным технологиям, оптимальным для данных геолого-физических условий;

- После проведения ГРП проводится отбор проб для определения Ксп и проводится анализ динамики технологических параметров работы скважин;

- Выполняется корреляционный анализ дебита нефти и динамики Ксп. Увеличение Ксп до среднего по объекту означает, что в результате проведения первичного ГРП выработка вновь вовлеченных в разработку новых непреобразованных запасов нефти завершена. При увеличении Ксп до среднего по объекту (до ГРП), принимается решение о проведении повторного ГРП.

Таким образом, на основе корреляционного анализа динамики Ксп и объемов добычи нефти определяется оптимальный период повторного проведения ГРП.

Пример конкретного выполнения способа разработки нефтяного месторождения.

Отобрана скважина-кандидат для проведения ГРП №28843 (добывающая скважина) Павловской площади Ромашкинского месторождения НГДУ «Азнакаевнефть» ОАО «Татнефть». Исследование проводилось с марта по декабрь 2013 года. Производился отбор проб до и после ГРП. Также производился замер дебита нефти на скважине в день отбора проб. Из практики рекомендуется отбирать пробы до ГРП в течение 60 календарных дней до и не менее 120 дней после проведения ГРП, не менее 1 раза в неделю в объеме нефтяной части не менее 200 мл.

Для исследования все пробы нефти центрифугируются с частотой оборотов 2500 об/мин в течение 30 мин. Используемая центрифуга ОПн-3м изготовлена по ГОСТ 15150-69, что обеспечивает задание частоты вращения пробиркодержателя от 500 до 2700 об/мин.

Для проведения оптических исследований проб готовится раствор нефти в толуоле. Соотношение растворителя (толуола) и нефти соблюдается следующим: для растворения 0,08 мл обезвоженной нефти используется толуол в объеме 10 мл.

Проводится определение оптической плотности образцов нефти на спектрофотометре СФ-102. Данный прибор работает в ультрафиолетовой и видимой областях спектра. Оптическая система с разделением светового потока позволяет учесть флуктуации и дрейф интенсивности излучения источника света. Спектрофотометр обеспечивает основные характеристики - максимально низкий уровень рассеянного света, высокую фотометрическую точность, стабильность базовой линии, широкий динамический диапазон. Режимы работы: фотометрический, измерения концентрации, спектрометрический, кинетический.

Техническая характеристика спектрофотометра СФ-102:

- Спектральный диапазон измерений, нм - 200-1100;

- Разрешающая способность (выделяемый спектральный интервал), нм - 3;

- Фотометрический диапазон измерений:

поглощения, Б - от -0,3 до 3,0;

пропускания, % - от 0 до 200;

- Дискретность установки длины волны, нм - 0,1;

- Пределы доп. значения абсолютной погрешности установки длин волн, нм - ±1;

- Воспроизводимость установки длины волны, не более, нм - 0,2;

- Пределы допустимого значения абсолютной погрешности при измерении спектральных коэффициентов направленного пропускания (по фотометрической шкале), % - ±1;

- Уровень мешающего излучения, не более, % - ±0,05;

- Максимальное отклонение базовой линии от 0 в диапазоне от 200 до 1100 нм, Б - ±0,002;

- Дрейф нулевого сигнала, не более, б/ч - 0,001;

- Время прогрева (при включении дейтериевой лампы), мин - 20.

Проводится исследование по оптической плотности в диапазоне длин волн от 200 до 1100 нм с шагом 1 нм на спектрофотометре СФ-102. По формуле (1) находят коэффициенты светопоглощения Ксп для каждого полученного значения оптической плотности нефти при определенных длинах волн по методике, описанной в патенте РФ №2429343, кл. Е21В 43/16 «Способ разработки нефтяной залежи».

где Kсп - коэффициент светопоглощения, см-1;

D - оптическая плотность вещества;

С - концентрация измеряемого вещества, д. ед;

l - длина кюветы, см.

Выбирают из полученных значений Ксп при длине волны 385 нм, строят по полученным данным по каждой исследуемой пробе нефти до и после проведения ГРП корреляционные зависимости Ксп от объемов добычи нефти.

Повторный ГРП проводится при увеличении среднего значения Ксп после проведения первичного ГРП до первоначального среднего значения Ксп.

Результат исследования образцов проб нефти добывающей скважины приведен на рисунке, где представлен комплексный анализ динамики Ксп и объемов добычи нефти на скважине №28843.

Таким образом, предлагаемый способ разработки нефтяного месторождения позволит повысить точность прогнозирования назначения повторного ГРП. Оценка изменения коэффициента светопоглощения позволит определить точную направленность воздействия гидроразрыва пласта (увеличение коэффициента охвата или коэффициента вытеснения), оценить качество остаточных запасов и увеличить нефтеотдачу залежи за счет непреобразованных (неохваченных воздействием) запасов нефти, вовлекаемых в разработку в результате применения гидроразрыва пласта. Если в разработку вовлекаются преобразованные остаточные запасы нефти, то Ксп нефти увеличивается, а следовательно, ГРП направлен на увеличение коэффициента вытеснения. Если в результате применения ГРП в разработку вовлекаются непреобразованные запасы нефти, то Ксп падает и метод направлен на увеличение коэффициента охвата.

Похожие патенты RU2568450C1

название год авторы номер документа
СПОСОБ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН ОПТИЧЕСКИМИ МЕТОДАМИ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЛИЧЕСТВА ОСТАТОЧНЫХ ИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ РАЗРАБАТЫВАЕМОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 2012
  • Бурханов Рамис Нурутдинович
RU2496982C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 2010
  • Ибрагимов Наиль Габдулбариевич
  • Гуськова Ирина Алексеевна
  • Ибатуллин Равиль Рустамович
  • Рахманов Айрат Равкатович
  • Габдрахманов Артур Тагирович
  • Швецов Михаил Викторович
RU2429343C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 2006
  • Хисамов Раис Салихович
  • Бурханов Рамис Нурутдинович
  • Ханнанов Марс Талгатович
RU2304705C1
Способ нестационарного отбора жидкости из коллектора трещинно-порового типа 2018
  • Гуськова Ирина Алексеевна
  • Нургалиев Роберт Загитович
  • Гарипова Лилия Ильясовна
  • Хаярова Динара Рафаэлевна
RU2695183C1
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МЕСТОПОЛОЖЕНИЯ АКТИВНЫХ, СЛАБОДРЕНИРУЕМЫХ И ЗАСТОЙНЫХ НЕФТЕНАСЫЩЕННЫХ ЗОН НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 2001
  • Тренчиков Ю.И.
  • Чижов С.И.
  • Хозяинов М.С.
  • Чиркин И.А.
  • Файзуллин И.С.
  • Тренчиков А.Ю.
RU2186204C1
СПОСОБ КОНТРОЛЯ ЗА РАЗРАБОТКОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 1994
  • Глумов И.Ф.
  • Ибатуллин Р.Р.
  • Рощектаева Н.А.
RU2082876C1
СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИНЫ 2006
  • Хисамов Раис Салихович
  • Бурханов Рамис Нурутдинович
  • Ханнанов Марс Талгатович
RU2304701C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖИ С ПРИМЕНЕНИЕМ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА 2012
  • Ибатуллин Равиль Рустамович
  • Насыбуллин Арслан Валерьевич
  • Салимов Вячеслав Гайнанович
  • Салимов Олег Вячеславович
RU2496001C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ ЗАЛЕЖЕЙ, ОСНОВАННЫЙ НА ПРИМЕНЕНИИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН С ПРОДОЛЬНЫМИ ТРЕЩИНАМИ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА 2017
  • Николаев Николай Михайлович
  • Карпов Валерий Борисович
  • Дарищев Виктор Иванович
  • Карандей Алексей Леонидович
  • Паршин Николай Васильевич
  • Землянский Вадим Валерианович
  • Рязанов Арсентий Алексеевич
  • Слепцов Дмитрий Игоревич
  • Тимочкин Сергей Николаевич
  • Моисеенко Алексей Александрович
  • Масланова Любовь Георгиевна
RU2660683C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ ПРИ НАЛИЧИИ ВЫСОКОПРОНИЦАЕМОГО ПРОПЛАСТКА С ПРИМЕНЕНИЕМ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА 2007
  • Кузнецов Николай Петрович
  • Пуртова Инна Петровна
  • Саунин Виктор Иванович
  • Вагнер Алексей Михайлович
  • Ручкин Александр Альфредович
RU2374435C2

Реферат патента 2015 года СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для увеличения нефтеизвлечения и интенсификации добычи нефти. Способ включает первичное ГРП на скважинах, периодическое определение дебита и проведение повторного ГРП после прекращения влияния первичного. При этом используется комплексный анализ динамики изменения Ксп (коэффициент светопоглощения) и объемов добываемой нефти до и после проведения первичного ГРП, проводится отбор проб по выбранным скважинам до и после проведения первичного ГРП, обезвоживание способом центрифугирования, приготовление раствора в толуоле. Затем проводится оптическое исследование с получением данных по зависимости оптической плотности исследуемой нефти от длины волны излучения. Выполняется корреляционный анализ дебита нефти и динамики Ксп. Увеличение Ксп до среднего по объекту означает, что в результате проведения первичного ГРП выработка вновь вовлеченных в разработку новых непреобразованных запасов нефти завершена. При увеличении Ксп до среднего по объекту (до ГРП), принимается решение о проведении повторного ГРП. Технический результат заключается в повышении точности прогнозирования назначения повторного ГРП. 1 ил.

Формула изобретения RU 2 568 450 C1

Способ разработки нефтяного месторождения с использованием ГРП на добывающих и нагнетательных скважинах, периодическое определение дебита, а после прекращения влияния первичного ГРП проводят повторный гидроразрыв, отличающийся тем, что повторный ГРП проводят на основе оценки выработанности непреобразованных запасов нефти, вовлеченных в разработку при первичном ГРП, при этом используется комплексный анализ динамики изменения Ксп и объемов добываемой нефти до и после проведения первичного ГРП, проводится отбор проб по выбранным скважинам до и после проведения первичного ГРП, обезвоживание способом центрифугирования, приготовление раствора в толуоле, проведение оптического исследования, с получением данных по зависимости оптической плотности исследуемой нефти от длины волны излучения, производится математический расчет для определения Ксп по формуле:
,
где Ксп - коэффициент светопоглощения, см-1;
D - оптическая плотность вещества;
С - концентрация измеряемого вещества, д. ед;
l - длина кюветы, см;
причем осуществляется выбор значения Ксп при длине волны 385 нм, построение по полученным данным по каждой исследуемой пробе нефти по скважинам до и после проведения первичного ГРП корреляционных зависимостей Ксп от дебита нефти, определение аналитическим путем по полученным графическим зависимостям оптимального периода проведения повторного ГРП при увеличении значения Ксп после проведения первичного ГРП до первоначального значения Ксп до ГРП, что означает завершение выработки непреобразованных (неохваченных воздействием) запасов нефти.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2015 года RU2568450C1

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 2010
  • Ибрагимов Наиль Габдулбариевич
  • Гуськова Ирина Алексеевна
  • Ибатуллин Равиль Рустамович
  • Рахманов Айрат Равкатович
  • Габдрахманов Артур Тагирович
  • Швецов Михаил Викторович
RU2429343C1
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОТНОСИТЕЛЬНЫХ ДЕБИТОВ НЕФТИ СОВМЕСТНО ЭКСПЛУАТИРУЕМЫХ НЕФТЯНЫХ ОБЪЕКТОВ 2000
  • Глумов И.Ф.
  • Слесарева В.В.
  • Ибатуллин Р.Р.
  • Якимов А.С.
RU2172403C1
СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИНЫ 2006
  • Хисамов Раис Салихович
  • Бурханов Рамис Нурутдинович
  • Ханнанов Марс Талгатович
RU2304701C1
US 4903207 A, 20.02.1990
US 5646342 A, 08.07.1997.

RU 2 568 450 C1

Авторы

Гуськова Ирина Алексеевна

Габдрахманов Артур Тагирович

Рыбаков Акрам Александрович

Даты

2015-11-20Публикация

2014-05-05Подача