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

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 К_сп (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 К_сп с дальнейшей оценкой динамики среднего значения К_сп по объекту;

- Отбор проб нефти для определения К_сп 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 К_сп и проводится анализ динамики технологических параметров работы скважин;

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

Таким образом, на основе корреляционного анализа динамики К_сп 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 К_сп 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 K_сп - коэффициент светопоглощения, см^-1;

D - оптическая плотность вещества;

С - концентрация измеряемого вещества, д. ед;

l - длина кюветы, см.

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

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

Результат исследования образцов проб нефти добывающей скважины приведен на рисунке, где представлен комплексный анализ динамики К_сп 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 К_сп нефти увеличивается, а следовательно, ГРП направлен на увеличение коэффициента вытеснения. Если в результате применения ГРП в разработку вовлекаются непреобразованные запасы нефти, то К_сп падает и метод направлен на увеличение коэффициента охвата.

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 К_сп (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 К_сп. Увеличение К_сп до среднего по объекту означает, что в результате проведения первичного ГРП выработка вновь вовлеченных в разработку новых непреобразованных запасов нефти завершена. При увеличении К_сп до среднего по объекту (до ГРП), принимается решение о проведении повторного ГРП. Технический результат заключается в повышении точности прогнозирования назначения повторного ГРП. 1 ил.

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 К_сп 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 К_сп по формуле:
,
где К_сп - коэффициент светопоглощения, см^-1;
D - оптическая плотность вещества;
С - концентрация измеряемого вещества, д. ед;
l - длина кюветы, см;
причем осуществляется выбор значения К_сп при длине волны 385 нм, построение по полученным данным по каждой исследуемой пробе нефти по скважинам до и после проведения первичного ГРП корреляционных зависимостей К_сп от дебита нефти, определение аналитическим путем по полученным графическим зависимостям оптимального периода проведения повторного ГРП при увеличении значения К_сп после проведения первичного ГРП до первоначального значения К_сп до ГРП, что означает завершение выработки непреобразованных (неохваченных воздействием) запасов нефти.