Способ мониторинга и оптимизации разработки нефтяного месторождения Российский патент 2020 года по МПК E21B49/08 G01N33/26 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяного месторождения, представленного несколькими эксплуатационными объектами, полностью или частично совпадающими в структурном плане.

Известен способ мониторинга разработки газовых месторождений, включающий проведение в течение всего периода эксплуатации месторождения циклических наблюдений за изменениями силы тяжести на гравиметрических пунктах, при этом в пределах месторождения размещают два типа пунктов наблюдения - базисные, которые размещают в пределах кустов эксплуатационных скважин, где по данным промыслово-геофизических исследований определяются объем отбора газа, падения пластового давления и перемещения газоводяного контакта, и режимные - на участках месторождения, непосредственно не дренируемых эксплуатационными скважинами, по периодическим наблюдениям на базисных пунктах устанавливают зависимости между изменениями значений силы тяжести и указанными параметрами разработки, полученные зависимости затем используют для определения по измеряемым значениям силы тяжести на режимных пунктах текущих запасов газа в месторождении, его распределения и перемещения масс флюидов по площади всего месторождения (патент РФ № 2307379, кл. G01N 30/02, G01V 9/00, опубл. 27.09.2005).

Недостатком известного способа является сложность и большой объем проводимых работ при невысокой эффективности. Нефтеотдача месторождений остается низкой.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ геохимического мониторинга разработки мелкозалегающих залежей сверхвязкой нефти, заключающийся в том, что отбирают не менее трёх образцов керна из различных участков месторождения через одинаковые пространственные интервалы, измельчают образцы керна, экстрагируют измельченные образцы керна растворителем, отгоняют растворитель с получением битумоида, из битумоида выделяют углеводородную фракцию. С использованием жидкостно-адсорбционной хроматографии, выполняют качественную идентификацию хромато-масс-спектрометрических пиков по масс-спектрам полученной углеводородной фракции с использованием хромато-масс-спектрометрического анализа. При этом определяют интенсивность пика 1-метилдибензотиофена, интенсивность пика 4-метилдибензотиофена и соотношение пиков 1-метилдибензотиофена и 4-метилдибензотиофена. По результатам полученных соотношений в образцах керна строят 2D и 3D модели месторождения с применением программного обеспечения, разработанного под заявленный способ, отбирают пробы нефти из добывающих скважин, определяют соотношения 1-метилдибензотиофена и 4-метилдибензотиофена, идентичные исследованиям керна, вносят полученные соотношения 1-метилдибензотиофена и 4-метилдибензотиофена, определённые в образцах нефти, в предварительно построенную геохимическую модель месторождения и выполняют построение 2D и 3D модели месторождения с применением программного обеспечения, разработанного под заявленный способ. Формируют 2D и 3D модели месторождения и формулируют выводы по оценке направлений вероятных притоков нефти (патент РФ №2667174, кл. Е21В 49/00, G06F 19/00, G06G 7/48, опубл. 28.12.2017 - прототип).

Недостатком известного способа является его сложность, т.к. необходимо проводить отбор керна. Кроме того, отбор керна довольно сложно осуществить в уже пробуренных работающих скважинах. Эффективность способа снижается в более глубоких пластах и многопластовых залежах месторождений. В результате нефтеотдача месторождения остается невысокой.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи многообъектного нефтяного месторождения.

Задача решается тем, что в способе мониторинга и оптимизации разработки нефтяного месторождения, включающем отбор образцов нефти и проведение их исследований, выявление определенных параметров, характерных для нефти с различных участков месторождения, проведение анализа и оценку притоков нефти, согласно изобретению, выбирают нефтяное месторождение, представленное несколькими эксплуатационными объектами, полностью или частично совпадающими в структурном плане, на данном месторождении подбирают скважины – группа А, эксплуатирующие все объекты, но при этом каждая из скважин ведет отбор только из одного из эксплуатационных объектов, проводят ДНК-исследования проб нефти из данных скважин группы А и определяют набор и виды бактерий, обитающих в каждом из эксплуатационных объектов, затем отбирают пробы нефти с оставшихся скважин – группа B, каждая из которых эксплуатирует по несколько объектов, проводят ДНК-исследования данных проб, сравнивают с набором бактерий, характерных для каждого из эксплуатационных объектов, определенных по ДНК-исследованиям со скважин группы А, и выявляют процентное распределение притока нефти с каждого из эксплуатационных объектов в скважинах группы В, при разнице добычи нефти из объектов в 15% и более, в скважинах группы В проводят мероприятия по выравниванию притока, заключающиеся в установке оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации, водоизоляционными работами, работами по интенсификации притока, либо отключением одного или нескольких эксплуатационных объектов, мониторинг распределения притока нефти с применением ДНК-исследований проб нефти проводят на скважинах группы В с периодичностью не реже одного раза в 3 месяца, при необходимости, мероприятия по выравниванию притока повторяют.

Сущность изобретения.

Для эффективной разработки многообъектного нефтяного месторождения необходимо достичь максимальный охват по каждому из эксплуатационных объектов. Однако, если объекты совпадают в структурном плане и эксплуатируются совместно, при этом отличаются по своим геолого-физическим характеристикам, охват и выработка запасов нефти снижаются. Существующие технические решения не в полной мере позволяют осуществлять наиболее полную выработку запасов нефти из нефтяного месторождения с несколькими эксплуатационными объектами, в результате чего, нефтеотдача месторождения остается низкой. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи многообъектного нефтяного месторождения. Задача решается следующим образом.

Способ реализуют следующим образом.

Подбирают нефтяное месторождение, представленное несколькими эксплуатационными объектами, полностью или частично совпадающими в структурном плане. На данном месторождении выбирают скважины – группа А, эксплуатирующие все объекты, но при этом каждая из скважин ведет отбор только из одного из эксплуатационных объектов. Из данных скважин группы А отбирают пробы нефти. Проводят ДНК-исследования проб нефти из данных скважин группы А и определяют набор и виды бактерий, обитающих в каждом из эксплуатационных объектов.

Далее отбирают пробы нефти с оставшихся скважин – группа B, каждая из которых эксплуатирует по несколько объектов. Также проводят ДНК-исследования данных проб. Результаты сравнивают с набором бактерий, характерных для каждого из эксплуатационных объектов, определенных по ДНК-исследованиям со скважин группы А. Выявляют процентное распределение притока нефти с каждого из эксплуатационных объектов в скважинах группы В. При разнице добычи нефти из объектов в 15% и более, в скважинах группы В проводят мероприятия по выравниванию притока. Данные мероприятия в зависимости от ситуации включают в себя установку оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации, водоизоляционные работы, работы по интенсификации притока, либо отключение одного или нескольких пластов. Согласно исследованиям, при разнице добычи нефти из объектов менее, чем 15% проведение мероприятий по выравниванию притока нецелесообразно ввиду снижения прироста нефтеотдачи.

После проведения данных мероприятий при дальнейшей эксплуатации скважин ввиду изменений, происходящих в эксплуатационных объектах месторождения (интерференция скважин и перераспределение потоков, окончание действия водоизоляционного состава и пр.), возможно снижение эффективности проведенных мероприятий. Поэтому на месторождении на скважинах группы В проводят мониторинг распределения притока нефти с применением ДНК-исследований проб нефти с периодичностью не реже одного раза в 3 месяца. При необходимости, мероприятия по выравниванию притока повторяют. Согласно исследованиям, при проведении ДНК-исследований проб нефти с периодичностью реже одного раза в 3 месяца эффективность мониторинга и соответствующей оптимизации по рассматриваемому способу значительно снижается.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки запасов нефти месторождения.

Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи многообъектного нефтяного месторождения.

Пример конкретного выполнения способа.

Подбирают нефтяное месторождение, представленное тремя эксплуатационными объектами: Нижний эксплуатационный объект III представлен карбонатными отложениями, средняя абсолютная проницаемость составляет 40 мД, средняя нефтенасыщенная толщина – 6 м, глубина залегания кровли пласта – 1290 м, начальное пластовое давление – 13 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях – 30 мПа·с. Средний пласт II сложен терригенными породами, средняя абсолютная проницаемость составляет 450 мД, средняя нефтенасыщенная толщина – 5 м, глубина залегания кровли пласта – 1160 м, начальное пластовое давление – 12 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях – 54 мПа·с. Вышезалегающий пласт I представлен карбонатными отложениями, средняя абсолютная проницаемость составляет 130 мД, средняя нефтенасыщенная толщина – 8 м, глубина залегания кровли пласта – 820 м, начальное пластовое давление – 8 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях – 85 мПа·с.

Среди 45 добывающих скважин месторождения выбирают группу А скважин, эксплуатирующих все объекты I, II и III, но при этом каждая из данных скважин ведет отбор только из одного из эксплуатационных объектов I, II или III. На рассматриваемом месторождении такими скважинами группы А являются скважины, в которых эксплуатационные объекты I, II и III не совпадают в структурном плане. Всего таких скважин 8: 2 эксплуатируют объект I и по три скважины эксплуатируют объект II и III.

Из данных скважин группы А отбирают пробы нефти. Проводят ДНК-исследования проб нефти из данных скважин группы А и определяют набор и виды бактерий, обитающих в каждом из эксплуатационных объектов.

Далее отбирают пробы нефти с оставшихся 37 скважин – группа B, в которых эксплуатационные объекты I, II и III совпадают в структурном плане. Каждая из скважин групп В эксплуатирует по несколько объектов: I и II, II и III, I и III или все три объекта одновременно. Также проводят ДНК-исследования данных проб. Результаты сравнивают с набором бактерий, характерных для каждого из эксплуатационных объектов, определенных по ДНК-исследованиям со скважин группы А.

В результате выявляют процентное распределение притока нефти с каждого из эксплуатационных объектов в скважинах группы В. Определили, что в 32 скважинах группы В разница добычи нефти из эксплуатационных объектов составляет 15% и более. В данных скважинах проводят мероприятия по выравниванию притока:

- в 15 скважинах устанавливают оборудование для одновременно-раздельной эксплуатации,

- в 6 скважинах проводят водоизоляционные работы, закачивая водоизоляционные составы в обводнившиеся эксплуатационные объекты,

- в 7 скважинах отключают низкопродуктивные пласты, оставляя один из пластов с максимальным дебитом нефти,

- в 4 скважине проводят солянокислотную обработку низкопродуктивного карбонатного пласта.

После проведения данных мероприятий при дальнейшей эксплуатации скважин группы В ввиду изменений, происходящих в эксплуатационных объектах месторождения, с периодичностью один раз в 3 месяца проводят мониторинг распределения притока нефти с применением ДНК-исследований проб нефти. Мероприятия по выравниванию притока повторяют еще 58 раз за все время разработки месторождения.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки запасов нефти месторождения.

В результате разработки, которое ограничили достижением обводненности месторождения до 98%, было добыто 1249 тыс.т нефти, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) по залежи составил 0,417 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 1111 тыс.т нефти, КИН составил 0,371 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу – 0,046 д.ед.

Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент извлечения нефти месторождения, представленного несколькими эксплуатационными объектами, полностью или частично совпадающими в структурном плане (многообъектное месторождение), повысить охват эксплуатационных объектов и выработку запасов нефти.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи многообъектного нефтяного месторождения.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяного месторождения, представленного несколькими эксплуатационными объектами, полностью или частично совпадающими в структурном плане. Обеспечивает повышение нефтеотдачи многообъектного нефтяного месторождения. Способ включает отбор образцов нефти и проведение их исследований, выявление определенных параметров, характерных для нефти с различных участков месторождения, проведение анализа и оценку притоков нефти. Согласно изобретению выбирают нефтяное месторождение, представленное несколькими эксплуатационными объектами, полностью или частично совпадающими в структурном плане, на данном месторождении подбирают скважины – группа А, эксплуатирующие все объекты, но при этом каждая из скважин ведет отбор только из одного из эксплуатационных объектов, проводят ДНК-исследования проб нефти из данных скважин группы А и определяют набор и виды бактерий, обитающих в каждом из эксплуатационных объектов, затем отбирают пробы нефти с оставшихся скважин – группа B, каждая из которых эксплуатирует по несколько объектов, проводят ДНК-исследования данных проб, сравнивают с набором бактерий, характерных для каждого из эксплуатационных объектов, определенных по ДНК-исследованиям со скважин группы А, и выявляют процентное распределение притока нефти с каждого из эксплуатационных объектов в скважинах группы В, при разнице добычи нефти из объектов в 15% и более в скважинах группы В проводят мероприятия по выравниванию притока, заключающиеся в установке оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации, водоизоляционных работах, работах по интенсификации притока, либо отключении одного или нескольких эксплуатационных объектов, мониторинг распределения притока нефти с применением ДНК-исследований проб нефти проводят на скважинах группы В с периодичностью не реже одного раза в 3 месяца, при необходимости мероприятия по выравниванию притока повторяют.

Способ мониторинга и оптимизации разработки нефтяного месторождения, включающий отбор образцов нефти и проведение их исследований, выявление определенных параметров, характерных для нефти с различных участков месторождения, проведение анализа и оценку притоков нефти, отличающийся тем, что выбирают нефтяное месторождение, представленное несколькими эксплуатационными объектами, полностью или частично совпадающими в структурном плане, на данном месторождении подбирают скважины – группа А, эксплуатирующие все объекты, но при этом каждая из скважин ведет отбор только из одного из эксплуатационных объектов, проводят ДНК-исследования проб нефти из данных скважин группы А и определяют набор и виды бактерий, обитающих в каждом из эксплуатационных объектов, затем отбирают пробы нефти с оставшихся скважин – группа B, каждая из которых эксплуатирует по несколько объектов, проводят ДНК-исследования данных проб, сравнивают с набором бактерий, характерных для каждого из эксплуатационных объектов, определенных по ДНК-исследованиям со скважин группы А, и выявляют процентное распределение притока нефти с каждого из эксплуатационных объектов в скважинах группы В, при разнице добычи нефти из объектов в 15% и более, в скважинах группы В проводят мероприятия по выравниванию притока, заключающиеся в установке оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации, водоизоляционных работах, работах по интенсификации притока, либо отключении одного или нескольких эксплуатационных объектов, мониторинг распределения притока нефти с применением ДНК-исследований проб нефти проводят на скважинах группы В с периодичностью не реже одного раза в 3 месяца, при необходимости мероприятия по выравниванию притока повторяют.