Способ разработки многопластового нефтяного месторождения

Способ разработки многопластового нефтяного месторождения

Реферат

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке месторождений с продолжительным сроком эксплуатации и определении работающей толщины пластов на протяжении всего срока эксплуатации. Техническим результатом является повышение эффективности разработки за счет повышения надежности определения эксплуатационных характеристик пластов. Для этого в скважинах с продолжительным сроком эксплуатации дополнительно снимают кривые естественной радиоактивности пород. По изменениям радиоактивности выявляют места отложений солей и определяют интервалы движения воды и места расположения остаточных запасов нефти по всему разрезу пластов. Затем производят перфорацию нефтенасыщенных интервалов и отбор продукции. 2 з.п. ф-лы.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, к области разработки многопластовых нефтяных месторождений, и может быть использовано при разработке месторождений с продолжительным сроком эксплуатации и определении работающей толщины пластов на протяжении всего срока эксплуатации.

Известен способ разработки нефтяного месторождения, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, циклическую закачку воды и периодический отбор продукции через добывающие скважины [см.кн. Сургучева М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1985].

Недостатком способа является низкая эффективность вытеснения нефти, так как в процессе разработки месторождения не учитываются изменения эксплуатационных характеристик, происходящие по мере выработки пластов, а также при одновременно вскрытых пластах, в частности, отсутствует контроль за механизмом (продвижением, например, воды) вытеснения нефти в разнопроницаемых пропластках.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому является способ разработки многопластового нефтяного месторождения, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку воды, определение эксплуатационных характеристик и отбор продукции из скважины [см. кн. Коноплева Ю.В., Кузнецова Г.С., Леонтьева Е.С., Моисеева В.Н., Швецова Л. Е. Геофизические методы контроля разработки нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1986, с. 98-100].

На начальном этапе разработки месторождения после пуска скважины в эксплуатацию и выхода ее на установившийся режим работы проводят потокометрические исследования: снимают опорный профиль притока жидкости, позволяющий определить пластовые давления, близкие к первоначальным, дебит добываемой продукции, влияние закачиваемой воды на нефтевытеснение. Сравнение опорного профиля с последующими снятыми во времени профилями дает возможность выявить изменения в эксплуатационных характеристиках пластов и технологическом режиме работы скважин. Причем все вышеперечисленное проводят только в перфорированных работающих пластах. При отсутствии опорных профилей в старых скважинах или пробуренных на поздних стадиях разработки месторождений для определения работающей толщины продуктивного пласта привлекают дополнительные способы контроля.

Кроме того, результаты потокометрических исследований зависят от технических средств измерений и не всегда отражают реальную картину движения жидкости по пласту: действительная толщина коллекторов, охваченная выработкой, выше, чем это следует из полученных приборных показаний, причем чувствительность приборов такова, что неразрабатываемые пропластки не выделяются, т.е. отсутствует надежность в определении эксплуатационных характеристик пластов.

Технической задачей предлагаемого изобретения является повышение эффективности разработки многопластового месторождения за счет повышения надежности определения эксплуатационных характеристик пластов и вовлечения в эксплуатацию остаточных запасов нефти.

Поставленная задача решается описываемым способом разработки многопластового нефтяного месторождения, включающим бурение добывающих и нагнетательных скважин, определение естественной радиоактивности пород и эксплуатационных характеристик - толщины продуктивных пластов, дебита и приемистости скважин.

Новым является то, что в скважинах с продолжительным сроком эксплуатации при определении работающей толщины пластов дополнительно снимают кривые естественной радиоактивности пород, выявляют изменения радиоактивности в местах отложения солей, определяют интервалы движения воды и места расположения остаточных запасов нефти по всему разрезу пластов, затем производят перфорацию нефтенасыщенных интервалов и отбор продукции, при этом перфорацию производят как в добывающих, так и в нагнетательных скважинах.

Новым является также то, что при межпластовых заколонных перетоках по кривым естественной радиоактивности определяют интервалы осолонившихся пресных вод, ликвидируют эти перетоки и прекращают поступление ионов кальция, магния, хлора в пресноводные горизонты.

Совокупность отличительных признаков позволяет повысить эффективность разработки многопластового месторождения за счет повышения надежности определения эксплуатационных характеристик пластов и вовлечения в эксплуатацию остаточных запасов нефти; выявить работающие пласты в перфорированных скважинах; выявить движение воды в интервалах перфорации; выявить интервалы движения воды в неперфорированных пластах; выявить затрубное движение воды из нижележащих пластов в вышележащие; выявить затрубное движение воды из вышележащих пластов в нижележащие; выявить работающие интервалы в малодебитных скважинах; выявить межпластовые заколонные перетоки в скважинах с продолжительным сроком эксплуатации в интервале пресноводных горизонтов; выявить направления фильтрационных потоков в целом по месторождению; выявить пропластки с лучшими проницаемыми свойствами в мощных пластах.

Способ осуществляют в следующей последовательности (совмещен с примером конкретного выполнения).

На Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения выбрали эксплуатационную скважину 1117, которая была пробурена в 1956 году, то есть продолжительность срока эксплуатации составила 45 лет. Изначальный дебит скважины по нефти составлял 20 т/сут. В течение всего срока разработки проводились исследования по изменению эксплуатационных характеристик - пластовых давлений, дебита, естественной радиоактивности пород, а также мероприятия по увеличению нефтеотдачи из перфорированных пластов, например закачка сточных вод, закачка поверхностно-активных веществ, очистка призабойной зоны пласта и т. д. В 1990 году (34 года) нижний пласт Д1"гд" был отключен (изолирован) из разработки по причине предельного обводнения - 99,2%. Дебит жидкости до изоляционных работ составлял 400 м³/сут, а дебит по нефти - 2,8 т/сут, в последующие годы скважина работала по верхним пластам "а" и "б2" с дебитом по нефти 0,1-0,5 т/сут.

В 2001 году произвели возврат на обводненный пласт "гд", дополнительно сняли кривую естественной радиоактивности пород (предлагаемый способ), произвели сравнение с кривой, полученной в 1956 году. Выявили места отложения солей по аномалиям радиоактивности пород, которые свидетельствуют о движении воды в пласте, определили границы залегания остаточной нефти по всему разрезу пластов и произвели перфорацию нефтенасыщенных интервалов. После проведения технологических мероприятий по вызову притока дебит жидкости составил 79 м³/сут с обводненностью продукции 94%, а средний дебит по нефти составил 6%-годовой технологический эффект при этом составляет 1496 т нефти. Проведенные промышленные испытания показали, что предлагаемый способ позволил оставить скважину 1117 в добывающем фонде за счет вовлечения в эксплуатацию остаточных запасов нефти.

Вовлечение остаточных запасов нефти из неработающих пластов и пропластков в разработку позволяет вернуть бездействующие ранее добывающие и нагнетательные скважины в действующий добывающий фонд и, как следствие, сократить бездействующий фонд скважин, исключить расходы на восстановление и введение скважин повторно в добывающий фонд.

Предлагаемый способ позволяет также определять интервалы осолонившихся пресных вод путем сравнения кривых естественной радиоактивности, снятых в начальный и последующие периоды эксплуатации скважин.

Промысловые исследования по определению осолонившихся пресных горизонтов были проведены на скважине 1020 этого же месторождения с глубиной залегания пластовых соленых вод 1800 м и расположенной в районе питьевых источников.

По результатам анализов родниковых вод обнаружено изменение их химического состава, в частности, произошло увеличение содержания солей, сходных по химическому составу с пластовыми водами скважины 1020. По предлагаемому способу была снята кривая естественной радиоактивности в стволе этой скважины и сравнена с кривой естественной радиоактивности при бурении скважины 1020, в результате выявили интервалы осолонившихся пресных вод. Затем провели исследования по определению целостности цементного камня за колонной скважины и обнаружили ее нарушение или полное отсутствие в интервалах пресноводные - пластовые соленые воды, вероятно это и позволило возникнуть перетокам пластовой воды из нижележащих водных пластов в пресноводные, вышележащие. С целью прекращения заколонных межпластовых перетоков проведены работы по восстановлению целостности цементного камня за колонной скважины.

Результаты проведенных работ позволяют: во-первых, предотвратить дальнейшее осолонение родников, во-вторых, своевременно проводить мероприятия по сохранению экологического равновесия пресных и соленых вод в нефтедобывающих районах преимущественно с продолжительным сроком эксплуатации скважин.

Технико-экономические преимущества предлагаемого способа разработки многопластового месторождения нефти складываются за счет вовлечения в разработку скважин с продолжительным сроком и осуществления контроля за разработкой на протяжении всего срока эксплуатации, которые стали возможными в результате повышения надежности определения эксплуатационных характеристик пластов, в частности, выявления работающих пластов в перфорированных скважинах; выявления интервалов движения воды в интервалах перфорации; выявления интервалов движения воды в неперфорированных пластах; выявления затрубного движения воды из нижележащих пластов в вышележащие; выявление затрубного движения воды из вышележащих пластов в нижележащие; выявление работающих интервалов в малодебитных скважинах; выявление межпластовых заколонных перетоков в скважинах с продолжительным сроком эксплуатации в интервале пресноводных горизонтов; выявление направления фильтрационных потоков в целом по месторождению; выявление пропластков с лучшими проницаемыми свойствами в мощных пластах.

Формула изобретения

1. Способ контроля за разработкой многопластового нефтяного месторождения, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, определение эксплуатационных характеристик - толщины, дебита и приемистости продуктивных пластов, отличающийся тем, что в скважинах с продолжительным сроком эксплуатации при определении работающей толщины пластов дополнительно снимают кривые естественной радиоактивности пород, выявляют изменения радиоактивности в местах отложений солей, определяют интервалы движения воды и места расположения остаточных запасов нефти по всему разрезу пластов, затем производят перфорацию нефтенасыщенных интервалов и отбор продукции.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что перфорацию производят как в добывающих так и в нагнетательных скважинах.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при межпластовых заколонных перетоках по кривым естественной радиоактивности определяют интервалы осолонившихся пресных вод, ликвидируют эти перетоки и прекращают поступление ионов кальция, магния, хлора в пресноводные горизонты.