Способ разработки нефтяного месторождения

Способ разработки нефтяного месторождения

Реферат

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяного месторождения.

Известен способ определения границы залежи по результатам гидродинамических исследований скважин (Рахимкулов И.Ф. К расшифровке результатов исследования неоднородных пластов. Известия ВУЗов.- Баку: Нефть и газ, 8, 1964, с.31-37).

Недостатком способа является необходимость использования при определении границы залежи коэффициента пьезопроводности, который определяют помимо самих гидродинамических исследований, что вносит дополнительную погрешность в результаты определений размеров залежи и тем самым и запасов нефти. Способ не обеспечивает поиск залежей нефти внутри разрабатываемого месторождения.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины, проведение гамма-каротажа в скважинах и выявление пропластков с характерными свойствами. Гамма-каротажные кривые снимают в процессе эксплуатации скважин. По исследуемым скважинам совмещают последующую и предыдущую кривые гамма-каротажа. Строят кривую разницы между значениями гамма-единиц последующей и предыдущей кривой. Максимальную разницу между значениями гамма-единиц принимают за 100%. Определяют динамику и % изменения гамма-единиц в зонах продуктивных пропластков. Принимают, что движение пластовых вод слабое при изменении гамма-единиц до 25%, от 25 до 75% - среднее, более 75% - интенсивное. По наличию динамики обводнения судят о продвижении пластовых вод к скважине. В обводненных пропластках проводят мероприятия по изоляции пластовых вод и выравниванию профиля приемистости в скважинах. Снимают гамма-каротажные кривые до и после водоизоляционных работ и по скачкообразному изменению показателей гамма-каротажа судят о прохождении водоизолирующего агента (Патент РФ №2003118306/03, опубл. - прототип).

Известный способ позволяет определять движение пластовых вод в залежи, но не позволяет находить внутри месторождения невыработанные зоны и отдельные залежи, разбивать залежь на участки разработки.

В изобретении решается задача выделения наиболее продуктивных участков внутри разрабатываемого месторождения и повышения нефтеотдачи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения, включающем отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, анализ данных гамма-каротажа скважин и регистрацию значений радиоактивности по скважинам, согласно изобретению, строят карту с изолиниями радиоактивности по месторождению, контролируют дебиты и накопленный объем добычи по скважинам в разных зонах между изолиниями, устанавливают зависимость повышенного дебита и накопленной добычи от величины радиоактивности, бурят дополнительные скважины в зонах повышенной радиоактивности и отбирают нефть.

Сущность изобретения

Известные способы поиска, разведки, определения границ залежей нефти позволяют определять границы залежи, но не позволяет находить внутри месторождения невыработанные зоны и отдельные залежи. В предложенном изобретении решается задача поиска залежей нефти внутри разбуренного месторождения. Задача решается следующим образом.

При разработке нефтяного месторождения ведут отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Проводят анализ данных гамма-каротажа скважин и регистрацию значений радиоактивности по скважинам. Для изучения вертикальной унаследованности естественного гамма-поля выбирают хорошо прослеживаемые горизонты, которые имеют в своем составе пласты с повышенными значениями естественного гамма-поля. Выбирают толщу глин, близко расположенную к продуктивной части разреза и регионально выдержанную. Строят карту с изолиниями радиоактивности по месторождению по выделенным толщам. Контролируют дебиты и накопленный объем добычи по скважинам в разных зонах между изолиниями. Устанавливают зависимость повышенного дебита и накопленной добычи от величины радиоактивности. Бурят дополнительные скважины в зонах повышенной радиоактивности и отбирают нефть.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают нефтяное месторождение (Миннибаевская площадь Ромашкинского месторождения) со следующими характеристиками: глубина водонефтяного контакта - 1485,5 м (абсолютная отметка), пластовая температура 34°C, пластовое давление 17,5 МПа, пористость 20%, проницаемость 176 мД, нефтенасыщенность 73,6%, вязкость нефти 4,07 мПа·с, плотность нефти 815 кг/м³. Отбирают нефть через 630 добывающих скважин, закачивают рабочий агент через 450 нагнетательных скважин. Месторождение с огромным пробуренным фондом и разработка производится по 4-й генеральной схеме разработки. Применяют различные системы разработки от семиточечной обращенной системы до избирательного заводнения.

Проводят анализ данных гамма-каротажа скважин.

По выбранному участку по всем скважинам отбирают первоначальный гамма-каротаж, проведенный после бурения скважины при окончательном комплексе геофизических исследований скважин, и в выделенных горизонтах снимают показания гамма-каротажа (ГК) согласно масштаба кривой.

Для изучения вертикальной унаследованности естественного гамма-поля выбирают хорошо прослеживаемые горизонты, которые имеют в своем составе пласты с повышенными значениями естественного гамма-поля (Ig). Для полноты характеристики разреза построена карта распределения естественного гамма-поля по глинам кыновского горизонта. На площадях Татарии хорошо прослеживаемыми горизонтами являются семилукский и бурегский.

Наиболее полно представлен данными семилукский горизонт (см. чертеж). Анализ карты вариаций гамма-поля в его пределах показывает наличие нескольких зон повышенных значений Ig. Достаточно широкая зона проходит с юго-востока на северо-запад площади в центральной ее части. Значения в отдельных участках превышают 14 g. Другая область повышенных значений расположена северо-восточнее, параллельно описанной выше. Третья - почти перпендикулярно двум предыдущим, расположена в юго-западной части площади и к ней приурочены участки максимальных значений, превышающие 14 g.

Выбирают толщу глин, близко расположенную к продуктивной части разреза и регионально выдержанную. На месторождениях Татарии - это толща глин кыновского горизонта, представлена во всех скважинах и хорошо отбивается репером "аяксы".

Карта вариаций Ig кыновского горизонта показывает также несколько зон повышенных значений: наиболее широкая зона, как и на всех предыдущих картах, простирается с юго-запада на северо-восток, другая - более узкая, параллельная первой, располагается ближе к северо-западному углу, две другие неширокие зоны практически перпендикулярны двум предыдущим, располагаются в юго-западном углу площади. Максимальные значения характерны крайней зоне и превышают 11-12 g.

На площади размером 15 на 22,5 км для таких пластов построены карты распределения гамма-поля. Регистрация значений радиоактивности была проведена по геофизическим исследованиям 436 скважин Миннибаевской площади. Данные естественной радиоактивности по некоторым скважинам приведены в таблице 1.

Строят карту с изолиниями радиоактивности по месторождению (см. чертеж).

Контролируют дебиты и накопленный объем добычи по скважинам в разных зонах между изолиниями.

Устанавливают, что имеется зависимость повышенного дебита и накопленной добычи от величины радиоактивности.

Скважины с высокой естественной радиоактивностью более 6 g по отложениям семилукского и кыновского горизонтов высокодебитные, накопленная добыча скважин по нефти за период разработки приведена в таблице 2.

Согласованность поведения гамма-поля в карбонатном разрезе свидетельствует о наличии общих причин, а сквозной характер, наблюдающийся почти в 1000 м разрезе, говорит об унаследованно развивающихся областях проводимости глубинных флюидов, приводящих к повышению радиоактивности пород в областях их внедрения.

Таблица 1
№№ п/п	№№ скважин	Значения Ig, семилукский горизонт	Значения Ig, кыновский горизонт
1	1215	12	8
2	3691	8	8
3	9547	8	6
4	10758	10	7
5	10782	10	8
6	10835	6	8
7	10871	12	8
8	14939	14	8
9	14998	8	8
10	15648	14	12
11	20358	14	6
12	26815	14	10
Таблица 2
№№ скважины	Год бурения	Дебит жидкости	Дебит нефти	% обводненности	Накопленная нефть
3691	1971	5,5	0,5	90	28545
10782	1970	ликвидирована			69904
10835	1974	19	0,5	97
10871	1975	45	3	97	125793
14939	1985	7	0,2	97	7877
14998	1980	4	1	75	4991
15648	1975	3,2	2,7	10	19514
20358	1997	5	3,7	10	9254

Другими словами, области внедрения глубинного флюида - зоны повышенной радиоактивности, конечно же будут более привлекательными для бурения скважин.

Бурят дополнительные скважины в зонах повышенной радиоактивности и отбирают нефть.

В результате нефтеотдача залежи возросла на 1,5%.

Применение предложенного способа позволит решить задачу выделения наиболее продуктивных участков внутри разрабатываемого месторождения и повышения нефтеотдачи.

Способ разработки нефтяного месторождения, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, анализ данных гамма-каротажа скважин и регистрацию значений радиоактивности по скважинам, отличающийся тем, что гамма-каротаж проводят после бурения по всем скважинам при окончательном комплексе геофизических исследований и в хорошо прослеживаемых горизонтах с пластами, имеющими повышенные значения естественной радиоактивности, устанавливают вертикальную унаследованность естественной радиоактивности, строят карту с изолиниями радиоактивности по месторождению, контролируют дебиты и накопленный объем добычи по скважинам в разных зонах между изолиниями, устанавливают зависимость повышенного дебита и накопленной добычи от величины радиоактивности и согласованность поведения повышенной радиоактивности в разрезе месторождения - области внедрения глубинных флюидов, куда бурят дополнительные скважины для отбора нефти.