способ разработки залежей углеводородов

Формула изобретения

1. Способ разработки залежей углеводородов, включающий проведение комплекса геофизических и скважинных исследований в пределах месторождения, на основе полученных данных построение сейсмических разрезов и их палереконструкций, определение по ним геологических границ продуктивных пластов и отработку месторождения путем бурения разведочных и эксплуатационных скважин, отличающийся тем, что в контуре залежи устанавливают местоположение зон разрывных нарушений, выделяют зоны неотектонических подвижек пласта путем преобразования палеореконструкций сейсмических разрезов, для чего последовательно сверху вниз принимают геологическую границу очередного пласта за горизонтальную, для каждой нижележащей границы строят кривые их отклонения от этого спрямленного положения, сравнивают полученные палеореконструкции путем наложения кривых соответствующих пластов, на полученных кривых выделяют участки перехода от максимальных амплитуд подвижек к зонам их затухания, и по наличию отклонений кривых в наибольшем числе палеореконструкций устанавливают зоны неотектонических подвижек, затем наносят выделенные зоны на структурные карты месторождения, а продуктивные скважины бурят в этих выделенных зонах вблизи разрывных нарушений.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что построение кривых отклонения каждой последующей границы от спрямленного положения осуществляют с сохранением первоначального расстояния между поверхностью приведения и соответствующей границей.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к газо- и нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке залежей жидких и/или газообразных углеводородов, приуроченных к трещинным коллекторам, для выбора места заложения поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин.

Известны способы разработки залежей углеводородов в трещинных коллекторах, например, способ по патенту СССР N 1806261, E 21 B 43/30, 43/00, 1993 г., включающий бурение скважин на площади залежи и добычу углеводородов через добывающие скважины, размещенные в пределах систем разрывных нарушений продуктивного пласта, местоположение которых в контуре залежи предварительно устанавливают. Согласно этому способу, до начала эксплуатационного бурения на основе геофизических исследований и других данных выявляют в продуктивном пласте блоки, границы между ними и строят карту разрывных нарушений. За счет высокой проницаемости зон разрывных нарушений увеличивается дебит скважин и конечная нефтедобыча. Однако этот способ может оказаться недостаточно эффективным, поскольку в нем не принимается во внимание возраст формирования зон разрывных нарушений, и если они сформированы древней тектоникой и в более позднее время не подвергались тектоническим подвижкам, вероятность кольматации трещин в них весьма велика, что приводит к значительному ухудшению коллекторских свойств продуктивного пласта.

Известен способ разработки нефтяного месторождения в тектонически осложненных осадочных толщах по патенту РФ N 2067166, E 21 B 43/20, 1996 г., включающий установление наличия блоков тектонического происхождения и их границ в пределах структуры или площади месторождения по данным геофизических исследований и исследований скважин, бурение добывающих и нагнетательных скважин и добычу нефти, при котором по результатам геофизических исследований и полученным при исследовании скважин данным вычисляют коэффициенты тектоно-деформационного развития структуры в целом и отдельных ее участков, определяют величины относительных приращений толщин деформированных участков структуры, определяют величины геотермодинамического и геоэнергетического потенциалов отдельных участков структуры, рассчитывают коэффициенты унаследованной деформированности по всему этажу нефтегазоносности. По указанным вышенайденным величинам и коэффициентам устанавливают наличие деформированных блоков структуры с приподнятым и опущенным положением осадочной толщи относительно неизменной ее части их границы и по границам деформированных блоков устанавливают наличие активных тектоно-деформационных зон. Бурение скважин всех категорий осуществляют вне этих зон, при этом добывающие скважины располагают непосредственно внутри блоков, а нагнетательные скважины размещают в приграничной зоне блоков, причем в первую очередь - на участках с наибольшим изменением геотермодинамического потенциала.

Известен также способ разработки нефтяного месторождения по патенту РФ N 2057921, E 21 B 43/30, 1996 г., включающий бурение эксплуатационных и нагнетательных скважин, уточнение контура месторождения, последовательности его отработки и режимов работы эксплуатационных и нагнетательных скважин, при котором определяют напряженное состояние массива, производят выделение активных тектонических зон в районе месторождения с последующим построением карт напряженного состояния, нагнетательные скважины располагают в относительно более нагруженных зонах, а эксплуатационные - в разгруженных зонах. Согласно этим двум способам, места наиболее вероятного скопления углеводородов определяют в зависимости от напряженно-деформированного состояния массива, полагая, что содержание флюидов в тектонически напряженных зонах снижено под действием сжатия пород высокими напряжениями с уменьшением пористости, проницаемости и естественной влажности пород, в результате чего флюиды выжимаются в тектонически разгруженные зоны. Однако и в этих способах, как было отмечено выше, тектонически сложившиеся условия считаются неизменными, тогда как в действительности со временем может происходить полная или частичная кольматация порового пространства, "зарастание" трещин, образованных древней тектоникой, что приведет к снижению притоков нефти в скважины и увеличению затрат на разведку и эксплуатацию месторождения.

Наиболее близким по технической сущности является способ прогнозирования и разработки месторождений углеводородов путем выделения нефтегазопродуктивных пластов клиноформных отложений с использованием системы РЕАПАК, предназначенной для интегрированной интерпретации сейсмических и скважинных данных, описанный в статье А.Н.Золотова, А.Г.Лурье, Д.И.Рудницкой, Ф.К.Салманова "Изучение продуктивных отложений неокома Восточно-Уренгойского месторождения", журнал "Геология нефти и газа", 1998 г, N 8, стр.2-11. По этому способу на основе комплекса геофизических и скважинных данных, полученных по линиям сейсмических профилей в пределах месторождения, строят палеореконструированные сейсмические разрезы, по которым определяют геологические границы продуктивных пластов, их форму и протяженность, а затем разрабатывают месторождение путем бурения разведочных и эксплуатационных скважин. При этом при обработке сейсмической информации ее разделяют на сверточные компоненты - элементарный сигнал и разрез эффективных коэффициентов отражения (разрез ЭКО), и строят локальные пластовые модели, а по величине и знаку эффективных коэффициентов отражения, которые непосредственно связаны с литологическими и коллекторскими свойствами разреза, судят о возможном присутствии залежей углеводородов. Однако данный способ ограничен в применении и не может рассматриваться как эффективный, так как фактически с его помощью на палеоразрезах выделяют только пласты и пропластки песчаников, пористость и другие коллекторские свойства которых дают возможность предполагать скопление в них углеводородов, но не определяют зоны развития трещинных коллекторов, хотя, как показывает опыт буровых работ, добыча нефти и газа целиком зависит от характера и степени трещиноватости вмещающих пород.

Изобретение решает задачу повышения эффективности разработки залежей углеводородов путем оптимизации заложения добывающих скважин.

Для этого согласно способу разработки залежей углеводородов, включающему проведение комплекса геофизических и скважинных исследований в пределах месторождения, на основе полученных данных построение сейсмических разрезов и их палеореконструкций, определение по ним геологических границ продуктивных пластов и разработку месторождения путем бурения разведочных и эксплуатационных скважин, в контуре залежи устанавливают местоположение зон разрывных нарушений, на сейсмических палеоразрезах путем их преобразования выделяют участки неотектонических подвижек пласта, наносят их на структурные карты месторождения, а продуктивные скважины бурят на этих выделенных участках вблизи разрывных нарушений. При этом для выделения участков неотектонических подвижек пласта последовательно сверху вниз принимают геологическую границу очередного пласта за горизонтальную, для каждой последующей границы строят кривую ее отклонения от этого спрямленного положения, а на полученных кривых выделяют зоны перехода от максимальных амплитуд подвижек к зонам их затухания. Построение кривых отклонения каждой последующей границы от спрямленного положения осуществляют с сохранением первоначального расстояния между поверхностью приведения и соответствующей границей.

Сущность способа заключается в том, что в пределах исследуемой территории месторождения на основе анализа геолого-геофизической информации по месторождению строят сейсмические палеоразрезы, устанавливают участки с развитием дизъюнктивной тектоники и путем палеореконструкции выделяют на палеоразрезах неотектонические элементы с последующим прогнозом их промысловых характеристик.

Как известно, продуктивность коллектора напрямую зависит от наличия трещиноватости слагающих его пород, которую обычно связывают с историей образования структур при региональном складкообразовании и формировании разрывных нарушений. При этом, как показывают расчеты, условия трещинообразования наилучшие в центральной части зон перегиба пласта, а наиболее продуктивные зоны соответствуют его наибольшему изгибу. Можно определять местоположение трещиноватых зон по 2-й производной радиуса поверхности кривизны пласта (см. Т. Д. Голф-Рахт. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов. М., Недра, 1986 г., стр. 42-46), но при таком способе не принимается во внимание, заложены ли трещины молодой или древней тектоникой и были ли неотектонические подвижки в зоне этих трещин. Практика же нефтепромысловых работ показывает большие перспективы трещиноватых зон, подвергавшихся тектоническим подвижкам по разломам в более молодое время, по сравнению с подобными зонами древней тектоники. Очевидно, этот эффект обусловлен меньшей вероятностью кольматации пустотного пространства в неотектонических зонах.

Для восстановления условий осадконакопления в заявленном способе используют принцип палеореконструкции временных сейсмических разрезов, полученных методом общей глубинной точки (МОГТ 2D), с последующим их преобразованием.

Способ поясняется чертежом, на котором показана схема преобразований сейсмического разреза, причем буквами K, M, A, B, C обозначены отражающие горизонты (геологические границы пластов), P1 - скважина, а штрихпунктирными линиями - дизъюнктивные нарушения.

Способ осуществляют следующим образом.

В пределах разрабатываемого месторождения проводят различные виды исследований, включая геологические, геофизические, геоморфологические и др., а также натурные исследования рельефа местности. На основе полученных данных по сейсмическим профилям строят временные сейсмические разрезы, осуществляют интегрированную обработку данных путем увязки волновых полей и скважинных данных, выявляют местоположение продуктивных пластов на сейсмических разрезах, форму и протяженность их границ. Затем для этих продуктивных пластов устанавливают наличие и местонахождение зон дизъюнктивных нарушений и неотектонических подвижек, характеризующихся наибольшей трещиноватостью. Для этого осуществляют преобразования временных сейсмических разрезов путем их палеореконструкции, принимая во внимание при этом анализ скоростных характеристик разреза (интервальной скорости продольных волн V_И и скорости волн акустического каротажа V_АК) в сочетании с анализом структурного фактора и прогнозной оценкой по ГИС и результатам испытаний скважин.

Палеореконструкции применяют для восстановления условий осадконакопления, исходя из предположения о выравнивании базиса эрозии или поверхности осадконакопления.

На чертеже показана схема процедуры преобразования сейсмического разреза. Сначала самую верхнюю (K) из прослеживаемых на сейсмическом разрезе геологических границ пласта (отражающих горизонтов) выравнивают, т.е. приводят к горизонтали, причем точкой приведения является начало разреза (сейсмического профиля). От выравненной поверхности проводят построение всех нижележащих геологических границ, например, M_K, C_K, B_K и A_K, с сохранением расстояния t между поверхностью приведения и соответствующей границей, тем самым восстанавливая условия седиментации на момент времени, стратиграфически соответствующий выравненной границе K. Затем аналогично выравнивают границу M и строят по отношению к ней нижележащие отражающие границы C_M, B_M, A_M. Подобную процедуру выполняют для каждой очередной (сверху вниз) поверхности выравнивания, пока не будет проведено построение исходного состояния фундамента на время формирования осадочной толщи между фундаментом и первым снизу отражающим горизонтом. Результатом таких преобразований сейсмического разреза будет набор палеореконструкций, характеризующих условия осадконакопления на время формирования соответствующего отражающего горизонта.

На каждой из полученных палеореконструкций по результатам проведенных ранее геофизических и других видов исследований устанавливают местонахождение зон дизъюнктивных нарушений, а также зоны наибольшей трещиноватости (на чертеже они обозначены Z), как участки перехода от максимальных амплитуд подвижек к зонам затухания. Эти участки можно рассматривать как "шарнирные зоны", в которых пласты во время тектонических подвижек претерпевают наибольшие деформации.

Затем полученные палеореконструкции сравнивают, например, путем наложения кривых каждой последующей палеореконструкции на кривые предыдущей (на чертеже наложенные кривые показаны пунктирными линиями) и определяют участки пластов, которые "жили", то есть испытывали постоянные тектонические подвижки на протяжении разного времени осадконакопления. Те участки, которые прослеживаются на наибольшем числе пластов, особенно на верхних (в более молодое время), и при этом находятся вблизи зон разрывных нарушений, и считают наиболее перспективными для заложения продуктивных скважин.

После этого на структурные карты перспективных на содержание углеводородов пластов наносят места разрывных нарушений и выделенные участки зон наибольшей трещиноватости и с учетом полученной информации и имеющихся геолого-геофизических данных выбирают места заложения продуктивных скважин в пределах этих зон вблизи разрывных нарушений.

Таким образом, заявленный способ позволяет районировать территорию месторождения по возрасту дизъюнктивной тектоники и ее количественным параметрам, то есть определять возраст заложения зон дизъюнктивных нарушений, их активизации и затухания, амплитуды и скорости осадконакопления. Тем самым способ дает возможность повысить эффективность разработки месторождения углеводородов за счет оптимального заложения скважин различного назначения и снижения затрат на их бурение.