способ разработки нефтяного месторождения

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяного месторождения, включающий бурение дополнительных скважин на участках, выбранных на основе анализа карт начальных извлекаемых запасов, недренируемых запасов нефти и с максимальными остаточными нефтенасыщенными толщинами, отличающийся тем, что дополнительно в скважинах измеряют пластовое давление, строят карту изолиний давления и по минимальной плотности изолиний давления определяют места расположения недренируемых и слабо дренируемых запасов нефти, а бурение дополнительных скважин производят на участках, совмещающих максимальные остаточные нефтенасыщенные толщины с минимальной степенью дренирования, при этом применяют математическое моделирование процесса разработки, для чего используют среднегодовые дебиты и данные геолого-физических характеристик скважин конкретных участков месторождения, получают распределение изменения давления в пласте, сравнивают его с реальным, вносят поправки, подгоняющие математическую модель к реальной ситуации и получают распределение давления, близкое к реальному, а отсутствующую информацию о замерах пластового давления восстанавливают на основе математического моделирования.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что участки бурения дополнительных скважин выбирают путем наложения карт изолиний давления и остаточных нефтенасыщенных толщин.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам разработки нефтяных месторождений с бурением дополнительных скважин.

Известен способ разработки нефтяных месторождений с бурением дополнительных скважин /1/ в соответствии с установленной В.Н.Щелкачевым зависимостью нефтеотдачи пластов от плотности сетки скважин. Известный способ недостаточно эффективен, т.к. не учтены эффект упругого режима и изменение текущей нефтенасыщенности.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является способ разработки нефтяных месторождений с бурением дополнительных скважин /2/, согласно которому последовательно строят карты начальных извлекаемых запасов, активных извлекаемых запасов, недренируемых запасов нефти и остаточных нефтенасыщенных толщин, оконтуривают на последней карте участки размещения дополнительных скважин, ограничиваемые величиной остаточной нефтенасыщенной толщины, не меньшей величины предельной рентабельной толщины разбуривания, и дополнительные скважины бурят в точках оконтуренных участков, где величина недренируемых запасов обеспечивает рентабельную эксплуатацию скважины.

Прототип недостаточно эффективен, т.к. остаются неисследованными межскважинные области. Недостатком прототипа является и его трудоемкость, связанная с необходимостью построения карт триангуляционной сети, областей Вороного, удельных зон дренирования, активных запасов нефти, рассчитываемых по каждой из добывающих скважин по характеристикам вытеснения, и т.д. Недренируемые запасы нефти определяются как разность начальных извлекаемых запасов нефти и активных запасов.

Решаемая предлагаемым изобретением задача и ожидаемый технический результат заключаются в повышении эффективности и упрощении способа разработки нефтяных месторождений, в том числе за счет использования имеющихся баз данных разработки конкретных участков месторождения и математического моделирования процесса разработки. Выбор участков размещения дополнительных скважин надежнее за счет пополнения представлений о параметрах межскважинного пространства.

Поставленная задача решается тем, что дополнительно в скважинах измеряют пластовое давление, строят карту изолиний давления и по минимальной плотности изолиний давления определяют места расположения недренируемых и слабо дренируемых запасов нефти, а бурение дополнительных скважин производят на участках, совмещающих максимальные остаточные нефтенасыщенные толщины с минимальной степенью дренирования, при этом применяют математическое моделирование процесса разработки, для чего используют среднегодовые дебиты и данные геолого-физических характеристик скважин конкретных участков месторождения, получают распределение изменения давления в пласте, сравнивают его с реальным, вносят поправки, подгоняющие математическую модель к реальной ситуации и получают распределение давления, близкое к реальному, а отсутствующую информацию о замерах пластового давления восстанавливают на основе математического моделирования.

Участки бурения дополнительных скважин выбирают путем наложения карт изолиний давления и остаточных нефтенасыщенных толщин.

Используя данные разработки конкретных участков месторождения (среднегодовые дебиты, данные ГИС скважин), получают распределение изменения давления в пласте и сравнивают его с реальным. Внося поправки, подгоняющие математическую модель к реальной ситуации, получают распределение давления в пласте, близкое к реальному. Это позволяет установить зоны с минимальными скоростями фильтрации, т.е. непромытые участки. Моделируя размещение новых (добывающих или нагнетательных) скважин, дают рекомендации по их бурению.

Способ осуществляется следующей последовательностью операций:

1. Построение карты начальных извлекаемых запасов нефти.

2. Построение карты остаточных нефтенасыщенных толщин и выявление участков с максимальными остаточными нефтенасыщенными толщинами.

3. Измерение в скважинах пластового давления и восстановление отсутствующей по ряду скважин информации о замерах пластового давления на основе математического моделирования процесса разработки.

4. Построение карты изолиний давления и определение по ней мест расположения недренируемых и слабодренируемых запасов нефти.

5. Бурение дополнительных скважин на участках, совмещающих максимальные остаточные нефтенасыщенные толщины с минимальной степенью дренирования.

Пример конкретного осуществления способа на горизонте Д₀ Чишминской площади Ромашкинского месторождения

Геологическое строение горизонта Д₀ представлено переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников, перекрывающихся сверху карбонатным репером "аяксы" и подстилающимся репером "верхний известняк".

Пласт Д₀ в пределах участка во всех скважинах нефтеносный и состоит из одного (в скв. 5433) до трех прослоев в скв. 21836. Непроницаемый раздел между коллекторами-прослоями изменяется от 0,6 (в скв. 5435) до 4 м в скв. 13385. Общая толщина пласта Д₀ в среднем равна 4,6 м, а эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 1 м в скв. 13385 до 4,8 м в скв. 6710, составляя в среднем 3,3 м. Коллектора Д₀ в пределах участка неоднородны, часто песчаники замещаются по площади алевролитами или глинистыми песчаниками и наоборот. Квадрат коэффициента вариации зональной неоднородности составляет 0,9272. а послойной - 0,1293. Коэффициент прерывистости коллекторов пласта Д₀ равен 0,556 доли ед. Максимальное содержание глин в коллекторах пласта составляет 12,9% в скв. 21836. В целом по участку коэффициент глинистости изменяется от 0,6 до 6,5% за исключением вышеуказанной скважины.

Наилучшие фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) имеют скважины 5434, 5435, 6602, 6603, 6709, 13374, 13375, 21835 и 21955. Наихудшими ФЕС обладают коллектора в разрезе скважин 6710, 13331, 13379, 13383, 21836.

В целом по участку значение пористости изменяется в пределах от 14,9 % (скв. 13331) до 23,7% (скв. 21955), составляя в среднем 19,3%. Проницаемость изменяется от 3710^-3 мкм² (скв. 5437) до 105610^-3 мкм² (скв. 21955), составляя в среднем 339,910^-3 мкм².

Коэффициент нефтенасыщенности изменяется от 57,5% в скв. 21836 до 90,9% в скв. 13384, составляя в среднем по участку 77,4%.

В формировании полей давления на выбранном участке участвуют 27 скважин. Из них 21 скважина работала как добывающая, 10 скважин - как нагнетательные.

Основные геолого-физические характеристики скважин приведены в таблице. Данные по среднегодовым дебитам добывающих скважин и приемистости нагнетательных скважин взяты из истории разработки.

Последовательный анализ карт начальных извлекаемых запасов и остаточных нефтенасыщенных толщин позволил выявить, в частности, участок с максимальными остаточными нефтенасыщенными толщинами горизонта Д₀ Чишминской площади Ромашкинского месторождения: участок скважин 13374/5435/5437.

На фиг. 1 представлено распределение изменения полей давления для выбранного участка, рассчитанное на 01.01.99 г. с учетом истории разработки, выявлены зоны минимальной фильтрации. Видно, что район треугольника скважин 13374/5435/5437 характеризуется минимальной плотностью изолиний давления, т. е. минимальным градиентом давления. Это плохо фильтруемая область.

Предполагается, что район треугольника скважин 13374/5435/5437, который соответствует зоне минимальных перепадов давления и обладает максимальной остаточной нефтенасыщенностью, пригоден для бурения новой добывающей скважины.

Промоделируем размещение новой добывающей скважины в этом районе, приняв дебит новой скважины по жидкости, равным 6,4 т/сут.

На фиг. 2 показано, что работа новой добывающей скважины изменяет поле давления. При этом изменяют направление фильтрационные потоки, и область скважин 13374/5435/5437 хорошо фильтруется.

Таким образом, предложенный способ разработки нефтяных месторождений с моделированием размещения новых скважин и их влияния на фильтрационные процессы эффективен и промышленно применим.

Источники информации

1. Щелкачев В.Н. О подтверждении упрощенной формулы, оценивающей влияние плотности сетки на нефтеотдачу. - Нефтяное хозяйство, 1984, N 1, с. 30-33.

2. Патент РФ N 2087687, E 21 B 43/20, 43/30, БИ N 23, 1997.