Гидродинамический способ определения запасов нефти и газа в недоступных для бурения зонах

 

Использование: разведка запасов нефти и газа в недоступных для бурения зонах. Сущность изобретения: бурят нагнетательные скважины на продуктивный пласт - коллектор за пределами разведенной части залежи, закачивают в него вытесняющие агенты, отбирают продукцию из добывающих скважин, расположенных с разведенной части залежи, замеряют в них пластовое давление и определяют запасы нефти и газа по уравнению материального баланса.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и применяется для разведки и оценки запасов нефти и газа, получения исходных данных для составления технологической схемы или опытно-промышленной разработки месторождений нефти и газа, добычи нефти и газа.

В нефтегазодобывающей промышленности запасы нефти, газа и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, по степени изученности подразделяются на разведанные категории А, В и С₁ и предварительно оцененные, требующие разведки, категория С₂. Запасы категорий А, В и С₁ подсчитываются по залежи (ее части), разбуренной соответственно с утвержденными проектом, технологической схемой (проектом опытно-промышленной разработки) или геологоразведочными работами в степени изученности, обеспечивающей получение исходных данных для составления последнего проектного документа. Запасы категории С₂обосновываются данными геологических и геофизических исследований в неразведанных частях залежи, примыкающих к участкам с запасами более высоких категорий, и используются для планирования геологоразведочных работ, перспектив месторождения. Перевод запасов категорий С₂ в категорию С₁ производится по данным бурения и исследования разведочных скважин. Подготовленными для промышленного освоения считаются месторождения (или их части) с утвержденными ГКЗ СССР запасами не менее 80% категории С₁ и до 20% категории С₂. Подсчет запасов нефтяных и газовых залежей в открытых и разведанных месторождениях производится объемным методом по результатам бурения и исследования скважин [1] Исходя из изложенного, в соответствии с общепринятыми критериями в нефтегазодобывающей промышленности для выявления запасов нефти и газа используется только один способ разведки бурение и исследование скважин, а для определения их количественной величины объемный метод подсчета по результатам бурения скважин.

Однако у этого способа разведки имеется ряд недостатков: невозможно провести разведку и выявление запасов в охранных или недоступных зонах месторождения (под акваторией крупных рек, водохранилищ, под заповедными участками, промышленными объектами, населенными пунктами, овощными плантациями с дорогостоящей системой мелиорации и т.п.) способом бурения и исследования разведочных скважин по экологическим соображениям и охране окружающей среды.

В связи с невозможностью бурения разведочных скважин в недоступных зонах не может быть использован основной метод оценки величины запасов нефти и газа объемный метод подсчета.

Основным недостатком данного способа разведки является отсутствие возможности подтверждения запасов нефти и газа и вовлечения в промышленную разработку недоступных для бурения зон или участков месторождения.

Известен также способ определения запасов нефти, в котором используется уравнение материального баланса закачанной и отобранной жидкости [2] По этому способу запасы нефти рассчитываются по формуле Q_он= (1) где Q_н накопленная добыча нефти; Q_во накопленная добыча воды; Q_вз накопленная закачка воды; b_t объемный коэффициент нефти (текущий); b_в объемный коэффициент воды (текущий); b_о объемный коэффициент нефти (начальный).

Однако в случае, когда залежь нефти (или газа) находится под территорией, недоступной для бурения скважин (акватория рек, заболоченность, районы застройки), применение упомянутого выше способа с использованием исходных данных, полученных локально, только в одной из частей месторождения, приводит к большим погрешности, так как примыкающая к разбуренному участку зона, неохваченная скважинами, будет только частично реагировать на отбор из пласта продукции.

Для повышения точности определения запасов нефти (или газа) месторождений, расположенных под недоступными для бурения территориями, размещают добывающие и нагнетательные скважины вдоль противоположных границ недоступной для бурения территории, а расчет начальных запасов нефти производится по формуле (1). В этом случае можно обеспечить равномерное воздействие отбором и нагнетанием на всю предполагаемую площадь залежи, упрощается также определение объемных коэффициентов нефти и воды (b_н, b_в), так как можно рассчитать среднее значение текущего пластового давления.

Оценка или определение выявленных таким путем запасов осуществляется по имеющимся (опубликованным) методам, основанным на уравнении материального баланса для определения по промысловым данным начальных геологических запасов нефти и газа. Начальные геологические запасы залежей углеводородов (нефтяных, нефтегазовых и газовых) определяются в обобщенном виде. При этом учитываются приток естественных и нагнетание искусственных агентов, остаточная нефтегазонасыщенность и суммарные потери остаточной нефти и газа в заводненной зоне пласта. В качестве параметров в расчетных формулах используются накопленные объемы отобранной из пласта нефти, газа, воды, закаченных в пласт агентов, приток контурной воды в залежь, начальные и текущие значения пластовых давлений, объемных коэффициентов нефти и газа и другие показатели.

Существенными отличиями данного способа разведки запасов нефти и газа от прототипа является исключение бурения разведочных и добывающих скважин непосредственно на разведуемой площади, а бурение только по ее границам, вытеснение нефти из этой зоны искусственными или естественными агентами в порядке пробной эксплуатации с последующим определением (подсчетом) начальных геологических запасов нефти и газа по уравнениям материального баланса и на основе промысловых данных, полученных в период пробной эксплуатации разведуемой площади.

Способ осуществляется следующим образом.

Исходя из геолого-промысловых предпосылок (по результатам бурения и исследований скважин из основной, разрабатываемой площади, за пределами залежи и других геолого-физических данных, анализа разработки залежи) устанавливается возможное или потенциальное наличие запасов нефти или газа в пределах недоступной для бурения скважин зоне, примыкающей к разрабатываемому участку залежи, требующей разведки и выявление запасов. На различных или противоположных границах этой зоны располагаются (бурятся) ряд (ряды) добывающих и нагнетательных скважин. Добывающий ряд предпочтительно располагать на границе разрабатываемой зоны, нагнетательный на противоположной стороне с более низкими абсолютными отметками продуктивного пласта. Ряд нагнетательных скважин может в некоторых случаях вообще исключаться (не бурится), если предполагается активное проявление упруговодонапорного режима и наличие пробуренных скважин в законтурной зоне или на границе указанной зоны с имеющимися характеристиками водоносного пласта. Расстояние между скважинами и их количество определяется в соответствии с критериями работы [2] В разведуемой зоне по имеющимся геолого-промысловым данным ориентировочно оцениваются начальные геологические запасы нефти (газа), определяется оптимальный вариант технологии разработки, вытесняющие агенты с соответствующим режимом вытеснения и отборов в порядке проекта пробной эксплуатации. Затем в соответствии с проектом производится ввод разведуемой зоны в эксплуатацию на 2-3 года.

По результатам пробной эксплуатации выявляется нефтеносность разведуемой площади и по формулам, основанным на уравнении материального баланса, определяются (подсчитываются) ее начальные геологические запасы нефти или газа. Для полного охвата вытеснением при наличии обширных охранных зон предлагается бурение добывающих и нагнетательных скважин с горизонтальными стволами, проложенными параллельно границам недоступной для бурения территории.

П р и м е р 1. Месторождение находится в Нижнем Поволжье на правом берегу Волгоградского водохранилища. Залежь вытянута вдоль берега, имеет длину 14 км, ширину 5,5 км, приурочена к карбонатному коллектору задонского горизонта с глубиной 4750 м. Граница залежи в западной части проведена по линии выклинивания коллектора, в восточной части по условному ВНК (вдоль берега р. Волга) по подошве продуктивного пласта в пробуренных на берегу скважин. В Левобережье, на расстоянии 1,5 км от берега пробурена разведочная скважина 29, которая подсекла истинный ВНК. Расстояние между скважиной 29 и скважинами зоны эксплуатации (в Правобережье) составляет 5,5 км. В южной части месторождения ширина водохранилища до 10 км. Месторождение введено в разработку в 1969 г, поддержание пластового давления с помощью заводнения производится с 1976 г. По результатам бурения на Правобережье и проведенных исследований разведочных, добывающих скважин определены объемным методом начальные геологические (балансовые) и извлекаемые запасы зоны эксплуатации, которые утверждены в ГКЗ СССР. По прототипу произведена оценка начальных геологических запасов нефти по методу материального баланса по результатам разработки по состоянию на 01.01.74 накопленный отбор нефти 55410³ м³, накопленный отбор воды 9,610³ м³, закачка воды не производилась Q_он= =
11,93 млн.м³ или 9,73 млн.т.

Результаты расчетов показали, что реагируют на разработку залежи в 1,1 раза больше запасов нефти, чем утверждено ГКЗ СССР по правобережной части месторождения. Для окончательного выявления и уточнения величины этих запасов технологической схемой разработки опытного участка под акваторией р. Волга предусматривалось бурение добывающего ряда скважин на правом берегу близ условного ВНК и нагнетательного ряда на левом берегу (вдоль берега), закачку водогазовой смеси (водогазовой репрессии) с вытеснением нефти из-под акватории р. Волга на правый берег к ряду добывающих скважин.

По предлагаемому способу расчетные начальные геологические запасы нефти при накопленном отборе 227610³ м³ нефти, накопленном отборе воды 31,210³ м³ и накопленной закачке воды 2910,210³ м³ равны
Q_он=
22,30 млн.м³ или 18,2 млн.т.

Разница между прототипом и предлагаемым способом составляет 8,47 млн.т. Следовательно, под акваторией р. Волга находятся запасы нефти практически равные запасам нефти месторождения, открытого и разрабатываемого на правом ее берегу.

П р и м е р 2. Месторождение частично находится под акваторией реки, а частично под населенным пунктом. В этом случае закладываются горизонтальные скважины параллельно границам акватории реки (вдоль охранной зоны) и продолжаются под населенный пункт.

Формула изобретения

ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЙ СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА В НЕДОСТУПНЫХ ДЛЯ БУРЕНИЯ ЗОНАХ, включающий бурение нагнетательных скважин на продуктивный пласт-коллектор за пределами разведанной части залежи, закачку в него вытесняющих агентов, отбор продукции из добывающих скважин, расположенных в разведанной части залежи, замеры в них пластового давления и опредение запасов нефти и газа по уравнению материального баланса, отличающийся тем, что нагнетательные скважины размещают по крайней мере в один ряд на участке, характеризующемся более низкими абсолютными отметками продуктивного пласта по сравнению с разведанной частью залежи.