Способ разработки углеводородной залежи

 

Использование: в нефтегазовой промышленности и может найти применение при разработке нефтяной, газовой залежи, а также залежи попутных подземных вод. По способу производят отбор флюидов через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины с последующей доразведкой залежи и определением ее границ. При определении границ залежи в районе продуктивной залежи в Земной коре в осадочных породах определяют зоны уплотнения с нулевой проницаемостью и зоны разуплотнения с проницаемостью коллекторов, находящихся под зонами уплотнения. Проводят определение размеров и конфигурации зоны разуплотнения, анализируют форму, толщину и площадь зоны уплотнения. При наличии куполообразной формы и толщины и площади зоны уплотнения, достаточных для сдерживания восходящих потоков флюидов, бурят добывающую скважину через купольную часть зоны уплотнения в зону разуплотнения. В зоне разуплотнения определяют пласты-коллекторы и пласты-неколлекторы. Испытывают на приток пласты-коллекторы, начиная с нижнего пласта-коллектора. При наличии притока продуктивных флюидов запускают скважину в эксплуатацию, а дальнейшую сетку размещения добывающих скважин определяют в зависимости от коллекторских свойств пласта-коллектора. Это позволяет увеличить точность определения запасов продуктивной залежи и их извлекаемость.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может найти применение при разработке нефтяной, газовой залежи, а также залежи попутных подземных вод, содержащих полезные для жизнедеятельности человека вещества.

Известен способ разработки углеводородной залежи, включающий разведку залежи, разведочное бурение, размещение скважин, отбор флюидов через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины [1].

Известный способ позволяет отобрать из залежи основные запасы углеводородов, однако при этом остаются неразработанными участки залежи, находящиеся в смежных зонах и не имеющие ярко выраженной связи с основной залежью.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины с последующей доразведкой залежи и определением ее границ [2].

Известный способ позволяет отбирать основные запасы и запасы залежи из доразведанных зон, однако при этом определение границ проводится с невысокой точностью, что снижает нефтеотдачу залежи.

В изобретении решается задача увеличения точности определения запасов продуктивной залежи и за счет этого увеличение их извлекаемости.

Задача решается тем, что в способе разработки углеводородной залежи, включающем отбор флюидов через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины с последующей доразведкой залежи и определением ее границ, согласно изобретению, при определении границ залежи в районе углеводородной залежи в Земной коре в осадочных породах определяют зоны уплотнения с нулевой проницаемостью и зоны разуплотнения с проницаемостью коллекторов, находящихся под зонами уплотнения, проводят определение размеров зоны разуплотнения, анализируют форму, толщину и площадь зоны уплотнения, при наличии куполообразной формы и толщины и площади зоны уплотнения, достаточных для сдерживания восходящих потоков углеводородов, бурят добывающую скважину через купольную часть зоны уплотнения в зону разуплотнения, в зоне разуплотнения определяют пласты-коллекторы и пласты-неколлекторы, испытывают на приток пласты-коллекторы, начиная с нижнего пласта-коллектора, при наличии притока продуктивных флюидов запускают скважину в эксплуатацию, а дальнейшую сетку размещения добывающих скважин определяют в зависимости от коллекторских свойств пласта-коллектора.

Существенными признаками изобретения являются следующие.

1. Отбор флюидов через добывающие скважины; 2. Закачку рабочего агента через нагнетательные скважины; 3. Последующая доразведка залежи; 4. Определением границ залежи; 5. В районе продуктивной залежи в Земной коре в осадочных породах определение зоны уплотнения с нулевой проницаемостью и зоны разуплотнения с проницаемостью коллекторов, находящихся под зонами уплотнения; 6. Определение размеров и конфигурации зоны разуплотнения; 7. Анализ формы, толщины и площади зоны уплотнения; 8. При наличии куполообразной формы и толщины и площади зоны уплотнения, достаточных для сдерживания восходящих потоков флюидов, бурение добывающей скважины через купольную часть зоны уплотнения в зону разуплотнения; 9. В зоне разуплотнения определение пластов-коллекторов и пластов-неколлекторов; 10. Испытание на приток пластов-коллекторов, начиная с нижнего пласта-коллектора;
11. При наличии притока продуктивных флюидов запуск скважины в эксплуатацию;
12. Определение дальнейшей сетки размещения добывающих скважин в зависимости от коллекторских свойств пласта-коллектора.

Признаки 1-4 являются общими с прототипом, признаки 5-12 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Как правило, при разработке нефтяных, нефтегазоконденсатных, газовых месторождений, месторождений продуктивных вод уточнение границ и запасов происходит при разбуривании залежи. Однако при бессистемном разбуривании возникают большие расходы на бурение скважин, когда скважины не попадают в продуктивные зоны. В предложенном изобретении решается задача более точного прогнозирования продуктивных зон залежи, увеличения точности определения запасов и, за счет этого сокращение затрат на нерациональное бурение и повышение эффективности разработки продуктивной залежи.

Задача решается следующей совокупностью действий.

Работы проводят в регионе с большим количеством углеводородных месторождений, расположенных в зонах осадочных пород, например на территории Татарстана. В основе поиска и разработки месторождений лежит теория о восхождении углеводородов и прочих флюидов из толщи Земной коры. Определяют зоны уплотнения с нулевой проницаемостью и зоны разуплотнения с проницаемостью углеводородных коллекторов,находящихся под зонами уплотнения. При этом предполагают, что зоны уплотнения могут выполнять роль экрана, задерживающего восхождение углеводородов, а зоны разуплотнения - роль накопителей углеводородов. Далее проводят определение размеров и конфигурации зоны разуплотнения и определяют возможные запасы и целесообразность бурения добывающей скважины. Анализируют форму, толщину и площадь зоны уплотнения и определяют ее пригодность выполнять роль задерживающего экрана. При наличии куполообразной формы и толщины и площади зоны уплотнения, достаточных для сдерживания восходящих потоков углеводородов, бурят добывающую скважину через купольную часть зоны уплотнения в зону разуплотнения. В зоне разуплотнения определяют пласты-коллекторы и пласты-неколлекторы и испытывают на приток пласты-коллекторы, начиная с нижнего пласта-коллектора. При наличии притока углеводородов запускают скважину в эксплуатацию, а дальнейшую сетку размещения добывающих скважин определяют в зависимости от коллекторских свойств пласта-коллектора.

В добывающих скважинах проводят работы по увеличению продуктивности скважин, например гидроразрыв пласта, бурение горизонтальных и наклонных стволов и т.п. Через добывающие скважины наряду с углеводородами или после истощения запасов углеводородов отбирают попутно добываемые флюиды с продуктами, имеющими промышленную ценность, например, с йодом, бромом, стронцием и т.п.

Характер распределения зон-коллекторов и неколлекторов по площади и разрезу и их флюидонасыщенность изучали на основе анализа результатов сейсморазведки и сейсмической локации бокового обзора, комплекса гидродинамических исследований скважин, промыслово-геофизических исследований,а также по данным геолого-технологических исследований глубоких и сверхглубоких скважин в процессе бурения.

Пример 1. Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина 1100 м, пластовое давление 11 МПа, пластовая температура 20^oС, пористость 14%, проницаемость 24 мД, вязкость нефти в пластовых условиях 30 МПас, давление насыщения 6,34 МПа, газосодержание нефти 15 м³/т, коэффициент нефтеизвлечения 0,25.

Определяют в земной коре в осадочных породах на глубинах 400-2000 м зоны уплотнения с нулевой проницаемостью с размерами более 100 м и определяют зоны разуплотнения с проницаемостью углеводородных коллекторов более 10 мД, находящихся под зонами уплотнения на глубинах 400-2000 м. Определяют размеры и конфигурацию зоны разуплотнения, представляющую собой линзовидную зону с диаметром более 100 м. Анализируют форму, толщину и площадь зоны уплотнения. Определяют, что зона имеет куполообразную форму. Толщина и диаметр зоны уплотнения составляют 150 и 4000 м, т. е. достаточны для сдерживания восходящих потоков углеводородов. Бурят добывающую скважину через купольную часть зоны уплотнения в зону разуплотнения. В зоне разуплотнения определяют пласты-коллекторы и пласты-неколлекторы. Определяют, что пласты-коллекторы располагаются на глубинах 600, 1100 и 1400 м и имеют толщину соответственно 50, 20 и 100 м, а пласты неколлекторы располагаются на глубинах 500, 1000 и 1250 м и имеют толщину соответственно 100, 120 и 140 м. Испытывают на приток нижний пласт-коллектор. Приток нефти составляет 20 т/сут. Запускают скважину в эксплуатацию. Дальнейшую сетку размещения добывающих скважин определяют в зависимости от коллекторских свойств пласта-коллектора и назначают равной 150х150 м.

Пример 2. Выполняют, как пример 1. Спустя 5 лет разработки через добывающие скважины отбирают попутно добываемую воду, содержащую 400 мг/л йода.

Применение предложенного способа позволит увеличить точность определения запасов углеводородов и др. продуктивных флюидов и повысить эффективности их разработки.

Формула изобретения

Способ разработки углеводородной залежи, включающий отбор флюидов через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины с последующей доразведкой залежи и определением ее границ, отличающийся тем, что при определении границ залежи в районе углеводородной залежи в Земной коре в осадочных породах определяют зоны уплотнения с нулевой проницаемостью и зоны разуплотнения с проницаемостью коллекторов, находящихся под зонами уплотнения, проводят определение размеров зоны разуплотнения, анализируют форму, толщину и площадь зоны уплотнения, при наличии куполообразной формы и толщины и площади зоны уплотнения, достаточных для сдерживания восходящих потоков углеводородов, бурят добывающую скважину через купольную часть зоны уплотнения в зону разуплотнения, в зоне разуплотнения определяют пласты-коллекторы и пласты-неколлекторы, испытывают на приток пласты-коллекторы, начиная с нижнего пласта-коллектора, при наличии притока продуктивных флюидов запускают скважину в эксплуатацию, а дальнейшую сетку размещения добывающих скважин определяют в зависимости от коллекторских свойств пласта-коллектора.