Способ разработки мелких и средних нефтяных или нефтегазовых месторождений

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к разработке средних и мелких нефтяных и нефтегазовых месторождений, объединенных единым гидродинамическим бассейном в пределах отдельных участков или лицензионных территорий, и может быть применено на любой стадии освоения этих месторождений. Обеспечивает повышение эффективности разработки, в т.ч. увеличение темпов добычи и повышение коэффициента нефтеизвлечения всех месторождений (залежей) и каждого в отдельности в пределах условных границ, охватывающих несколько месторождений (залежей). Сущность изобретения: по способу ведут закачку рабочего агента в водоносную часть гидродинамического бассейна и отбор продукции из месторождений. Проводят геологическое изучение месторождений методами сейсмических исследований, построение геологических моделей с выделением отражающих горизонтов и поднятий, бурение оценочных разведочных и эксплуатационных скважин на эти поднятия, отбор керна и проведение петрофизических исследований, проведение их геофизических и гидродинамических исследований, построение геолого-гидродинамических моделей месторождений, подсчет запасов нефти и газа и прогноз показателей их разработки на основе построенных геолого-гидродинамических моделей при разных системах заводнения. Проводят гидродинамические исследования на неустановившихся режимах созданием импульсов возмущения на одних скважинах на отдельных месторождениях и наблюдений за их приходом на скважины других месторождений. Определяют упругоемкостные и фильтрационные характеристики водоносного горизонта между месторождениями. Строят геолого-гидродинамическую модель для гидродинамического бассейна, включающего отдельные месторождения. Последние моделируют как укрупненные скважины в пределах моделируемого бассейна и для каждого из них устанавливают уровни добычи продукции и поддержания пластового давления за счет закачки рабочего агента в нагнетательные скважины, расположенные в водоносных частях бассейна между отдельными поднятиями, которые в последующем детализируют построением геолого-гидродинамических моделей для каждого месторождения отдельно с размещением на них системы добывающих скважин. 1 з.п. ф-лы, 2 табл., 6 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к разработке средних и мелких нефтяных и нефтегазовых месторождений, объединенных единым гидродинамическим бассейном в пределах отдельных участков или лицензионных территорий, и может быть применено на любой стадии освоения этих месторождений.

Известен способ разработки мелких и средних нефтегазовых месторождений, включающий выделение эксплуатационных объектов для самостоятельной раздельной разработки, их разбуривание нагнетательными и добывающими скважинами по площадным или рядным системам размещения, закачку рабочего агента (воды) в нагнетательные скважины и отбор продукции (нефти) из добывающих скважин [М.А.Жданов. Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа. М., Недра, 1981. стр.267-272].

Недостатком способа является ограниченная возможность применения для мелких месторождений (залежей) площадных или рядных систем, когда не удается размещать на них системы нагнетательных скважин. Кроме того, закачка рабочего агента внутри контура нефтеносности для таких месторождений существенно ухудшает условия вытеснения нефти из-за вязкостных и температурных отличий пластовой нефти и закачиваемого агента.

Известен способ законтурного или приконтурного заводнения, включающий размещение нагнетательных скважин вдоль внешнего контура нефтеносности или в водонефтяной зоне вдоль внутреннего контура нефтеносности, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины [М.А.Жданов. Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа. М., Недра, 1981. стр.265-267].

Недостатком данного способа является создание системы законтурного и приконтурного заводнения для отдельных месторождений (залежей) без учета их гидродинамической связи с другими мелкими месторождениями (залежами), расположенными на едином гидродинамическом бассейне.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ эксплуатации двух и более месторождений, расположенных в одном продуктивном или гидравлически связанном водоносном горизонте, согласно которому при расположении месторождений друг от друга на расстоянии меньше суммы их радиусов влияния осуществляют одновременную их эксплуатацию до установления гидрогеологического равновесия в водонапорной системе. Дополнительно дренируют водонапорную систему в наиболее погруженных участках продуктивного горизонта между месторождениями [Патент РФ №2011804, кл. Е21В 43/18, опубл. 1994.04.30].

Недостатками известного способа являются глубокое снижение пластового давления, что приводит к дегазации нефтяного месторождения с последующим резким уменьшением коэффициента нефтеизвлечения, практически невыполнимое одновременное завершение эксплуатации двух или более месторождений, так как они, как правило, отличаются по продуктивным характеристикам и по размерам (запасам), создание дополнительного дренажа водоносного пласта в наиболее погруженных участках еще более усугубляет указанные недостатки анализируемого способа.

В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности разработки, в т.ч. увеличение темпов добычи и повышение коэффициента нефтеизвлечения всех месторождений (залежей) и каждого в отдельности в пределах условных границ, охватывающих несколько месторождений (залежей).

Поставленная задача решается тем, что в способе разработки мелких и средних нефтяных или нефтегазовых месторождений, включающем закачку рабочего агента в водоносную часть гидродинамического бассейна и отбор продукции из месторождений, согласно изобретению проводят геологическое изучение месторождений методами сейсмических исследований, построение геологических моделей с выделением отражающих горизонтов и поднятий, бурение оценочных, разведочных и эксплуатационных скважин на эти поднятия, отбор керна и проведение петрофизических исследований, выполнение геофизических и гидродинамических исследований в пробуренных скважинах, построение геолого-гидродинамических моделей месторождений, подсчет запасов нефти и газа, проводят гидродинамические исследования на неустановившихся режимах созданием импульсов возмущения на одних скважинах на отдельных месторождениях и наблюдений за их приходом на скважины других месторождений, строят геолого-гидродинамическую модель для гидродинамического бассейна, включающего отдельные месторождения, последние моделируют как укрупненные скважины в пределах моделируемого бассейна и для каждого из них устанавливают уровни добычи продукции и поддержания пластового давления за счет закачки рабочего агента в нагнетательные скважины, расположенные в водоносных частях бассейна между отдельными месторождениями на расстояниях, определяемых фильтрационно-емкостными свойствами пласта между ними, которые в последующем детализируют построением геолого-гидродинамических моделей для каждого месторождения отдельно с размещением на них системы добывающих скважин, режимы и способы эксплуатации которых устанавливают с учетом степени их гидродинамической связи с законтурной водоносной областью, применяя при необходимости волновые или иные нестационарные методы отбора.

Признаками изобретения являются:

1. Геологическое изучение выделенных территорий методами сейсмических исследований; построение геологических моделей с выделением отражающих горизонтов и поднятий.

2. Бурение оценочных и разведочных скважин на эти поднятия; отбор керна и проведение петрофизических исследований и определение фильтрационно-емкостных и упругих характеристик пластов; проведение геофизических и гидродинамических исследований и испытаний скважин; отбор проб нефти, воды и газа и изучение состава и физико-химических свойств; по полученным результатам перевод поднятий в разряд нефтяных залежей или месторождений при наличии промышленной нефтенасыщенности.

3. Построение цифровых геологических моделей месторождений; подсчет запасов нефти и газа.

4. Проведение гидродинамических исследований на неустановившихся режимах фильтрации созданием импульсов возмущения на одних скважинах на отдельных месторождениях и наблюдений за их приходом на скважины других месторождений и определение упругоемкостных и фильтрационных характеристик месторождений и водоносной части бассейна.

5. Построение геолого-технологической модели для гидродинамического бассейна, включающего отдельные месторождения.

6. Моделирование отдельных месторождений как укрупненных скважин в пределах моделируемого бассейна и для каждого из них установление уровней добычи продукции и поддержания пластового давления за счет закачки рабочего агента в нагнетательные скважины, расположенные в водоносных частях бассейна между отдельными месторождениями на расстояниях, определяемых фильтрационно-емкостными свойствами пласта между ними.

7. Детализация строения месторождений построением геолого-технологических моделей для каждого из них отдельно с размещением на них системы добывающих скважин, режимы и способы эксплуатации которых устанавливают с учетом степени их гидродинамической связи с водоносной областью, применяя при необходимости волновые или иные нестационарные методы разработки. Расчеты прогнозных показателей разработки месторождений.

8. Закачка рабочего агента в водоносную часть гидродинамического бассейна.

9. Отбор продукции из месторождений, расположенных в едином гидродинамическом бассейне.

Признаки 8, 9 является общим с прототипом, признаки 1-7 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

Все или часть мелких и средних месторождений практически всегда взаимно влияют друг на друга более активно, когда они расположены недалеко друг от друга и объединены единым водоносным пластом (горизонтом). Взаимовлияние месторождений имеет место, когда установившееся за геологические времена гидродинамическое равновесие в водоносном бассейне, включающем два и более месторождений нефти, нарушается в связи с разбуриванием и началом добычи нефти из какого-либо месторождения нефти. На практике это означает, что понижение пластового давления в одном месторождении за счет отбора продукции через водоносный горизонт приводит к снижению пластового давления других месторождений и наоборот. Не учет этого фактора отрицательно влияет на нефтеотдачу месторождений. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности разработки, в т.ч. увеличение темпов добычи и повышение коэффициента нефтеизвлечения всех месторождений и каждого в отдельности в пределах условных территорий, охватывающих несколько месторождений.

Классическое определение нефтяного месторождения, как одной или нескольких залежей, объединенных единой геологической структурой (поднятием), строго говоря, не всегда выдерживается. Часто месторождением называют одну или несколько залежей, рассредоточенных на некоторой площади. Размеры этих залежей, как правило, небольшие: от первых сотен метров до 2-3 км, нефтенасыщенная толщина пластов от 1,0 до 3-5, редко до 7-10 м. Залежи, представленные массивными карбонатными коллекторами, могут иметь суммарные нефтенасыщенные толщины до 20-30 м. Геологические запасы нефти в таких залежах составляют от нескольких сотен тысяч до 5-7, иногда до 10-15 млн.т. Расстояние между ними от первых сотен метров до первых километров. Эти залежи имеют между собой гидродинамическую связь, поскольку объединены единым водоносным бассейном, который в свою очередь также представляет геологическую структуру, но существенно больших размеров. На этих структурах выделяются часто несколько этажей нефтеносности по толщине осадочного комплекса в породах различных геологических возрастов. Эти этажи, в свою очередь, также представляют водоносные бассейны со своими поднятиями, часто нефтенасыщенными (залежами).

Как правило, несколько залежей, расположенных на некоторой территории, объединяются в одно условное месторождение, на разработку которого недропользователю выдается разрешение - лицензия. Залежи, которые часто называются еще поднятиями, также имеют свои названия. Для примера это иллюстрируется в таблице 1.

Таблица 1
Нефтяное месторождение	Нефтяная залежь (поднятие)
Ашальчинское	Ашальчинское, Больше-Каменское, Карамышевское и др.
Аксаринское	Кзыл-Юловское, Северо-Шипнинское, Шипнинское, Аксаринское, Восточно-Аксаринское, Холодновское и др.
Беркет-Ключевское	Старо-Елховское, Беркет-Ключевское, Факельное, Нижнее-Кармальское, Ольховское, Клементейкинское, Восточно-Чумачкинское и др.
Дачное	Светлогорское, Дачное, Загонное и др.
Черемуховское	Иванаевское, Клянчухское, Черемуховское, Шомыртлинское, Южно-Черемуховское, Круглое и др.

Далее при изложении сохраняется терминология мелкие и средние нефтяные месторождения, понимая под этим отдельные нефтяные залежи (поднятия).

При разработке мелких и средних нефтяных или нефтегазовых месторождений ведут закачку рабочего агента в водоносную часть гидродинамического бассейна и отбор продукции из месторождений. Проводят геологическое изучение месторождения методами сейсмических исследований, построение геологических моделей с выделением отражающих горизонтов и поднятий, бурение оценочных и разведочных скважин на эти месторождения, отбор керна и проведение петрофизических исследований, проведение геофизических и гидродинамических исследований скважин, отбор проб флюидов, изучение их свойств, построение геологических моделей и подсчет запасов нефти. Проводят гидродинамические исследования на неустановившихся режимах фильтрации созданием импульсов возмущения на скважинах на отдельных месторождениях и наблюдением за их приходом на скважины других месторождений. Определяют упруго-емкостные и фильтрационные характеристики водоносных областей. Строят геолого-гидродинамическую модель для гидродинамического бассейна, включающего отдельные месторождения. Последние моделируют как укрупненные скважины в пределах моделируемого бассейна и для каждого из них устанавливают уровни добычи продукции и поддержания пластового давления за счет закачки рабочего агента в нагнетательные скважины, расположенные в водоносных частях бассейна между отдельными месторождениями на расстояниях, определяемых фильтрационно-емкостными свойствами пласта между ними, которые в последующем детализируют построением геолого-гидродинамических моделей для каждого месторождения отдельно с размещением на них системы добывающих скважин, режимы и способы эксплуатации которых устанавливают с учетом степени их гидродинамической связи с водоносной областью, применяя при необходимости волновые или иные нестационарные методы отбора.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают группу мелких и средних нефтяных или нефтегазовых месторождений, объединенных в одно условное крупное месторождение и имеющих общий гидродинамический бассейн.

На участке площадью около 200 км² проведены сейсмические исследования 3Д. По результатам обработки и интерпретации на исследованной территории выявлены 19 структурных поднятий по целевым отражающим горизонтам В, У, Т и Д на пашийских, данково-лебедянских и бобриковских отложениях и подтверждена их нефтегазоносность путем бурения 16 глубоких оценочных и разведочных скважин на этих поднятиях. Выполнены геофизические и гидродинамические исследования пробуренных скважин, из ряда скважин отобран керн и проведены их петрофизические исследования и с учетом полученных результатов построена геологическая модель гидродинамического бассейна, включающего выделенные поднятия (залежи) для пашийского, данково-лебедянского и бобриковского отложений. Для сокращения объема заявки пример реализации приводится только для бобриковских отложений. На фиг.1 показаны 7 мелких и средних месторождений нефти на двух участках лицензионной территории, гидродинамически связанных единым водоносным бассейном.

По результатам пробуренных скважин общая средняя толщина пластов составляет 14,9 м (интервал изменения 11,0-24,0 м), в том числе нефтенасыщенная 9,2 м (интервал 0,8-17,0 м), водонасыщенная 9,9 м (интервал 1,5-15,0 м).

Получены следующие средние значения основных характеристик коллекторских свойств по результатам исследований керна, а также геофизических и гидродинамических исследований скважин:

Вид исследования	Проницаемость, мкм2	Пористость, %	Нефтенасыщенность, %
Керн	1,105	24,6	88,9
Геофизика	0,78	22,2	79,5
Гидродинамика	1,011	-	-

Средние значения основных параметров нефти следующие:

- давление насыщения газом - 2,0 МПа;

- газосодержание - 11,44 м³/т;

- объемный коэффициент - 1,064;

- динамическая вязкость -16,84 мПа·с;

- плотность: пластовой - 863 кг/м³; дегазированной - 904 кг/м³.

Отобраны и исследованы пробы пластовой воды бобриковского водоносного пласта. Пластовое давление составляет: 11,4-11,9 МПа, плотность воды 1160-1165 кг/м³; общая минерализация - 250 г/л; вязкость пластовых вод - 1,7 мПа·с. Воды хлоркальциевые. Состав растворенного газа - метаново-азотный, из микрокомпонентов содержатся (мг/л) йод - 8,5-10,0; бром - до 400 и др.

Геологические модели представлены в виде карт насыщенности, пористости и нефтенасыщенных толщин с выделением 4-х продуктивных пластов. Характеристика модели приведена в таблице 2.

Подсчитаны начальные запасы нефти по каждому из выделенных 7 месторождений (залежей) и в сумме для бобриковских отложений составили 3258,0 тыс. т. по категориям C₁+C₂.

Проведены гидродинамические исследования на неустановившихся режимах фильтрации путем измерения пластовых давлений в смежных месторождениях при пуске в эксплуатацию скважин на соседних. Результаты показали, что активный ввод в эксплуатацию северного наиболее крупного месторождения привел к снижению пластового давления от начального 11,6 МПа до 6,5 МПа. Это подтвердило о наличии активного взаимовлияния одних месторождений на другие благодаря гидродинамической связи через водоносный бассейн.

Построена геолого-технологическая модель бассейна, используя средние характеристики бобриковских пластов для отдельных мелких месторождений и скважин, пробуренных в водоносных зонах. Графики распределения основных параметров модели приведены на фиг.2.

Гидродинамическая модель имеет следующие параметры:

Параметры	Северный участок	Южный участок
Размерность	126×138×26	140×170×26
Шаг сетки по X, Y, м	50
Шаг сетки по Z, м	0,5
Уровень приведения, м	948,15
Начальное давление, МПа	10,9

На фиг.3 приведены полученные по результатам петрофизических исследований керна кривые относительных фазовых проницаемостей и капиллярных давлений, использованные при построении гидродинамической модели и выполнении расчетов.

Вся промысловая информация была загружена в программу Schedule пакета Eclipse.

Выполнены процедуры по адаптации геолого-технологической модели. Результаты для северного и южного участков показаны на фиг.4.

Строят геолого-гидродинамическую модель для гидродинамического бассейна, включающего отдельные месторождения, последние моделируют как укрупненные скважины в пределах моделируемого бассейна и для каждого из них устанавливают уровни добычи продукции и поддержания пластового давления за счет закачки рабочего агента в нагнетательные скважины, расположенные в водоносных частях бассейна между отдельными месторождениями на расстояниях, определяемых фильтрационно-емкостными свойствами пласта между ними, которые в последующем детализируют построением геолого-гидродинамических моделей для каждого месторождения отдельно с размещением на них системы добывающих скважин, режимы и способы эксплуатации которых устанавливают с учетом степени их гидродинамической связи с законтурной водоносной областью.

Для каждого месторождения размещены добывающие скважины и производится бурение скважин (фиг.1) и добыча нефти в соответствии с рекомендациями моделирования. Интегральные суммарные показатели по бобриковским отложениям в целом по всем 7 месторождениям приведены на фиг.5, где имеются фактические результаты и прогнозные на ближайшие годы.

Интегральный эффект подтверждается в виде нормализации (восстановления) среднего пластового давления (фиг.6).

Коэффициент нефтеотдачи в период до 2011 г. будет выше, чем проектировался без использования предлагаемого способа, на 3,4%.

Кроме того, при применении предлагаемого способа достигаются следующие преимущества:

- вытеснение нефти происходит пластовой водой в изотермическом режиме при пластовой температуре. Исключаются проблемы с несовместимостью пластовых и закачиваемых вод;

- исключаются прорывы закачиваемого реагента (воды) и увеличивается срок безводной добычи нефти;

- не требуется специальная подготовка воды, т.к. она закачивается в законтурные водоносные области;

- решаются вопросы утилизации сточных вод;

- скважины, оказавшиеся за контурами нефтяных месторождений, используются в технологическом процессе разработки.

Аналогичные изложенному признаки реализации предлагаемого способа выполнены также для пластов пашийских и данково-лебедянских отложений на выделенной лицензионной территории.

Применение предложенного способа позволит повысить эффективность разработки, нефтеотдачу месторождений и темп их разработки.

Таблица 2 Характеристика модели коллекторов продуктивных пластов бобриковского горизонта
Пласт	№ пласта в модели	Интервалы изменения параметров/средние значения параметров
Ноб., м	Нэф.н., м	Кп	Kпр, *10-3 мкм2	Кн	Kпес
	1
Сбр-4	2
	3
	4		-	-	-	-	-
	5
	6
	7
Сбр-3	8
	9
	10
	11		-	-	-	-	-
	12
	13
	14
	15
Сбр-2	16
	17
	18
	19
	20
	21		-	-	-	-	-
	22
	23
Сбр-1	24
	25
	26

В таблице 2: Ноб - общая толщина пласта, Нэф.н - эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, Кпр - коэффициент проницаемости, Кн - коэффициент нефтенасыщенности, Кпес - коэффициент песчанистости.

1. Способ разработки мелких и средних нефтяных или нефтегазовых месторождений, включающий закачку рабочего агента в водоносную часть гидродинамического бассейна и отбор продукции из месторождений, отличающийся тем, что проводят геологическое изучение месторождений методами сейсмических исследований, построение геологических моделей с выделением отражающих горизонтов и поднятий, бурение оценочных разведочных и эксплуатационных скважин на эти поднятия, отбор керна и проведение петрофизических исследований, проведение их геофизических и гидродинамических исследований, построение геолого-гидродинамических моделей месторождений, подсчет запасов нефти и газа и прогноз показателей их разработки на основе построенных геолого-гидродинамических моделей при разных системах заводнения, проводят гидродинамические исследования на неустановившихся режимах созданием импульсов возмущения на одних скважинах на отдельных месторождениях и наблюдений за их приходом на скважины других месторождений, определяют упруго-емкостные и фильтрационные характеристики водоносного горизонта между месторождениями, строят геолого-гидродинамическую модель для гидродинамического бассейна, включающего отдельные месторождения, последние моделируют как укрупненные скважины в пределах моделируемого бассейна и для каждого из них устанавливают уровни добычи продукции и поддержания пластового давления за счет закачки рабочего агента в нагнетательные скважины, расположенные в водоносных частях бассейна между отдельными поднятиями, которые в последующем детализируют построением геолого-гидродинамических моделей для каждого месторождения отдельно с размещением на них системы добывающих скважин.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что применяют нестационарные методы отбора продукции из скважин в пределах отдельных месторождений и из отдельных месторождений в целом, согласуя периоды нестационарных процессов с динамикой изменения показателей их разработки, принимая месторождения как укрупненные скважины.