Способ разработки нефтяной залежи



Способ разработки нефтяной залежи

 


Владельцы патента RU 2469179:

Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для разработки малоразбуренных, недоразведанных залежей. Техническим результатом является повышение точности размещения скважин, что позволяет расширить технологические возможности разработки нефтяной залежи. Способ разработки нефтяной залежи содержит этап, в котором осуществляют уточнение структурного плана продуктивного пласта. Рассчитывают значения средних величин падения абсолютных отметок продуктивного пласта по вертикали с учетом структурного плана дневной поверхности в скважинах, пробуренных вдоль каждой выбранной линии между водоразделом и речной или овражно-балочной зонами в пределах залежи. Определяют эффективную и/или общую нефтенасыщенную толщину продуктивного пласта. Корректируют и бурят добывающие и нагнетательные скважины вдоль каждой выбранной линии на участках повышения абсолютных отметок на структурном плане по кровле продуктивного пласта. При этом дополнительно определяют направление и смещение l поднятия по горизонтали, исходя из смещения поднятия при наложении структурных планов по двум различным отражающим горизонтам. Уточняют средние величины абсолютных отметок , на структурном плане по кровле продуктивного пласта в пределах залежи по тем же скважинам, по которым были взяты абсолютные отметки H1, Н2 на структурном плане по кровле продуктивного пласта и P1, Р2 на структурном плане дневной поверхности. Корректируют абсолютную отметку точки входа скважины в пласт Ha1 и определяют уточненную абсолютную отметку Н3 точки входа скважины в продуктивный пласт. После чего корректируют абсолютные отметки точек входа добывающих и нагнетательных скважин в продуктивный пласт, причем горизонтальные и наклонно-горизонтальные скважины имеют угол входа в пласт не менее угла 6 смещения поднятия в точке входа скважины в пласт. 1 ил.

 

Предлагаемый способ относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использован для разработки малоразбуренных, недоразведанных залежей с недостаточной геологической изученностью как на ранней, так и на поздней стадиях.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий построение структурного плана продуктивного пласта и размещение добывающих и нагнетательных скважин для каждого эксплуатационного объекта, бурение и исследование скважин, добычу нефти из добывающих скважин и закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины (Муравьев И.М. и др. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. - М.: Недра, 1970, с.103).

На этапе проектирования при составлении основного проектного документа в виде структурного плана продуктивного пласта, когда решается вопрос об определении для каждого эксплуатационного объекта рационального размещения добывающих и нагнетательных скважин, имеет место дефицит исходной информации, поскольку эта информация получена по редкой сетке разведочных скважин. Поэтому возможны неточности при прогнозировании абсолютной отметки продуктивного пласта скважины из-за недостаточной точности определения границ поднятия, контролирующего залежь, а размещение и бурение добывающих и нагнетательных скважин на основании полученных документов снижают эффективность разработки и повышают материальные затраты. Способ не предназначен для уточнения угла входа в пласт горизонтальных скважин.

Известен способ разработки залежи нефти, включающий уточнение структурного плана продуктивного пласта, расчет значения падения абсолютных отметок по вертикали и определение эффективной или общей нефтенасыщенной толщины продуктивного пласта, размещение добывающих и нагнетательных скважин и периодическую корректировку траектории бурения ствола скважины (патент RU №2285795, МПК Е21В 43/20, опубл. 20.10.2006. Бюл. 29). Для размещения скважин дополнительно строят структурный план дневной поверхности с нанесением речной и овражно-балочной зон. При наложении указанного плана на структурный план продуктивного пласта уточняют зоны прогибов, поднятий и абсолютные отметки входа скважины в продуктивный пласт. В зонах максимального падения абсолютных отметок на уточненном структурном плане, соответствующих расположению элементов речной и овражно-балочной зон, рассчитывают значения падения абсолютных отметок по вертикали и определяют эффективную или общую нефтенасыщенную толщину продуктивного пласта по известным методикам. Абсолютная отметка или расстояние по вертикали от уровня моря до картируемой поверхности определяется по формуле:

H=(A+Δl)-L,

где А - альтитуда устья скважины;

L - глубина залегания картируемой поверхности в скважине;

Δl - удлинение скважины за счет искривления.

Скважины размещают в части спокойного рельефа дневной поверхности - под водоразделами рек, вдоль речной зоны.

Однако известные способы расчета абсолютных отметок при построении структурных планов недостаточно точно позволяют определить прогнозные абсолютные отметки проектных скважин, приуроченных к сводовым частям поднятий, которые по рельефу дневной поверхности соответствуют водоразделам рек. Точность расчетов зависит от разбуренности залежи скважинами. При ограниченном числе пробуренных скважин искажается представление о структурном плане продуктивного пласта, о доминирующем направлении падения слоев, предполагаемом положении свода структуры и прогибовых зонах, а также границах поднятия, контролирующего залежь. В результате возможно ошибочное определение прогнозной абсолютной отметки продуктивного пласта в проектной вертикальной скважине, а размещение и бурение добывающих и нагнетательных скважин на основании полученных исходных данных приводят к снижению эффективности разработки залежей и повышению капитальных вложений на бурение скважин. Способ не предназначен для уточнения траектории и угла входа в пласт горизонтальных стволов и наклонно направленных скважин.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки нефтяной залежи (патент RU №2333349, МПК Е21В 43/16, опубл. 10.09.2008. Бюл. 25), включающий уточнение структурного плана продуктивного пласта, расчет значения падения абсолютных отметок по вертикали и определение эффективной нефтенасыщенной или общей нефтенасыщенной толщины продуктивного пласта, размещение скважин, периодическую корректировку траектории бурения ствола скважины, дополнительно определяют значения средних величин падения абсолютных отметок по вертикали на структурном плане дневной поверхности по скважинам, пробуренным вдоль каждой выбранной линии между водоразделом и речной или овражно-балочной зонами в пределах залежи. Определяют значения средних величин падения абсолютных отметок по вертикали на структурном плане по кровле продуктивного пласта вдоль каждой выбранной линии по тем же скважинам, по которым были взяты величины падения абсолютных отметок по вертикали на структурном плане дневной поверхности. Затем рассчитывают величину падения абсолютных отметок по вертикали на структурном плане продуктивного пласта по формуле:

ΔHa1=(H1-H2)(P1-Pa1)/(P1-P2),

где Р1 - средняя величина абсолютных отметок на структурном плане дневной поверхности по скважинам, пробуренным на водоразделе вдоль каждой выбранной линии от свода к переклинали структуры в пределах залежи;

P2 - средняя величина абсолютных отметок на структурном плане дневной поверхности по скважинам, пробуренным вдоль каждой выбранной линии в речной или овражно-балочной зонах в пределах залежи;

Pa1 - средняя величина абсолютных отметок на структурном плане дневной поверхности по скважинам, пробуренным вдоль каждой выбранной линии между водоразделом и речной или овражно-балочной зонами в пределах залежи;

H1, Н2 - средние величины абсолютных отметок на структурном плане по кровле продуктивного пласта в пределах залежи по тем же скважинам, по которым были взяты абсолютные отметки на структурном плане дневной поверхности, а абсолютные отметки на структурном плане продуктивного пласта определяют по формуле:

На1=H1-(H1-H2)(P1-Pa1)/(P1-P2),

по полученным данным анализируют величину падения абсолютных отметок по вертикали по тем же скважинам, по которым были взяты абсолютные отметки на структурном плане дневной поверхности. Корректируют структурный план продуктивного пласта, размещение и бурение добывающих и нагнетательных скважин производят вдоль каждой выбранной линии на участках повышения абсолютных отметок на структурном плане по кровле продуктивного пласта.

Недостатком данного способа является то, что на точность рассчитанных абсолютных отметок отрицательно влияет удаленность продуктивного пласта от дневной поверхности, то есть с увеличением глубины залегания пласта будут увеличиваться погрешности в расчетах. Недостатком является также узкая область применения, то есть способ применим только для определения абсолютных отметок точек входа в пласт вертикальных скважин, но не рассчитан на уточнение траектории и угла входа в пласт горизонтальных стволов и наклонно направленных скважин.

Технической задачей предлагаемого способа является повышение технологической и экономической эффективности разработки залежей нефти за счет повышения точности размещения скважин. Предлагаемый способ позволяет расширить технологические возможности разработки нефтяной залежи за счет более точного определения абсолютных отметок точек входа в продуктивный пласт вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных скважин, уточнения структурного плана продуктивного пласта и угла смещения траектории горизонтального ствола в пласте при смещении поднятия по горизонтали.

Технический результат достигается способом разработки нефтяной залежи, включающим уточнение структурного плана продуктивного пласта, расчет значений средних величин падения абсолютных отметок продуктивного пласта по вертикали с учетом структурного плана дневной поверхности в скважинах, пробуренных вдоль каждой выбранной линии между водоразделом и речной или овражно-балочной зонами в пределах залежи, определение эффективной нефтенасыщенной и/или общей нефтенасыщенной толщины продуктивного пласта, корректировку и бурение добывающих и нагнетательных скважин вдоль каждой выбранной линии на участках повышения абсолютных отметок на структурном плане по кровле продуктивного пласта.

Новым является то, что дополнительно определяют направление и смещение l поднятия по горизонтали, исходя из смещения поднятия при наложении структурных планов по двум различным отражающим горизонтам, уточняют средние величины абсолютных отметок , на структурном плане по кровле продуктивного пласта в пределах залежи по тем же скважинам, по которым были взяты абсолютные отметки H1, Н2 на структурном плане по кровле продуктивного пласта и Р1, Р2 на структурном плане дневной поверхности, после чего корректируют абсолютную отметку точки входа скважины в пласт Ha1 и определяют уточненную абсолютную отметку H3 точки входа скважины в продуктивный пласт по формуле:

,

где Р1 - средняя величина абсолютных отметок на структурном плане дневной поверхности по скважинам, пробуренным на водоразделе вдоль каждой выбранной линии от свода к переклинали структуры в пределах залежи, м;

Р2 - средняя величина абсолютных отметок на структурном плане дневной поверхности по скважинам, пробуренным вдоль каждой выбранной линии в речной или овражно-балочной зонах в пределах залежи, м;

Pa 1 - средняя величина абсолютных отметок на структурном плане дневной поверхности по скважинам, пробуренным вдоль каждой выбранной линии между водоразделом и речной или овражно-балочной зонами в пределах залежи, м;

H1, H2 - средние величины абсолютных отметок на структурном плане по кровле продуктивного пласта в пределах залежи по тем же скважинам, по которым были взяты абсолютные отметки на структурном плане дневной поверхности, м;

, - уточненные средние величины абсолютных отметок на структурном плане по кровле продуктивного пласта в пределах залежи по тем же скважинам, по которым были взяты абсолютные отметки на структурном плане дневной поверхности, м;

l1 - смещение поднятия по горизонтали при наложении структурных карт от точки H1, равное l, м;

l2 - смещение поднятия по горизонтали при наложении структурных карт от точки H2, равное l, м;

α1 - угол смещения поднятия в точке H1: ,

α2 - угол смещения поднятия в точке H2: ,

после чего корректируют абсолютные отметки точек входа добывающих и нагнетательных скважин в продуктивный пласт, причем горизонтальные и наклонно горизонтальные скважины имеют угол входа в пласт не менее угла α смещения поднятия в точке входа скважины в пласт.

На чертеже представлен вертикальный разрез от дневной поверхности до продуктивного пласта с расположением добывающих и нагнетательных скважин.

Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности.

Разбуривают залежь 1 скважинами 2, 3 по редкой сетке. Производят построение структурного плана продуктивного пласта 4 по результатам глубокого бурения скважин, сейсмических исследований, проведенных на залежи, используя два структурных плана отражающих горизонтов 5 и 6. Производят построение карт эффективных нефтенасыщенных (для пластовых залежей) и/или общих нефтенасыщенных толщин (для массивных залежей). Накладывают структурные планы по отражающим горизонтам 5 и 6 на структурный план по кровле продуктивного пласта 4 и совмещают между собой. Выбирают скважины 2, 3, пробуренные в пределах залежи 1. Скважина 2 расположена вдоль выбранной линии на водоразделе 7 речных или овражно-балочных зон по структурному плану дневной поверхности 8, скважина 3 расположена вдоль выбранной линии в пределах речной или овражно-балочной зон 9.

Выбирают местоположение вертикальной или горизонтальной скважины 10, у которой необходимо определить абсолютную отметку H3 точки входа в продуктивный пласт 11. Для этого совмещают структурные планы по отражающим горизонтам 5 и 6. Определяют направление и величину смещения поднятия l1, и l2 в точках входа скважин 2 и 3 в продуктивный пласт 4 по совмещенным структурным планам отражающих горизонтов 5 и 6. Затем определяют углы смещения α1 и α2 поднятия в уточненных точках входа скважин 2 и 3 в продуктивный пласт 11.

На структурном плане продуктивного пласта 11 в пределах залежи 1 уточняют средние величины абсолютных отметок , по скважинам 2 и 3, по которым были взяты абсолютные отметки H1, Н2 на структурном плане по кровле продуктивного пласта 4 и Р1, Р2 на структурном плане дневной поверхности 8. Определяют средние величины абсолютных отметок H1, Н2, Hа1 на структурном плане по кровле продуктивного пласта 4 в пределах залежи 1, средние величины абсолютных отметок P1, Р2, Рa1 на структурном плане дневной поверхности 8 аналогично определениям, производимым согласно прототипу (патент RU №233349, МПК Е21В 43/16, опубл. 10.09.2008. Бюл. 25).

После чего корректируют абсолютную отметку Ha1 точки входа скважины 10 в продуктивный пласт 4 и определяют уточненную абсолютную отметку H3 точки входа скважины 10 в продуктивный пласт 11 по формуле:

,

где P1 - средняя величина абсолютных отметок на структурном плане дневной поверхности по скважинам, пробуренным на водоразделе вдоль каждой выбранной линии от свода к переклинали структуры в пределах залежи, м;

Р2 - средняя величина абсолютных отметок на структурном плане дневной поверхности по скважинам, пробуренным вдоль каждой выбранной линии в речной или овражно-балочной зонах в пределах залежи, м;

Ра1 - средняя величина абсолютных отметок на структурном плане дневной поверхности по скважинам, пробуренным вдоль каждой выбранной линии между водоразделом и речной или овражно-балочной зонами в пределах залежи, м;

H1, H2 - средние величины абсолютных отметок на структурном плане по кровле продуктивного пласта в пределах залежи по тем же скважинам, по которым были взяты абсолютные отметки на структурном плане дневной поверхности, м;

, - уточненные средние величины абсолютных отметок на структурном плане по кровле продуктивного пласта в пределах залежи по тем же скважинам, по которым были взяты абсолютные отметки на структурном плане дневной поверхности, м;

l1 - смещение поднятия по горизонтали при наложении структурных карт от точки H1, равное l, м;

l2 - смещение поднятия по горизонтали при наложении структурных карт от точки Н2, равное l, м;

α1 - угол смещения поднятия в точке H1: ,

α2 - угол смещения поднятия в точке H2,: .

Затем уточняют абсолютные отметки точек входа добывающих и нагнетательных скважин в продуктивный пласт 11, причем горизонтальные и наклонно горизонтальные скважины 12 имеют угол входа в пласт не менее угла α смещения поднятия в точке входа скважины в продуктивный пласт.

Пример конкретного выполнения.

Осуществление данного способа рассмотрим на примере участка, характерного для пластовой залежи бобриковского горизонта.

Нефтяную пластовую залежь 1 с терригенными коллекторами разбурили вертикальными скважинами 2, 3 по треугольной сетке 300×300 м. По результатам глубокого бурения скважин и сейсмических исследований территории месторождения методом 2D уточнили геологическое строение залежи. Построили структурную карту кровли продуктивного пласта 4 и карту эффективных нефтенасыщенных толщин. Определили, что эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются в интервале от двух до восьми метров.

Наложили структурные планы по отражающим горизонтам: «В» - кровли верейского горизонта среднего карбона 5 и «У» - кровли тульского горизонта нижнего карбона 6 на структурный план кровли продуктивного пласта 4 бобриковского горизонта.

Выбрали скважины 2, 3, пробуренные в пределах залежи 1. При сопоставлении структурного плана кровли продуктивного пласта 4 бобриковского горизонта со структурным планом дневной поверхности 8 установили, что восточная часть залежи на структурном плане дневной поверхности находится в пределах речной и овражно-балочной зон. Скважина 2 расположена в купольной части залежи вдоль выбранной линии на водоразделе 7 речных зон в соответствии со структурном планом дневной поверхности 8. Скважина 3 расположена в восточной части залежи вдоль выбранной линии в пределах речной зоны 9 в соответствии со структурным планом дневной поверхности 8.

На участке залежи 1 с эффективными нефтенасыщенными толщинами более четырех метров выбрали местоположение скважины 10, у которой необходимо определить абсолютную отметку H3 точки входа в продуктивный пласт 11.

При наложении структурных планов по отражающим горизонтам «В», «У» на структурный план по кровле продуктивного пласта 4 определили, что поднятие, контролирующее нефтяную залежь 1, сместилось на l=80 м на запад. Затем по структурному плану продуктивного пласта 4 определили углы смещения α1, и α2 поднятия в уточненных точках входа скважин 2 и 3 в продуктивный пласт 11: α1=28°, α2=16°.

Уточнили величины абсолютных отметок и на структурном плане по кровле продуктивного пласта 11 в пределах залежи 1 по скважинам 2 и 3, по которым были взяты абсолютные отметки H1=-1100 ми H2=-1109 м на структурном плане по кровле продуктивного пласта 4 и Р1=95 м, Р2=90 м на структурном плане дневной поверхности 8. Определили средние величины абсолютных отметок H1, H2, Ha1 на структурном плане кровли продуктивного пласта 4, средние величины абсолютных отметок Р1, Р2, Рa1 на структурном плане дневной поверхности 8 аналогично определениям, производимым согласно прототипу (патент RU №233349, МПК Е21В 43/16, опубл. 10.09.2008. Бюл. 25).

Затем определили расстояние смещения точек входа в продуктивный пласт 11 скважин 2 и 3:

,

,

после чего откорректировали абсолютную отметку Ha1=-1103,6 м точки входа скважины в пласт 4 и определили уточненную абсолютную отметку H3 точки входа скважины 10 в продуктивный пласт 11 по формуле:

Абсолютная отметка H3 точки входа скважины 10 в продуктивный пласт 11 оказалась на 9,8 м ниже абсолютной отметки Ha1.

При бурении наклонно горизонтальной скважины 12 и проводке горизонтального ствола по продуктивному пласту необходимо учитывать не только смещение поднятия по горизонтали, но и угол α смещения поднятия в точке входа скважины в пласт 11. Определенная по прототипу абсолютная отметка точки входа H1 горизонтального ствола наклонно горизонтальной скважины 12 в продуктивный пласт 4 смещается в точку А.

Определяем абсолютную отметку уточненной точки входа В наклонно горизонтальной скважины 121 к продуктивный пласт 11. Уточняем угол входа в1 наклонно горизонтальной скважины 121 в продуктивный пласт 11 и траекторию горизонтального ствола наклонно горизонтальной скважины по продуктивному пласту 11.

Угол входа в1 в продуктивный пласт 11 горизонтального ствола наклонно горизонтальной скважины 121 после корректировки составил 32°, что на 4° больше угла входа в горизонтального ствола наклонно горизонтальной скважины 12 в продуктивный пласт 4 и угла α смещения поднятия в точке входа скважины в пласт 11.

Анализ результатов проведенных работ показал, что предлагаемый способ позволяет повысить точность определения прогнозных абсолютных отметок кровли продуктивного пласта и подтверждаемость прогнозной толщины продуктивного пласта с 50-60% до 80-90%, оптимизировать размещение скважин и прохождение траектории горизонтального ствола по наиболее эффективной части продуктивного пласта, сократить объемы нерентабельного бурения скважин.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий уточнение структурного плана продуктивного пласта, расчет значений средних величин падения абсолютных отметок продуктивного пласта по вертикали с учетом структурного плана дневной поверхности в скважинах, пробуренных вдоль каждой выбранной линии между водоразделом речной или овражно-балочной зонами в пределах залежи, определение эффективной нефтенасыщенной и/или общей нефтенасыщенной толщины продуктивного пласта, корректировку и бурение добывающих и нагнетательных скважин вдоль каждой выбранной линии на участках повышения абсолютных отметок на структурном плане по кровле продуктивного пласта, отличающийся тем, что дополнительно определяют направление и смещение l поднятия по горизонтали, исходя из смещения поднятия при наложении структурных планов по двум различным отражающим горизонтам, уточняют средние величины абсолютных отметок , на структурном плане по кровле продуктивного пласта в пределах залежи по тем же скважинам, по которым были взяты абсолютные отметки H1, H2 на структурном плане по кровле продуктивного пласта и P1, Р2 на структурном плане дневной поверхности, после чего корректируют абсолютную отметку точки входа скважины в пласт Ha1, и определяют уточненную абсолютную отметку Н3 точки входа скважины в продуктивный пласт по формуле:

где P1 - средняя величина абсолютных отметок на структурном плане дневной поверхности по скважинам, пробуренным на водоразделе вдоль каждой выбранной линии от свода к переклинали структуры в пределах залежи, м;
P2 - средняя величина абсолютных отметок на структурном плане дневной поверхности по скважинам, пробуренным вдоль каждой выбранной линии в речной или овражно-балочной зонах в пределах залежи, м;
Ра1 - средняя величина абсолютных отметок на структурном плане дневной поверхности по скважинам, пробуренным вдоль каждой выбранной линии между водоразделом и речной или овражно-балочной зонами в пределах залежи, м;
H1, Н2 - средние величины абсолютных отметок на структурном плане по кровле продуктивного пласта в пределах залежи по тем же скважинам, по которым были взяты абсолютные отметки на структурном плане дневной поверхности, м;
, - уточненные средние величины абсолютных отметок на структурном плане по кровле продуктивного пласта в пределах залежи по тем же скважинам, по которым были взяты абсолютные отметки на структурном плане дневной поверхности, м;
l1 - смещение поднятия по горизонтали при наложении структурных карт от точки H1, равное l, м;
l2 - смещение поднятия по горизонтали при наложении структурных карт от точки Н2, равное l, м;
α1 - угол смещения поднятия в точке H1: ,
α2 - угол смещения поднятия в точке Н2: ,
после чего корректируют абсолютные отметки точек входа добывающих и нагнетательных скважин в продуктивный пласт, причем горизонтальные и наклонно горизонтальные скважины имеют угол входа в пласт не менее угла α смещения поднятия в точке входа скважины в пласт.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к бурению скважин и предназначено для их геофизического исследования, а именно для измерения азимутального угла скважины непосредственно в процессе бурения.

Изобретение относится к устройству и способу рассеивания тепла в скважинном инструменте. .

Изобретение относится к способам исследования продуктивных пластов методом скважинного акустического каротажа, а именно к способам определения гидрогеологических свойств пород, окружающих скважину, таких как фазовая проницаемость пласта и вязкость пластового флюида.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при освоении и исследовании скважин. .

Изобретение относится к добыче нефти и может быть применено для улавливания песка при добыче нефти штанговыми скважинными глубинными насосами. .

Изобретение относится к области контроля за разработкой нефтяных месторождений и может быть применено при термических способах разработки нефтяных залежей. .

Изобретение относится к разработке залежи высоковязкой нефти, сложенной из продуктивных пластов малой толщины. .

Изобретение относится к разработке залежи высоковязкой нефти с применением тепла, сложенной из послойно-неоднородных пластов. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к интенсификации скважинной добычи нефти и увеличению приемистости нагнетательных скважин.

Изобретение относится к погружному оборудованию буровых скважин, а именно к скважинным фильтрам, предотвращающим попадание механических примесей в насосный агрегат.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к интенсификации скважинной добычи нефти и увеличению приемистости нагнетательных скважин. .
Изобретение относится к области металлургии и горного дела, в частности к способу извлечения золота из лежалых хвостов намывных хвостохранилищ. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для увеличения эффективности вторичного вскрытия пласта
Наверх