Способ разработки нефтяного месторождения

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для увеличения нефтеизвлечения и интенсификации добычи нефти. Способ включает первичное ГРП на скважинах, периодическое определение дебита и проведение повторного ГРП после прекращения влияния первичного. При этом используется комплексный анализ динамики изменения Ксп (коэффициент светопоглощения) и объемов добываемой нефти до и после проведения первичного ГРП, проводится отбор проб по выбранным скважинам до и после проведения первичного ГРП, обезвоживание способом центрифугирования, приготовление раствора в толуоле. Затем проводится оптическое исследование с получением данных по зависимости оптической плотности исследуемой нефти от длины волны излучения. Выполняется корреляционный анализ дебита нефти и динамики Ксп. Увеличение Ксп до среднего по объекту означает, что в результате проведения первичного ГРП выработка вновь вовлеченных в разработку новых непреобразованных запасов нефти завершена. При увеличении Ксп до среднего по объекту (до ГРП), принимается решение о проведении повторного ГРП. Технический результат заключается в повышении точности прогнозирования назначения повторного ГРП. 1 ил.

 

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено как способ разработки нефтяного месторождения для увеличения нефтеизвлечения и интенсификации добычи нефти.

Предпосылки для создания изобретения

Анализ существующего уровня техники в данной области показал следующее. В настоящее время для повышения эффективности разработки месторождений широко используется ГРП. Существуют различные классификации операций ГРП по объему закачки и глубине воздействия на пласт.

Известен способ разработки нефтяной залежи с применением ГРП (гидравлический разрыв пласта) с целью повышение нефтеотдачи за счет регулирования фронта вытеснения и увеличения темпа разработки за счет интенсификации работы скважин (Авторское свидетельство СССР №1807209, кл. Е21В 43/26, Е21В 43/20 «Способ разработки нефтяной залежи»). Способ включает в себя расстановку добывающих и нагнетательных скважин вдоль азимута, проведение первичного гидроразрыва пласта во всех добывающих и нагнетательных скважинах при их заканчивании с созданием закрепленных трещин протяженностью от 10 до 20% от расстояния между скважинами, периодическое определение дебита и наличия вытесняющего агента в продукции добывающих скважин и приемистость нагнетательных скважин, после прекращения влияния первичного гидроразрыва проводят повторный гидроразрыв в добывающих скважинах, не содержащих в продукции вытесняющего агента, начиная со скважин с меньшей продуктивностью, и в нагнетательных скважинах, начиная со скважин с меньшей приемистостью, операции гидроразрыва повторяют до прекращения его влияния на показатели разработки залежи.

Известный способ не позволяет качественно оценить характер вовлекаемых в разработку запасов нефти в результате проведения первичного и повторного ГРП, прогнозировать оптимальный период повторного ГРП.

Известен способ использования данных об оптических свойствах для расчета остаточных извлекаемых запасов нефти (Патент РФ №2496982, кл. Е21В 49/00 «Способ исследования скважин оптическими методами для определения количества остаточных извлекаемых запасов разрабатываемого месторождения»). Способ включает отбор проб нефти, определение оптических свойств отобранных проб в видимой части спектра при разных длинах волн в лабораторных условиях, статистическую обработку полученных данных и корреляцию промысловых и лабораторных данных.

Известный способ не всегда обладает высокой точностью и не позволяет давать рекомендации по применению методов увеличения нефтеизвлечения и методов интенсификации добычи нефти.

Наиболее близким аналогом (прототипом) к предлагаемому изобретению является способ разработки неоднородной нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор проб нефти из различных точек пласта через определенные промежутки времени, определение их оптических свойств при разных длинах волн и выработку рекомендаций по разработке нефтяной залежи. Согласно изобретению при воздействии на залежь заводнением определяют вовлеченность в разработку низкопроницаемых зон с преимущественно невыработанными запасами. Для этого в качестве оптических свойств нефтей определяют оптическую плотность, коэффициенты светопропускания и светопоглощения, показатели преломления и дисперсии. Отбирают пробы нефти из всех добывающих скважин, расположенных в низкопроницаемой и высокопроницаемой зонах. После закачки рабочего агента в нагнетательные скважины ожидают эффект от воздействия в реагирующих скважинах, где тоже назначают отбор проб нефти. Повторяют отбор проб нефти из добывающих скважин с определением тех же оптических свойств нефти и по появлению следов рабочего агента в нефти делают заключение о вовлеченности в разработку низкопроницаемых зон. (Патент РФ №2304701, кл. Е21В 43/20 «Способ эксплуатации скважины»).

Известный способ требует применения нескольких типов оптических приборов, не позволяет определять скважины-кандидаты для применения методов увеличения нефтеизвлечения и методов интенсификации добычи нефти. К тому же предусматривается применение деэмульгаторов и нагрев проб до 60°С, что искажает результаты оптических исследований нефти.

Целью предлагаемого изобретения является повышение точности прогнозирования назначения повторного ГРП.

Поставленная цель реализуется в способе разработки нефтяного месторождения, заключающемся в следующем:

- Для проведения ГРП выбираются скважины-кандидаты, отвечающие требованиям и имеющие Ксп (коэффициент светопоглощения) выше среднего по площади; эти скважины должны соответствовать уже разработанным параметрам (критериям) подбора скважин-кандидатов;

- Отбор проб нефти по скважинам для определения значений Ксп с дальнейшей оценкой динамики среднего значения Ксп по объекту;

- Отбор проб нефти для определения Ксп проводится в течение 60 календарных дней до ГРП и 120 дней после с интервалом 1 раз в неделю;

- Проводится первичный ГРП по стандартным технологиям, оптимальным для данных геолого-физических условий;

- После проведения ГРП проводится отбор проб для определения Ксп и проводится анализ динамики технологических параметров работы скважин;

- Выполняется корреляционный анализ дебита нефти и динамики Ксп. Увеличение Ксп до среднего по объекту означает, что в результате проведения первичного ГРП выработка вновь вовлеченных в разработку новых непреобразованных запасов нефти завершена. При увеличении Ксп до среднего по объекту (до ГРП), принимается решение о проведении повторного ГРП.

Таким образом, на основе корреляционного анализа динамики Ксп и объемов добычи нефти определяется оптимальный период повторного проведения ГРП.

Пример конкретного выполнения способа разработки нефтяного месторождения.

Отобрана скважина-кандидат для проведения ГРП №28843 (добывающая скважина) Павловской площади Ромашкинского месторождения НГДУ «Азнакаевнефть» ОАО «Татнефть». Исследование проводилось с марта по декабрь 2013 года. Производился отбор проб до и после ГРП. Также производился замер дебита нефти на скважине в день отбора проб. Из практики рекомендуется отбирать пробы до ГРП в течение 60 календарных дней до и не менее 120 дней после проведения ГРП, не менее 1 раза в неделю в объеме нефтяной части не менее 200 мл.

Для исследования все пробы нефти центрифугируются с частотой оборотов 2500 об/мин в течение 30 мин. Используемая центрифуга ОПн-3м изготовлена по ГОСТ 15150-69, что обеспечивает задание частоты вращения пробиркодержателя от 500 до 2700 об/мин.

Для проведения оптических исследований проб готовится раствор нефти в толуоле. Соотношение растворителя (толуола) и нефти соблюдается следующим: для растворения 0,08 мл обезвоженной нефти используется толуол в объеме 10 мл.

Проводится определение оптической плотности образцов нефти на спектрофотометре СФ-102. Данный прибор работает в ультрафиолетовой и видимой областях спектра. Оптическая система с разделением светового потока позволяет учесть флуктуации и дрейф интенсивности излучения источника света. Спектрофотометр обеспечивает основные характеристики - максимально низкий уровень рассеянного света, высокую фотометрическую точность, стабильность базовой линии, широкий динамический диапазон. Режимы работы: фотометрический, измерения концентрации, спектрометрический, кинетический.

Техническая характеристика спектрофотометра СФ-102:

- Спектральный диапазон измерений, нм - 200-1100;

- Разрешающая способность (выделяемый спектральный интервал), нм - 3;

- Фотометрический диапазон измерений:

поглощения, Б - от -0,3 до 3,0;

пропускания, % - от 0 до 200;

- Дискретность установки длины волны, нм - 0,1;

- Пределы доп. значения абсолютной погрешности установки длин волн, нм - ±1;

- Воспроизводимость установки длины волны, не более, нм - 0,2;

- Пределы допустимого значения абсолютной погрешности при измерении спектральных коэффициентов направленного пропускания (по фотометрической шкале), % - ±1;

- Уровень мешающего излучения, не более, % - ±0,05;

- Максимальное отклонение базовой линии от 0 в диапазоне от 200 до 1100 нм, Б - ±0,002;

- Дрейф нулевого сигнала, не более, б/ч - 0,001;

- Время прогрева (при включении дейтериевой лампы), мин - 20.

Проводится исследование по оптической плотности в диапазоне длин волн от 200 до 1100 нм с шагом 1 нм на спектрофотометре СФ-102. По формуле (1) находят коэффициенты светопоглощения Ксп для каждого полученного значения оптической плотности нефти при определенных длинах волн по методике, описанной в патенте РФ №2429343, кл. Е21В 43/16 «Способ разработки нефтяной залежи».

где Kсп - коэффициент светопоглощения, см-1;

D - оптическая плотность вещества;

С - концентрация измеряемого вещества, д. ед;

l - длина кюветы, см.

Выбирают из полученных значений Ксп при длине волны 385 нм, строят по полученным данным по каждой исследуемой пробе нефти до и после проведения ГРП корреляционные зависимости Ксп от объемов добычи нефти.

Повторный ГРП проводится при увеличении среднего значения Ксп после проведения первичного ГРП до первоначального среднего значения Ксп.

Результат исследования образцов проб нефти добывающей скважины приведен на рисунке, где представлен комплексный анализ динамики Ксп и объемов добычи нефти на скважине №28843.

Таким образом, предлагаемый способ разработки нефтяного месторождения позволит повысить точность прогнозирования назначения повторного ГРП. Оценка изменения коэффициента светопоглощения позволит определить точную направленность воздействия гидроразрыва пласта (увеличение коэффициента охвата или коэффициента вытеснения), оценить качество остаточных запасов и увеличить нефтеотдачу залежи за счет непреобразованных (неохваченных воздействием) запасов нефти, вовлекаемых в разработку в результате применения гидроразрыва пласта. Если в разработку вовлекаются преобразованные остаточные запасы нефти, то Ксп нефти увеличивается, а следовательно, ГРП направлен на увеличение коэффициента вытеснения. Если в результате применения ГРП в разработку вовлекаются непреобразованные запасы нефти, то Ксп падает и метод направлен на увеличение коэффициента охвата.

Способ разработки нефтяного месторождения с использованием ГРП на добывающих и нагнетательных скважинах, периодическое определение дебита, а после прекращения влияния первичного ГРП проводят повторный гидроразрыв, отличающийся тем, что повторный ГРП проводят на основе оценки выработанности непреобразованных запасов нефти, вовлеченных в разработку при первичном ГРП, при этом используется комплексный анализ динамики изменения Ксп и объемов добываемой нефти до и после проведения первичного ГРП, проводится отбор проб по выбранным скважинам до и после проведения первичного ГРП, обезвоживание способом центрифугирования, приготовление раствора в толуоле, проведение оптического исследования, с получением данных по зависимости оптической плотности исследуемой нефти от длины волны излучения, производится математический расчет для определения Ксп по формуле:
,
где Ксп - коэффициент светопоглощения, см-1;
D - оптическая плотность вещества;
С - концентрация измеряемого вещества, д. ед;
l - длина кюветы, см;
причем осуществляется выбор значения Ксп при длине волны 385 нм, построение по полученным данным по каждой исследуемой пробе нефти по скважинам до и после проведения первичного ГРП корреляционных зависимостей Ксп от дебита нефти, определение аналитическим путем по полученным графическим зависимостям оптимального периода проведения повторного ГРП при увеличении значения Ксп после проведения первичного ГРП до первоначального значения Ксп до ГРП, что означает завершение выработки непреобразованных (неохваченных воздействием) запасов нефти.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано в процессе проведения микросейсмического мониторинга. Настоящее изобретение предусматривает волоконно-оптическую систему сейсмического мониторинга, включающую в себя источник света, который возбуждает оптическое волокно, расположенное в стволе скважины.

Изобретение относится к способам дистанционного изучения геологической среды. Сущность: проводят тепловизионную съемку геологической среды.

Способ предназначен для решения задачи дистанционного обнаружения предвестников чрезвычайных ситуаций на подземных магистральных трубопроводах. Способ осуществляют получением и анализом изображений по отраженным и собственным излучениям подстилающей поверхности трассы пролегания трубопровода.

Изобретение относится к области океанографических измерений и преимущественно может быть использовано для контроля состояния поверхности океана. Технический результат - повышение точности определения характеристик морской поверхности за счет разделения воздействия на отражённый от морской поверхности радиосигнал двух факторов, доминантных ветровых волн и мелкомасштабной ряби. Сущность: формируют короткие радиоимпульсы постоянной длительности и вертикально зондируют ими морскую поверхность, регистрируют отражённые радиоимпульсы и по их форме определяют характеристики морской поверхности, при этом дополнительно формируют более длинные радиоимпульсы и вертикально зондируют ими морскую поверхность, причем длительность дополнительно сформированных радиоимпульсов обеспечивает одновременное отражение от всей площади морской поверхности, освещаемой в пределах диаграммы направленности антенны, определяют амплитуду отраженных импульсов большей длительности, по ней определяют скорость ветра, и определяют характеристики морской поверхности с учетом скорости ветра.

Изобретение относится к области океанологических измерений и преимущественно может быть использовано для контроля состояния поверхности океана. Технический результат - повышение точности определения асимметрии распределения возвышений морской поверхности. Сущность: формируют короткие радиоимпульсы постоянной длительности, зондируют ими морскую поверхность в надир и регистрируют отражённые радиоимпульсы.

Изобретение относится к области гидрофизических исследований и может быть использовано для исследований, проводимых в океане. Сущность: станция содержит плавучесть (1) из синтактика, внутри которой закреплены автономные модули (2, 3) с датчиками (4).
Способ относится к области океанографических измерений и может быть использован для контроля состояния открытых водоемов, вызванного их загрязнением, при проведении экологических и природоохранных мероприятий, а также для мониторинга гидрологических характеристик.

Изобретение относится к горному делу, а именно к исследованиям горных пород, в частности к способам исследования керна, извлеченного из скважины. Способ включает установку керна на предметный столик, освещение его поверхность направленным потоком видимого диапазона света, прием части света, отраженного от поверхности керна и обработку полученной информации.
Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для поиска месторождений нефти и газа. Сущность: проводят геологическую и сейсмическую съемки, а также дистанционный оптический газовый анализ с помощью дистанционного лидара.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разведке и управлении разработкой месторождений углеводородного сырья. Техническим результатом является получение объективных данных о физико-химических свойствах добываемой нефти, а именно оптических свойствах для расчета остаточных извлекаемых запасов нефти и определения текущих свойств коллекторов разрабатываемого месторождения, а также данных по обводненности продукции скважин в промысловых условиях.

Изобретение относится к оборудованию заканчивания скважин и может быть применено в операциях многостадийного гидроразрыва пласта. Муфта содержит корпус и подвижный элемент с совмещающимися между собой сквозными отверстиями, шар, активирующий подвижный элемент, снабженный щелевыми проточками, седло внутри подвижного элемента для посадки шара и пружину сжатия.

Изобретение относится к области добычи жидких или газообразных текучих сред из буровых скважин. Способ перфорирования скважины заключается в загрузке реакционноспособного кумулятивного заряда в корпус, при этом реакционноспособный кумулятивный заряд включает реакционноспособную гильзу, включающую компоненты, выбранные из металлов и оксидов металлов; спуске корпуса с зарядом в ствол скважины и размещении его рядом с подземным пластом; подрыве кумулятивного заряда с целью создания первого и второго взрывов, при этом первый взрыв создает перфорационный туннель в примыкающем пласте, и этот перфорационный туннель имеет зону дробления, расположенную вдоль его стенок, а второй взрыв инициируется первым взрывом и создается экзотермической интерметаллической реакцией между реакционноспособными компонентами гильзы кумулятивного заряда, при этом второй взрыв выталкивает обломочный материал из зоны дробления внутри перфорационного туннеля в ствол скважины и вызывает по крайней мере один разрыв пласта на конце перфорационного туннеля, и этот по крайней мере один разрыв включает разрыв пласта, содержащего углеводороды, и соединяется с внутренней частью перфорационного туннеля; и нагнетании флюида, содержащего расклинивающий наполнитель, в перфорационный туннель под давлением, достаточным для того, чтобы нагнетаемый флюид проник по крайней мере в один разрыв пласта на конце перфорационного туннеля, чтобы ввести туда расклинивающий наполнитель и поддерживать открытым по крайней мере один разрыв пласта для увеличения дебита углеводородов.

Группа изобретений относится к вариантам способа выполнения операции интенсификации. Способ содержит получение объединенных данных о месте расположения скважины (например, геомеханические, геологические и/или геофизические свойства подземной формации и/или геометрические свойства механических разрывов в формации).
Предложенное изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано для дегазации угольных пластов. Техническим результатом изобретения является обеспечение создания равномерной сети трещин для повышения эффективности газоотдачи пласта.

Изобретение относится к области испытаний и отработки зарядов твердого топлива и устройств их содержащих, предназначенных для термогазохимической обработки и газодинамического разрыва нефтегазовых и угольных пластов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для обработки пласта с высоковязкой нефтью нагретым газом, образующимся при сгорании жидкого горюче-окислительного состава (ГОС).

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для обработки пласта с высоковязкой нефтью нагретым газом, образующимся при сгорании жидкого горюче-окислительного состава (ГОС).

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва продуктивного пласта. Способ включает спуск колонны насосно-компрессорных труб - НКТ с пакером в скважину, посадку пакера, проведение гидравлического разрыва пласта закачиванием гидроразрывной жидкости по колонне НКТ с пакером через интервал перфорации в продуктивный пласт с образованием и последующим креплением трещины, стравливание давления из скважины.

Изобретение относится к области добычи углеводородов и может быть применено для интенсификации притока флюида к скважине за счет образования трещин в продуктивном пласте.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для многопластового гидроразрыва в стволе скважины. Способ формирует в подземной структуре пропускные каналы в двух или более пластах вокруг ствола скважины.

Изобретение относится к разработке, осуществлению и использованию результатов операций интенсификации, выполняемых на буровой. Техническим результатом является получение более точных данных о параметрах интенсификации для буровой. Способ включает выполнение определения характеристик резервуара при помощи модели определения характеристик резервуара для генерации геомеханической модели на основе объединенных данных о буровой, генерацию плана интенсификации путем выполнения планирования бурения, расчет участков, расчет интенсификации и прогноз добычи на основе геомеханической модели, причем расчет участков содержит методику моделирования для идентификации классификаций на основе, по меньшей мере, одной диаграммы, по меньшей мере, одного параметра резервуара, объединенного с диаграммой напряжения для определения участков интенсификации в скважине на буровой, оптимизацию плана интенсификации путем повторения расчета интенсификации и прогноза добычи в цикле с обратной связью, пока не будет создан оптимизированный план интенсификации и выполнение оптимизированного плана интенсификации. 3 н. и 26 з.п. ф-лы, 14 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для увеличения нефтеизвлечения и интенсификации добычи нефти. Способ включает первичное ГРП на скважинах, периодическое определение дебита и проведение повторного ГРП после прекращения влияния первичного. При этом используется комплексный анализ динамики изменения Ксп и объемов добываемой нефти до и после проведения первичного ГРП, проводится отбор проб по выбранным скважинам до и после проведения первичного ГРП, обезвоживание способом центрифугирования, приготовление раствора в толуоле. Затем проводится оптическое исследование с получением данных по зависимости оптической плотности исследуемой нефти от длины волны излучения. Выполняется корреляционный анализ дебита нефти и динамики Ксп. Увеличение Ксп до среднего по объекту означает, что в результате проведения первичного ГРП выработка вновь вовлеченных в разработку новых непреобразованных запасов нефти завершена. При увеличении Ксп до среднего по объекту, принимается решение о проведении повторного ГРП. Технический результат заключается в повышении точности прогнозирования назначения повторного ГРП. 1 ил.

Наверх