Способ разработки нефтегазового месторождения

Изобретение относится к способу разработки нефтегазового месторождения. Способ разработки нефтегазового месторождения включает прогноз и поиск месторождений углеводородов по топографическим картам, проведение поисковых работ методом сейсморазведки, построение структурной карты по кровле перспективного горизонта для определения положения сводов структур и карты изогипс. Определяют размеры структуры вдоль и поперек изогипсы, по длинной l и короткой d осям. В пределах верхней изогипсы бурят разведочную скважину. Проводят наклонометрические измерения в кровле перспективного горизонта. Определяют суммарный вектор направления развития зон трещиноватости и острый угол α между ним и длинной осью l изогипсы. Планируют размещение эксплуатационных и нагнетательных скважин по длинной l и короткой d осям. Скважины на короткой оси располагают между скважинами на длинной оси. Определяют расстояния х между рядами скважин вдоль длинной оси и расстояние у между рядами скважин вдоль короткой оси изогипсы с учетом соотношения х/у=l/d⋅cosα и рентабельности разработки месторождения. Бурят эксплуатационные и нагнетательные скважины для обеспечения эффективного равномерного дренирования углеводородов в соответствии с суммарным вектором направления трещинной пористости. Технический результат заключается в повышении эффективности разработки залежей углеводородов. 4 ил.

 

Изобретение относится к области разработки нефтяных и газовых месторождений.

Известен способ разработки залежей углеводородов в трещинных коллекторах по патенту СССР N 1806261, кл. Е21В 43/30, 43/00, 1993 г., включающий бурение скважин на площади залежи и добычу углеводородов через добывающие скважины, размещенные в пределах систем разрывных нарушений продуктивного пласта, местоположение которых в контуре залежи предварительно устанавливают. Согласно этому способу, до начала эксплуатационного бурения на основе геофизических исследований и других данных выявляют в продуктивном пласте блоки, границы между ними и строят карту разрывных нарушений. За счет высокой проницаемости зон разрывных нарушений увеличивается дебит скважин и конечная нефтедобыча. Однако этот способ может оказаться недостаточно эффективным, поскольку в нем не принимается во внимание возраст формирования зон разрывных нарушений, и если они сформированы древней тектоникой и в более позднее время не подвергались тектоническим подвижкам, вероятность кольматации трещин в них весьма велика, что приводит к значительному ухудшению коллекторских свойств продуктивного пласта.

Известен также способ разработки нефтяного месторождения в тектонически осложненных осадочных толщах по патенту РФ №2067166, кл. Е21В 43/20, 1996 г., включающий установление наличия блоков тектонического происхождения и их границ в пределах структуры или площади месторождения по данным полевых геофизических исследований и исследований скважин, бурение добывающих и нагнетательных скважин и добычу нефти, при котором по результатам геофизических исследований и полученным при исследовании скважин данным вычисляют коэффициенты тектоно-деформационного развития структуры в целом и отдельных ее участков, определяют величины относительных приращений толщин деформированных участков структуры, определяют величины геотермодинамического и геоэнергетического потенциалов отдельных участков структуры, рассчитывают коэффициенты унаследованной деформированности по всему этажу нефтегазоносности. По указанным выше найденным величинам и коэффициентам устанавливают наличие деформированных блоков структуры с приподнятым и опущенным положением осадочной толщи относительно неизменной ее части, их границы и по границам деформированных блоков устанавливают наличие активных тектоно-деформационных зон. Бурение скважин всех категорий осуществляют вне этих зон, при этом добывающие скважины располагают непосредственно внутри блоков, а нагнетательные скважины размещают в приграничной зоне блоков, причем в первую очередь - на участках с наибольшим изменением геотермодинамического потенциала.

Также известен способ разработки нефтяного месторождения по патенту РФ N 2057921, Е21В 43/30, 1996 г., включающий бурение эксплуатационных и нагнетательных скважин, уточнение контура месторождения, последовательности его отработки и режимов работы эксплуатационных и нагнетательных скважин, при котором определяют напряженное состояние массива, производят выделение активных тектонических зон в районе месторождения с последующим построением карт напряженного состояния, нагнетательные скважины располагают в относительно более нагруженных зонах, а эксплуатационные - в разгруженных зонах.

Наиболее близким по технической сущности является техническое решение (патент РФ №2690977, кл. G01V 1/00; 9/00; 11/00, 2019 г.) включающее прогноз и поиск месторождений углеводородов и ряда характеристик этих месторождений по топографическим картам, проведение по участкам спрогнозированных месторождений поисковых работ методом сейсморазведки, построение структурной карты по кровле перспективного горизонта по выполненным сейсморазведочным исследованиям для определения положения сводов структур и карты изогипс в пределах участков исследуемой нефтегазоносной провинции с последующим бурением разведочной скважины.

Общим недостатком известных способов является то, что места наиболее вероятного скопления углеводородов определяют в зависимости от напряженно-деформированного состояния массива, полагая, что содержание флюидов в тектонически напряженных зонах снижено под действием сжатия пород высокими напряжениями с уменьшением пористости, проницаемости и естественной влажности пород, в результате чего флюиды выжимаются в тектонически разгруженные зоны. Однако в этих способах, тектонически сложившиеся условия считаются неизменными, тогда как в действительности со временем может происходить полная или частичная кольматация порового пространства, «зарастание» трещин, образованных древней тектоникой, что приводит к снижению притоков нефти в скважины и увеличению затрат на разведку и эксплуатацию месторождения.

Техническим результатом является повышение эффективности разработки залежей углеводородов путем оптимизации заложения добывающих и нагнетательных скважин на структурах антиклинального типа на основе использования максимальной информации о морфологических особенностях структур, критериев формирования трещинных коллекторов и выявления направления развития зон трещиноватости.

Технический результат достигается тем, что в способе разработки нефтегазового месторождения, включающем прогноз и поиск месторождений углеводородов и ряда характеристик этих месторождений по топографическим картам, проведение по участкам спрогнозированных месторождений поисковых работ методом сейсморазведки, построение структурной карты по кровле перспективного горизонта по выполненным сейсморазведочным исследованиям для определения положения сводов структур и карты изогипс в пределах участков исследуемой нефтегазоносной провинции с последующим бурением разведочной скважины, согласно изобретению определяют размеры структуры вдоль и поперек изогипсы, а именно по длинной l и короткой d осям, затем в пределах самой верхней изогипсы бурят разведочную скважину, проводят наклонометрические измерения в кровле перспективного горизонта, в результате которых определяют суммарный вектор направления развития зон трещинноватости и острый угол α между ним и длиной осью l изогипсы и планируют размещение эксплуатационных и нагнетательных скважин по длинной l и короткой d осям, причем скважины на короткой оси располагают между скважинами на длиной оси и определяют расстояния х между рядами скважин вдоль длинной оси и расстояние у между рядами скважин вдоль короткой оси изогипсы с учетом соотношения х/у=l/d-cosα и рентабельности разработки месторождения, далее бурят эксплуатационные и нагнетательные скважины в соответствии с планированием для обеспечения эффективного равномерного дренирования углеводородов в соответствии с суммарным вектором направления развития зон трещинноватости.

Новизна заявляемого технического решения обусловлена тем, что для достижения технического результата при разработке месторождений с трещинным типом коллектора учитывается направление основной системы трещин. Кроме того, при планировании сетки бурения скважин расстояние между скважинами вдоль продольной оси, определяющей направление развития основной системы трещин, должно быть существенно больше, чем между рядами скважин вдоль поперечной оси, причем ряды расположения поперечных скважин должны располагаться посредине между рядами продольных скважин. В этих условиях расположения рядов продольных и поперечных скважин будет осуществляться наиболее рациональный площадной охват коллектора как на этапе получения притока каждой из скважин, так и на этапе заводнения пласта с максимальным коэффициентом извлечения нефти и газа.

Способ промышленно применим, т.к. практическое осуществление способа проведено на примере верхнемеловых отложений Терско- Сунженской нефтегазоносной области Восточного Предкавказья, в пределах которой за период с 1956 года выявлены и введены в разработку на глубинах от 2000 м до 5500 м многие нефтегазовые месторождения.

Сущность изобретения поясняется чертежом, где фиг.1 представлен фрагмент карты изогипсов в пределах участков исследуемой нефтегазоносной провинции; на фиг.2 - представлен график изменения приемистости трещинного коллектора нагнетательной скв. №10 на одной из структур; на фиг.3 - график изменения обводненности в скважине №11; фиг.4 - график изменения обводненности в скважине №12.

Способ разработки нефтегазового месторождения осуществляется следующим образом.

Предварительно осуществляют прогноз и поиск месторождений углеводородов и ряда характеристик этих месторождений по топографическим картам. Проводят по участкам спрогнозированных месторождений поисковые работы методом сейсморазведки и строят структурную карту по кровле перспективного горизонта по выполненным сейсморазведочным исследованиям для определения положения сводов структур и карту изогипсов в пределах участков исследуемой нефтегазоносной провинции, затем бурят разведочную скважину. На карте изогипсов 1 с указанием глубины исследования от -2000 м до -5500 м определяют размеры структуры вдоль и поперек изогипсов, а именно по длинной l -2 и короткой d - 3 осям. Затем в пределах самой верхней изогипсы 4 бурят разведочную скважину 5 и проводят наклонометрические измерения, в результате которых определяют суммарный вектор 6 направления трещинной пористости и угол α между ним и длиной осью - 2 изогипсы и планируют размещение эксплуатационных и нагнетательных скважин 7 по длинной - 2 и короткой - 3 осям. Скважины на короткой оси 3 располагают между скважинами на длиной оси 2 и определяют в соответствующем масштабе расстояния х между рядами скважин вдоль длинной оси 2 и расстояние у между рядами скважин вдоль короткой оси 3 изогипсы с учетом соотношения х/у=l/d-cosα и рентабельности разработки месторождения. При равенстве соотношения х/у=l/d-cosα далее бурят эксплуатационные и нагнетательные скважины в соответствии с их планированием размещения для обеспечения эффективного равномерного дренирования углеводородов в соответствии с суммарным вектором направления трещинной пористости.

Известно, что размещение скважин на месторождении диктуется его геометрической и энергетической характеристикой, а также физико-химическими свойствами жидкости и газа, литологическими особенностями пласта. Количество нефти и газа, которые могут быть извлечены при существующем уровне технологии и техники, характеризуется коэффициентом нефтеотдачи. Под рациональным размещением скважин понимают такое, которое обеспечивает наиболее высокие технико-экономические показатели при выполнении заданных условий разработки и достижения максимального коэффициента нефтеотдачи.

При напорных режимах общий коэффициент нефтеотдачи залежи будет, очевидно, равен произведению коэффициента нефтеотдачи в малом объеме на коэффициент охвата коллектора процессом вытеснения нефти водой или другим нагнетательным агентом. Первый из них не зависит от числа и характера размещения скважин, а определяется в основном геолого-физико-химическими параметрами пласта и жидкости и, в некоторой степени, скоростью перемещения контуров. Коэффициент же охвата коллектора процессом вытеснения нефти водой зависит от числа эксплуатационных скважин, способа их размещения и режимов работы. В однородном пласте при режиме вытеснения нефти краевой водой или газом из газовой шапки, скорость продвижения контура нефтеносности и его конфигурация будет зависеть от общего темпа отбора нефти из залежи и от распределения этого отбора по отдельным участкам. На коэффициент охвата коллектора процессом вытеснения, а, следовательно, и на нефтеотдачу особенно повлияют расстояния между скважинами в последнем ряду эксплуатационных скважин, так как от этих расстояний зависят размеры остающихся между скважинами непромытых участков. В реальных неоднородных пластах дело обстоит сложнее. Встречаются участки (линзы) с пониженной в несколько раз, по сравнению с окружающей средой, проницаемостью, на которые не попало ни одной скважины. В них процесс вытеснения будет ослаблен, а затем могут и оставаться островки нефти позади переместившегося водонефтяного контакта. Следовательно, на характер разработки нефтегазовых месторождений существенное влияние оказывает тип коллектора, поэтому при разработке залежи с трещинным коллектором и планировании системы расположения эксплуатационных и нагнетательных скважин очень важно учитывать направление развития основной системы трещин.

Формирование трещинного типа коллектора, например в карбонатной толще, происходит не в процессе осадконакопления породы, а преимущественно за счет разрушения породы при образовании антиклинальной складки. Напряженное состояние, которое испытывают горные породы в земной коре, возникает как результат действия различных факторов. В связи с этим, в каждом конкретном случае существенное влияние оказывают различные виды разрывных нарушений, которые возникают в зависимости от соотношения напряжений, морфологии складок и других складкообразующих факторов [1, 2]. Типичную тектоническую обстановку можно представить как двухосно-напряженное состояние, а распределение поля напряжений при формировании антиклинальной структуры можно рассматривать на примере изгибаемого слоя. При этом, во внешней части образующейся дуги возникают растягивающие усилия (σ₃), а во внутренней - сжимающие (σ₁). Значения этих напряжений уменьшаются во внутренней части слоя и достигают нулевого значения вдоль некоторой нейтральной поверхности. Под действием внешних сил в теле происходят деформации. Осадочные горные породы являются многофазными и обладают дифференциально-упругими свойствами. Им присущи упругие, упруго - пластические и пластические деформации. В связи с этим, их подразделяют на породы, близкие к идеально упругим, упругопластическим и пластическим. Наиболее близким к упругим телам являются плотные породы с низким коэффициентом первичной пористости (плотные известняки, доломиты и другие с Кп=1,0-5,0%). Изучению кривой «напряжение - деформация» для горных пород посвящены работы Д. Филлипса, Д. Григгса, Ж.С. Ержанова и др. [3, 4, 5, 6] и частично рассмотрено в работе [2] на примере доломита из интервала 5897-5902 м скв. «Бурунная» Терско-Сунженской нефтегазоносной области. Взаимоотношения локальных поднятий и глубинных разломов верхнемелового-нижнепалеоценового комплекса этой области являются ярко выраженными надразломными структурами, длинная ось которых существенно превышает поперечную. Наиболее характерными из них являются Малгобек-Горская, Хаян-Кортовская, Октябрьская, Старогрозненская и другие структуры.

Они характеризуются максимальной амплитудой, большой крутизной крыльев и наличием продольных и диагональных нарушений типа надвигов и сбросов. Как доказано палеоструктурными построениями [7], эти складки были окончательно сформированы в постплиоценовое время вследствие мощной активизации тектонических процессов, выразившихся в оживлении зон глубинных разломов и проявлении кратковременных восходящих блоковых движений фундамента. Согласно теории А.А. Гриффитса [8], в любом упругом материале изначально появляются микротрещины, которые и создают условия для разрушения. В силу этого трещины, возникающие под действием внешних сил, проникают вглубь слоя. Таким образом, изначально силы, формирующие не симметричную структуру, создавали условия образования вытянутых вдоль длинной оси складки трещин, а под воздействием горизонтальных сжимающих сил происходило дальнейшее развитие этих трещин и их преобладающее влияние по сравнению с другими системами трещин на процессы, как формирования залежей, так и на процесс разработки месторождений. Следовательно, сформировавшаяся морфология складки контролирует и сформировавшуюся систему трещин, которые должны учитываться особенно на этапе разработки залежи. Морфологические особенности строения складки определяют и количественно величину среднего значения вторичной трещинной пористости. Так авторами [9] разработана технология количественной оценки вторичной трещинной пористости в карбонатных толщах на примере структур Терско-Каспийского прогиба, которая может быть использована для поиска залежей углеводородов [10].

Таким образом, от характера формирования структуры зависит ориентация основной системы трещин, а проницаемость трещин в кубической зависимости определяется их раскрытостью [11] по формуле Кпр=в³Т, где параметр «в» - раскрытость трещины, Т - густота трещин.

Пример конкретного осуществления способа разработки нефтегазового месторождения.

Предварительно сканируют топографические карты всех масштабов от 1:25000 до 1:1000000 и выделяют зоны разрывных нарушений. Строят структурную карту по кровле перспективных горизонтов по ранее выполненным сейсморазведочным исследованиям в пределах участков исследуемой нефтегазоносной провинции (района или региона) и определяют положение сводов структур (фиг. 1). Далее с учетом данных топографической карты в требуемом масштабе и сейсморазведочных исследований строят дополнительную структурную карту и карту изогипсов в пределах участков исследуемой нефтегазоносной провинции, затем бурят разведочную скважину. На карте изогипсов 1 с указанием глубины исследования от -2000 м до -5500 м определяют размеры структуры вдоль и поперек изогипсов. Затем в пределах самой верхней изогипсы 4 бурят разведочную скважину 5 и проводят наклонометрические измерения, в результате которых определяют суммарный вектор 6 направления трещинной пористости, позволяющий прогнозировать направление основной системы трещин уже на начальном этапе разведки в первых пробуренных скважинах. Например, на фиг. 2 показано изменение приемистости трещинного коллектора нагнетательной скв. №10 на одной из структур, длинная ось которой во много превышает короткую, при этом в скважине №12, расположенной на короткой оси относительно нагнетательной скважины, обводнение пласта проявилось практически через 2,5 года позже по сравнению со скважиной №11, расположенной практически на таком же расстоянии от нагнетательной скважины, но вдоль длинной оси структуры.

Все это свидетельствует о том, что при разработке месторождений с трещинным типом коллектора необходимо учитывать направление основной системы трещин, т.е. по суммарному вектору направления трещинной пористости. Кроме того, при планировании сетки бурения скважин расстояние между скважинами вдоль длинной (продольной) оси должно быть во столько раз больше, чем между скважинами вдоль короткой (поперечной) оси, во сколько раз продольная ось складки больше поперечной, причем ряды расположения поперечных скважин должны располагаться посредине между рядами продольных скважин. В этих условиях расположения рядов продольных и поперечных скважин будет осуществляться наиболее рациональный площадной охват коллектора как на этапе получения притока каждой из скважин, так и на этапе заводнения пласта с максимальным коэффициентом извлечения нефти и газа.

Таким образом, экономическая эффективность предлагаемого способа заключается в снижении затрат на разработку нефтяных и газовых месторождений в коллекторах с трещинной пористостью за счет рационального размещения эксплуатационных и нагнетательных скважин.

Литература

1. Белоусов В.В., Гзовский М.В. Экспериментальная тектоника. М. Недра, 1964, с. 118

2. Александров Б.Л., Дахкильгов Т.Д., Хасанов М.А., Эльжаев А.С. Теоретическое обоснование механизма образования трещинной пористости. Научно-технический вестник «Каротажник», №5 (182), Тверь, 2009, с. 140-151.

3. Ержанов Ж.С. К исследованию ползучести горных пород. // Вести АН Каз. ССР, 1962, №1, С. 64-69.

4. Ползучесть осадочных горных пород / Ержанов Ж.С., Сапунов А.С., Гуменюк Г.Н. и др. Алма-Ата, 1970, 291 с.

5. Griggs D.Т. Greep of rocks. Geol. 47. №3. 1939.

6. Phillips D.W. Tectonics of mining - Golleryengr. June-Oct. 1948.

7. Станулис B.A., Хлудттев В.Ф., Кононов Н.И. Нефтегазоносность и геологические критерии миграционных процессов. Современные движения земной коры и нефтегазоносность (па примере Терско-Каспийского передового прогиба). М. Недра, 1987. С. 20-28.

8. Griffith А.А. The phenomens of rupture and florv in solids. Phil. Trans. Roy.Soc. London. 1920/ Ser. A. 221. P. 163-198.

9. Способ прогнозирования зон развития вторичных коллекторов трещинного типа в осадочном чехле / Александров Б.Л., Керимов И.А., Хасанов М.А., Эльжаев А.С. Патент RU №2520067 от 18.04.2014. Опубликовано 20.06.2014 Бюл. №17.

10. Способ прогнозирования зон развития вторичных коллекторов трещинного типа в осадочном чехле для поиска залежей углеводородов / Александров Б.Л., Гацаева СС.-А., Хасанов М.А., Эльжаев А.С., Моллаев З.Х. Патент РФ на изобретение №2690977. Опубликовано 07.06.2019.

11. Ромм Е.С. Фильтрационные свойства трещиноватых горных пород. Издательство «Недра» - Москва, 1966, 283 с.

Способ разработки нефтегазового месторождения, включающий прогноз и поиск месторождений углеводородов по топографическим картам, проведение по участкам спрогнозированных месторождений поисковых работ методом сейсморазведки, построение структурной карты по кровле перспективного горизонта по выполненным сейсморазведочным исследованиям для определения положения сводов структур и карты изогипс в пределах участков исследуемой нефтегазоносной провинции с последующим бурением разведочной скважины, отличающийся тем, что определяют размеры структуры вдоль и поперек изогипсы, а именно по длинной l и короткой d осям, затем в пределах самой верхней изогипсы бурят разведочную скважину, проводят наклонометрические измерения в кровле перспективного горизонта, в результате которых определяют суммарный вектор направления развития зон трещинноватости и острый угол α между ним и длинной осью l изогипсы и планируют размещение эксплуатационных и нагнетательных скважин по длинной l и короткой d осям, причем скважины на короткой оси располагают между скважинами на длинной оси и определяют расстояния х между рядами скважин вдоль длинной оси и расстояние у между рядами скважин вдоль короткой оси изогипсы с учетом соотношения х/у=l/d⋅cosα и рентабельности разработки месторождения, далее бурят эксплуатационные и нагнетательные скважины в соответствии с планированием для обеспечения эффективного равномерного дренирования углеводородов в соответствии с суммарным вектором направления развития зон трещинноватости.