способ разработки нефтяного месторождения

Формула изобретения

Способ разработки нефтяного месторождения, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и уточнение границ залежей, отличающийся тем, что при уточнении границ залежи анализируют положение водонефтяного контакта в скважинах, находящихся длительное время в простое, по положению водонефтяного контакта в скважинах от верхнего к нижнему определяют направление движения водного потока по месторождению, по направлению движения водного потока выделяют структуры с имеющимися крутыми склонами или гидрозамком, анализируют на этой структуре высоту и ширину гидрозамка, при отношении высоты к ширине структуры более 1 структуру квалифицируют как залежь, перфорируют существующие пласты скважин в выделенных структурах, и/или углубляют существующие скважины на выделенные структуры, и/или бурят добывающие скважины на выделенных структурах и отбирают нефть.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяного месторождения.

Известен способ определения границы залежи по результатам гидродинамических исследований скважин (Рахимкулов И.Ф. К расшифровке результатов исследования неоднородных пластов. Известия ВУЗов. - Баку: Нефть и газ, 8, 1964, с.31-37).

Недостатком способа является необходимость использования при определении границы залежи коэффициента пьезопроводности, который определяют помимо самих гидродинамических исследований, что вносит дополнительную погрешность в результаты определений размеров залежи и тем самым и запасов нефти. Способ не обеспечивает поиск залежей нефти внутри разрабатываемого месторождения.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ определения запасов нефтяной залежи, согласно которому на участке залежи определяют расположение оси залежи, проводят гидродинамические исследования скважины, не лежащей на оси залежи, с продолжительностью исследования, обеспечивающей получение на кривой восстановления давления двух отраженных сигналов давления от ближней и дальней границ залежи, определяют время приходов отраженных сигналов давлений от ближнего и дальнего краев залежи и ширину полосы залежи. По объему залежи, коллекторским свойствам и свойствам пластовой жидкости определяют запасы нефти (патент РФ № 2186211, опубл. 27.07.2002 - прототип).

Известный способ позволяет определять границы залежи, но не позволяет находить внутри месторождения невыработанные зоны и отдельные залежи.

В изобретении решается задача поиска залежей нефти внутри разрабатываемого месторождения.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения, включающем отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и гидродинамические исследования скважин, согласно изобретению при гидродинамических исследованиях скважин анализируют положение водонефтяного контакта в скважинах, находящихся длительное время в простое, по положению водонефтяного контакта в скважинах от верхнего к нижнему определяют направление движения водного потока по месторождению, по направлению движения водного потока выделяют структуры с имеющимися крутыми склонами или гидрозамком, анализируют на этой структуре высоту и ширину гидрозамка, при отношении высоты к ширине структуры более 1 структуру квалифицируют как залежь, перфорируют существующие скважины в выделенных структурах и/или углубляют существующие скважины на выделенные структуры и/или бурят добывающие скважины на выделенных структурах и отбирают нефть.

Сущность изобретения

Известные способы поиска, разведки, определения границ залежей нефти позволяют определять границы залежи, но не позволяет находить внутри месторождения невыработанные зоны и отдельные залежи. В предложенном изобретении решается задача поиска залежей нефти внутри разбуренного месторождения. Задача решается следующим образом.

Поиск углеводородов проводят на разрабатываемых площадях в промежуточном разрезе, в разрезе отложений, находящихся между базисными продуктивными отложениями.

Одним из условий формирования залежей углеводородов является определение направления движения водного потока и положение водонефтяного контакта в региональном плане.

Для определения направления движения водных потоков выбирают скважины, находившиеся в простое длительное время, и из этого списка - скважины, находившиеся в простое в определенный период времени. В выбранных скважинах вычисляют положение водонефтяного контакта на данный период времени.

Выбранные скважины отмечают на карте, определяют направление гидравлического уклона.

Определяют наличие гидрозамка по направлению движения потока. Анализируют на этой структуре высоту и ширину гидрозамка, при отношении высоты к ширине структуры более 1 структуру квалифицируют как залежь. Скопление нефти в ловушке будет в случае, если гидрозамок на крутом крыле является флюидоупором и находится по направлению движения потока.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают нефтяные залежи в данково-лебедянских и задоно-елецких отложениях фаменского яруса. Залежи имеют следующие средние характеристики: глубина водонефтяного контакта - 1007 м (абсолютная отметка), пластовая температура 26°С, пластовое давление 14 МПа, пористость 8,9%, проницаемость 57,8 мД, нефтенасыщенность 44,2%, вязкость нефти 7,87 МПА·с, плотность нефти 846 кг/м ³. Отбирают нефть через добывающие скважины, закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины.

Для определения направления движения водных потоков выбирают скважины, находившиеся в простое более 1 месяца и в один и тот же месяц года. В выбранных скважинах определяют положение водонефтяного контакта на данный период времени. Данные по положению водонефтяного контакта (ВНК) представлены в таблице.

№ № п/п	№ № скважин	Абсолютная отметка ВНК, м
1	137	-988,1
2	138	-976
3	155	-985
4	15010	-987,12
5	20310	-969,2
6	20311	-940,3
7	20403	-969,8
8	20411	-978,6
9	20604	-979,2
10	20664	-974,3
11	32695	-1027,3
12	32711	-893,5

Выбранные скважины отмечают на карте Миннибаевской площади (см. фиг.1). На фиг.1 - скважина, 137 - номер скважины.

По понижению отметок ВНК определяют направление гидравлического уклона, т.е. от скважины № 32711 к скважине № 32695 - с северо-востока на юго-запад. Делают заключение о направлении движения водного потока в пласте в выявленном направлении гидравлического уклона.

Анализируют разрезы Миннибаевской площади и выявляют общее пологое залегание структуры. По направлению движения водного потока выделяют частные структуры с имеющимися крутыми склонами или гидрозамком. На фиг.2 представлена структура с общим пологим залеганием структуры и отдельными крутыми склонами (гидрозамком) - залежь 541, где 1 - дневная поверхность, 2 - кровля продуктивного пласта, 3 - линия водонефтяного контакта, 4 - подошва пласта. Анализируют на этой структуре высоту Н и ширину В гидрозамка. Устанавливают, что Н=75 м, В=50 м. Т.о. отношение высоты к ширине структуры равно 1,5, т.е. более 1. Структуру квалифицируют как залежь. Перфорируют существующие скважины в выделенных структурах, углубляют существующие скважины на выделенные структуры и бурят добывающие скважины на выделенных структурах и отбирают нефть.

Аналогично выделяют следующие перспективные на нефть структуры на Миннибаевской площади - это цепочка структур, расположенная на севере площади на одной линии от Алтунино-Шунакского прогиба, структура 1 - со скважиной № 15622 на куполе структуры, структура 2 - скважина № 261 на куполе, структура 3 - скважина № 3486 на куполе структуры. Выделенные структуры имеют крутые склоны и наклон положения ВНК приблизительно равен направлению движения потока. Анализируют на этой структуре высоту и ширину гидрозамка и устанавливают, что отношение высоты к ширине структуры более 1, квалифицируют структуру как залежь. На этих структурах бурят скважины на отложения данково-лебедянского и задоно-елецкого горизонтов. Этот же принцип был положен в основу при бурении дополнительной скважины на отложения данково-лебедянского горизонта - скважины № 25335 на кусте бурения 9595, когда пробуренные скважины подтвердили наличие нефти на этой структуре.

В результате удается увеличить запасы эксплуатируемого месторождения на 3%.

Применение предложенного способа позволит решить задачу поиска залежей нефти внутри разрабатываемого месторождения.