способ исследования структурного строения кровли продуктивного нефтяного пласта

Формула изобретения

1. Способ исследования структурного строения кровли продуктивного нефтяного пласта, включающий интерпретацию данных о координатах местоположения скважин и абсолютных отметок кровли продуктивного пласта по скважинам, отличающийся тем, что на заключительной стадии разработки после прекращения закачки вытесняющего агента дополнительно проводят специальные промысловые исследования, которые заключаются в измерении скорости накопления нефти в обсадной колонне от времени простоя скважины, и констатируют местоположение скважины: в одном из куполов продуктивного пласта - если в ней наблюдается увеличение скорости накопления нефти с увеличением времени накопления, на минимальной отметке относительно ближайших точек - если в скважине не происходит накопления нефти за любой период накопления, и на "крыльях" купола - если скорость накопления нефти в скважине не зависит от времени накопления.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что измерение скорости накопления нефти от временного простоя скважины проводят либо в пределах всего пласта, либо на опытном участке, специально выделенном для исследований.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к способам исследования нефтяного пласта, а именно структурного строения кровли.

Аналогом и прототипом изобретения может служить способ исследования структурного строения кровли нефтяного пласта [1], при котором координаты местоположения скважин и абсолютные отметки кровли продуктивного пласта обрабатываются с помощью специального математического аппарата, который основан на методе интерполяции и сглаживания данных [2]. В езультате вычисления всех точек, находящихся между известными, получают представление о характере залегания кровли продуктивного пласта.

С позиции доразработки нефтяного месторождения интерес представляют любые купольные поднятия, которые будут определять то количество нефти, которое возможно дополнительно вовлечь в разработку месторождения, то есть объемная характеристика этих купольных поднятий, которая будет зависеть от абсолютной высоты купола и площади распространения этого купола. Рассмотрим на примере участка гипотетического продуктивного пласта влияние плотности сетки скважин на точность представлений о характере залегания кровли пласта и точности определения купольных поднятий по прототипу.

В процессе разбуривания месторождения идет постоянное уточнение структурной карты кровли продуктивного пласта, но на заключительной стадии разработки нефтяного месторождения бурение скважин уже не проводится, поэтому данных для уточнения структуры нет. Соответственно возникает вопрос, велика ли ошибка между нашими представлениями о характере залегания кровли пласта и истинным положением. Для ответа на этот вопрос воспользуемся обратным порядком построения структурных карт.

Для иллюстрации вышесказанного обратимся к примеру на фиг. 1-4. На фиг. 1 представлена гипотетическая структурная карта продуктивного пласта. На фиг. 2, 3 и 4 последовательно будем разрежать сетку скважин. Представление о характере залегания кровли пласта, отраженное на фиг. 4 (после первой стадии разбуривания) и фиг. 2 (месторождение полностью разбурено по проектной сетке скважин), совершенно различное, хотя получены обе карты на базе одних и тех же данных. Следовательно, плотность сетки скважин является основополагающим фактором, который определяет степень достоверности, между построенной структурной картой и естественной поверхностью кровли пласта. Очевидно, что, чем плотнее сетка скважин (фиг. 2), тем ближе наше представление к истине (фиг. 1). Но опять же неизвестно, какова степень достоверности. Этот вопрос остается без ответа, а значит, нет никакой гарантии, что известны все купольные понятия кровли продуктивного пласта, т. е. известный способ исследования структурного строения кровли продуктивного нефтяного пласта недостаточно точен и надежен.

Решаемая предлагаемым техническим решением задача и ожидаемый технологический результат заключаются в повышении точности и надежности способа исследования структурного строения кровли продуктивного нефтяного пласта без дальнейшего уплотнения сетки скважин.

Поставленная задача решается тем, что в известном способе исследования структурного строения кровли продуктивного нефтяного пласта, включающем интерпретацию данных о координатах местоположения скважин и абсолютных отметок кровли продуктивного пласта по скважинам, на заключительной стадии разработки после прекращения закачки вытесняющего агента дополнительно проводят специальные промысловые исследования, которые заключаются в измерении скорости накопления нефти в обсадной колонне от времени простоя скважины, и констатируют местоположение скважины: в одном из куполов продуктивного пласта - если в ней наблюдается увеличение скорости накопления нефти с увеличением времени накопления; на минимальной отметке относительно ближайших точек - если в скважине не происходит накопления нефти за любой период накопления; и на "крыльях" купола - если скорость накопления нефти в скважине не зависит от времени накопления.

Измерение скорости накопления нефти от времени простоя скважины проводят либо в пределах всего пласта, либо на опытном участке, специально выделенном для исследований.

По результатам исследований скважины делятся на три группы: I - скважины перфорированы в одном из куполов продуктивного пласта, II - скважины перфорированы в точках, которые имеют минимальную абсолютную отметку кровли, по отношению к ближайшим к ней точкам, характеризующим купольное поднятие; III - скважины перфорированы на "крыльях" купола. Скважины, в которых не происходит накопления нефти за любой период времени, относятся ко второй группе скважин (II), скважины, в которых будет наблюдаться увеличение скорости накопления нефти с увеличением времени накопления, относятся к первой группе скважин (I) и те скважины, в которых наблюдается постоянство скорости накопления нефти, вне зависимости от времени накопления, относятся к третьей группе скважин (III).

В случае если скважины III расположены по замкнутому периметру вокруг какой-то произвольной площади, среди скважин I и II, то это значит, что эти скважины II находятся на крыле одного из куполов или внутри этой произвольной площади имеется не выявленное купольное поднятие.

Предлагаемое техническое решение разработано на основе следующих представлений автора о физической сущности процесса миграции нефти.

По мере заводнения нефтяного месторождения в процессе его разработки в поровое пространство проникает вытесняющий агент и вытесняет подвижную нефть, в результате чего остаточная нефть оказывается под влиянием двух градиентов давления:

гидродинамического, который возникает в результате закачки вытесняющего агента в пласт, действие его распространено по линиям тока жидкости от нагнетательной скважины (зона закачки) до эксплуатационной скважины (зона отбора), значение градиента давления зависит от объемов закачки и объема отбора жидкости из пласта;

гравитационного, который возникает в поле сил тяготения, действие которого направлено вертикально вверх и действует в любой точке пласта на границе контакта нефти и воды, градиент давления обусловлен разницей в удельном весе между водой и нефтью.

Поскольку природа каждого из градиентов обусловлена различными причинами, то и действие их будет проявляться вне зависимости от того, существует ли другой градиент давления, значит, градиенты давления, действующие на остаточную нефть, обладают аддитивностью. Следовательно, остаточная нефть будет мигрировать в кровельные части пласта и скапливаться в купольных поднятиях, образуя новые скопления нефти.

Представления автора не противоречат и проведенным ранее лабораторным исследованиям, в которых было установлено, что по отношению к свободной нефти пленочная (остаточная) нефть также движется при малых градиентах давления, но скорость ее движения в 60-100 раз меньше (в зависимости от физико-химических свойств нефти и поверхности породы) [3]. Поэтому течение процесса регенерации нефтяного месторождения будет занимать достаточно продолжительный период в зависимости от физико-химических и порометрических свойств объекта разработки.

Предлагаемый способ исследования структурного строения кровли продуктивного нефтяного пласта осуществляется в следующей последовательности операций:

1) интерпретация данных о координатах местоположения скважин и абсолютных отметок кровли продуктивного пласта по скважинам с построением структурных карт кровли продуктивного пласта;

2) прекращение закачки вытесняющего агента в пласт в целом или на выбранном участке пласта;

3) проведение на скважинах промысловых исследований. Для этого на скважине устанавливают периодический способ эксплуатации с различными периодами простоя, фиксируя каждый раз скорость накопления нефти;

4) интерпретация проведенных исследований с констатацией местоположения скважин:

скважины, в которых не происходит накопления нефти за любой промежуток времени простоя, относят к скважинам, которые перфорированы в точках, которые находятся ниже по абсолютной отметке по отношению к окружающим скважинам. Скважины, в которых скорость накопления нефти будет оставаться величиной постоянной, вне зависимости от времени простоя скважины (Q=f (T, сут)= const), находятся на крыльях купола. Если скважины с постоянной скоростью накопления нефти образуют на плоскости некую замкнутую фигуру, то возможно, что эти скважины находятся на крыле крупного купольного поднятия либо внутри этой области находится не выявленный купол. Наконец, скважины, в которых наблюдается увеличение скорости накопления нефти с увеличением времени накопления, перфорированы точно в купол.

Данные, полученные в результате промысловых исследований, позволяют качественно уточнить представление о характере взаиморасположения купольных поднятий и учесть это при принятии решений, направленных на оптимизацию разработки нефтяного месторождения при существующем фонде скважин.

Пример конкретного осуществления способа.

Рассмотрим гипотетический продуктивный плаcт или его участок. Расположение скважин и купольных частей участка продуктивного пласта показано на фиг. 5. Структурная карта кровли продуктивного пласта построена с разрешением 39х50 точек, для которых заданы соответствующие значения X, Y и Z. Все представленные скважины условно разделены на три группы: I - скважины перфорированы в одном из куполов продуктивного пласта; II - скважины перфорированы в точках, которые имеют минимальную абсолютную величину Z по отношению к ближайшим к ней точкам, характеризующим купольное поднятие; III - скважины перфорированы на "крыльях" купола. Поскольку плотность сетки скважин определяет наше представление о структуре продуктивного пласта и может не отражать в достаточной мере истинное состояние кровли пласта, о чем говорилось выше, то после прекращения закачки вытесняющего агента следует проводить промысловые исследования с целью уточнения характера залегания продуктивного пласта и выбора скважин для дальнейшей эксплуатации. Промысловые испытания проводятся на всех скважинах, вскрывающих данный продуктивный пласт, и заключаются в том, что на скважине замеряют скорость накопления нефти в зависимости от времени простоя скважины. Скважины, у которых вне зависимости от времени простоя (накопления) не наблюдается заметного скопления нефти, относят к группе скважин II, т.е. эти скважины перфорированы в точках, которые имеют минимальную абсолютную величину Z по отношению к ближайшим к ней точкам, характеризующим купольное поднятие, и не могут быть скважинами-накопителями. Скважины, в которых вне зависимости от времени накопления скорость накопления нефти остается величиной постоянной, относят к группе III, эти скважины перфорированы на "крыльях" купола и перехватывают фронт движения нефти на пути к куполу. В случае если скважины (II) образуют некую замкнутую площадь, внутри которой нет скважин, в которых бы наблюдалось увеличение скорости накопления нефти от времени накопления - группа скважин I, то значит внутри этой области имеется не выявленный купол. Таким образом, все скважины продуктивного пласта подразделяют на три группы, строение кровли определяется более достоверно и надежно.

Таким образом, предлагаемый способ исследования в отличиe от прототипа позволяет дать новую информацию о строении коллектора без дополнительного бурения новых скважин, точнее и надежнее. Соответственно обеспечивается более эффективная разработка нефтяного месторождения.

Способ исследования промышленно применим, так как базируется на использовании существующей системы скважин и не требует специального оборудования.

Источники информации

1. Жданов М.А. Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа. - М.: Недра, 1982, 453 с.

2. Математика и САПР: В 2-х кн. Кн. 1. Пер. с франц./М33 Шепен П., Коснар М., Гардан И. и др. - М.: Мир, 1988. - 204 с.

3. Отчет о НИР: "Теоретически разработать и экспериментально обосновать физико-химические, гидродинамические и термодинамические принципы увеличения нефтеотдачи месторождений (промежуточный)", рег. N Д 088.010.90, НПО "Союзнефтеотдача", Уфа, 1990. - 189 с.