способ разработки продуктивной залежи

Формула изобретения

Способ разработки продуктивной залежи, включающий изучение степени зональной неоднородности продуктивной залежи и ее неоднородности по толщине с использованием углерод-кислородного каротажа, осуществление поинтервальной - селективной перфорации продуктивной залежи в скважине в соответствии со степенью неоднородности упомянутой залежи, для чего создают поинтервальную фильтрационную модель околоскважинного пространства, учитывающую его поинтервальные поля пористости, нефтенасыщенности, проницаемости, анизотропии пород, и объединенную фильтрационную модель совместной фильтрации флюидов к скважине по всей толщине продуктивной залежи, определяют коэффициент связи каждого конкретного интервала скважины с продуктивной залежью в целом, после чего определяют площадь вскрытия (S, м ²) каждого интервала продуктивной залежи по ее толщине в соответствии с зависимостью



где r_w - радиус скважины, м;

C_f - эмпирический коэффициент связи конкретного интервала вскрытия с продуктивной залежью в целом (C_f=(0,01-5)м ³);

r_o - эквивалентный радиус скважины, м;

K - проницаемость породы в конкретном интервале вскрытия, м²,

после чего осуществляют собственно перфорацию скважины с использованием полученных данных по площади вскрытия каждого интервала продуктивной залежи кумулятивными зарядами, освоение скважины и последующую ее эксплуатацию.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазовой области и, конкретно, к области разработки продуктивной залежи с использованием скважинной технологии. Большое значение характер и приемы применяемой разработки приобретают в тех случаях, когда продуктивная залежь является зонально неоднородной и/или неоднородной по своей толщине, когда соотношение фильтрационных характеристик продуктивной залежи в целом по месторождению с упомянутыми характеристиками в конкретной скважине, находящейся в зоне эксплуатационного фонда, носит условный характер. Особое значение это приобретает для простаивающих скважин, с сильно измененными начальными фильтрационными свойствами продуктивной залежи, объем которых в настоящее время достигает в нашей стране несколько тысяч.

Известен способ разработки продуктивной залежи, включающий перфорацию скважины, ее освоение и запуск в эксплуатацию (см., например, Минеев Б.П. и др., Практическое руководство по испытанию скважин, Москва, Недра, 1983, с.63-69).

Недостатком известного способа является низкая нефтеотдача продуктивной залежи и большие сроки ее разработки.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки продуктивной залежи, включающий определение величины проницаемости продуктивной залежи в добывающей скважине, оценку степени гидродинамического совершенства вскрытия упомянутой залежи, выбор плотности перфорации скважины, осуществление собственно перфорации, освоение скважины и запуск ее в эксплуатацию (см., например, Краткий справочник по прострелочно-взрывным работам в скважине, Москва, Недра, 1972, с.97-103).

Недостатком известного способа является то, что с его применением не может быть обеспечена надлежащая нефтеотдача продуктивной залежи. При этом, сроки разработки не являются оптимальными. Это объясняется тем, что вскрытие пластов и пропластков в продуктивной залежи осуществляют без учета геолого-технических данных, тем более текущих данных на момент непосредственного вскрытия по каждому пропластку, а перфорацию осуществляют с одинаковой плотностью. В результате, при разработке понижается охват продуктивной залежи по ее толщине, оказываются не вовлеченными в работу невырабатываемые пласты и пропластки при их совместной разработке - не обеспечивается равномерность выработки продуктивной залежи, что сказывается на сроках разработки упомянутой залежи в целом. Более того, зачастую из-за опасений возможности образования конуса обводнения в продуктивной залежи, осложненной близким расположением к продуктивной зоне водонефтяного контакта, вскрывают только 30-40% продуктивной толщи залежи.

Техническим результатом изобретения является повышение нефтеотдачи продуктивной залежи и снижение сроков ее разработки.

Необходимый технический результат достигается тем, что способ разработки продуктивной залежи включает изучение степени зональной неоднородности продуктивной залежи и ее неоднородности по толщине с использованием углерод-кислородного каротажа, осуществление поинтервальной - селективной перфорации продуктивной залежи в скважине в соответствии со степенью неоднородности упомянутой залежи, для чего создают поинтервальную фильтрационную модель околоскважинного пространства, учитывающую его поинтервальные поля пористости, нефтенасыщенности, проницаемости, анизотропии пород, и объединенную фильтрационную модель совместной фильтрации флюидов к скважине по всей толщине продуктивной залежи, определяют коэффициент связи каждого конкретного интервала скважины с продуктивной залежью в целом, после чего определяют площадь вскрытия (S, м ²) каждого интервала продуктивной залежи по ее толщине в соответствии с зависимостью:

где:

r_w - радиус скважины, м;

С_f - эмпирический коэффициент связи конкретного интервала вскрытия с продуктивной залежью в целом (С_f=(0,01-5)м³);

r_о - эквивалентный радиус скважины, м;

K - проницаемость породы в конкретном интервале вскрытия, м ²,

после чего осуществляют собственно перфорацию скважины, с использованием полученных данных по площади вскрытия каждого интервала продуктивной залежи, кумулятивными зарядами, освоение скважины и последующую ее эксплуатацию.

Сущность изобретения заключается в том, что в соответствии с настоящим изобретением предусматривают применение углерод-кислородного каротажа - УКК - одного из ядерно-физических методов изучения околоскважинного пространства. Этот вид каротажа является известным (см., например, Хисметов Т.В. и др., Решение промысловых задач с использованием данных ядерно-физических методов исследований скважин. Материалы III Международного научного симпозиума «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов». ОАО «ВНИИнефть» М., 2011 г., с.156-162, Методические рекомендации по применению ядерно-физических методов ГИС, включающих углерод-кислородный каротаж, для оценки нефте- и газонасыщенных пород-коллекторов в обсаженных скважинах», согласованные с ГКЗ МПР России. Москва-Тверь, 2006 г.).

По данному способу этот вид каротажа используют ввиду информативности данных на его основе, высокой достоверности этих данных и их достаточности для построения необходимых фильтрационных моделей.

УКК позволяет определять относительные содержания в породе семи основных элементов (О, Si, Fe, Ca, Mg, H, С), составляющих минеральный скелет (матрицу) горных пород, и четырех основных элементов (О, H, С, Cl), образующих флюид порового пространства. Таким образом, появляется возможность оценивать не только нефтенасыщенность, но и характер насыщенности при многофазном заполнении (нефть, газ, вода пластовая, вода закачиваемая) пор с разделением на фазовые составляющие, а также пористость и литологический состав горных пород.

Работы проводят в соответствии с инструкцией по подготовке скважины и оборудования к проведению геофизических работ и «Технической инструкцией по проведению геофизических исследований и работ на кабеле в нефтяных и газовых скважинах», Москва, 2001 г.

В качестве средства для проведения УКК используют прибор АИНК-89С при скоростях записи от 25 м/ч. Скважинная аппаратура оснащена цифровыми, программно-управляемыми приборами для регистрации различных характеристик нейтронных и гамма-полей.

Полученные данные подвергают обработке и интерпретации. При интерпретации данных применяют методики, основанные на элементном анализе горных пород и насыщающих их флюидов. Конечным результатом интерпретации является построение объемной многокомпонентной модели горной породы и порового пространства разреза с характеристикой текущей нефте- газо- водонасыщенности пластов.

Результаты интерпретации включают количественные определения:

- пористости (и ее составляющих), объемных содержаний компонентов твердой фазы пород-коллекторов, обеспечивающих качество оценки и анализа характеристик и параметров насыщенности;

- коэффициентов текущей нефте- и газонасыщенности;

- количества в поровом пространстве воды, газовой составляющей в нефтяных коллекторах и нефтяной в газовых;

- положений межфлюидальных контактов, а именно, водонефтяных контактов - ВНК, газоводяных контактов - ГВК и газонефтяных контактов - ГНК.

На основании полученных данных создают поинтервальную фильтрационную модель околоскважинного пространства, учитывающую его поинтервальные поля пористости, нефтенасыщенности, проницаемости, анизотропии пород. Поинтервальную фильтрационную - секторную модель создают путем распределения пористости, нефтенасыщенности, проницаемости, анизотропии пород в околоскважинном секторе, представляющем из себя цилиндр, в центре которого находится исследуемая скважина. Остальные параметры этого типа модели принимают либо по известным зависимостям от насыщенностей/пористости, либо по результатам привлечения аналогов. При наличии дополнительной информации, например, структурных поверхностей, объединенных фильтрационных полей, распределения насыщенности к началу разработки поинтервальную фильтрационную - секторную модель уточняют. Поинтервальную фильтрационную модель околоскважинного пространства создают для выполнения расчетов технологических показателей работы скважины на небольшой срок - не более 5 лет.

Кроме этой модели создают объединенную фильтрационную модель совместной фильтрации флюидов к скважине по всей толщине продуктивной залежи. На основе этой модели определяют коэффициент связи каждого конкретного интервала скважины с продуктивной залежью в целом. Модели фильтрации адаптируют к конкретным условиям продуктивной залежи. Для этого производят многовариантные расчеты, в которых уточняют наименее достоверные параметры поинтервальной - секторной фильтрационной модели для достижения сходимости контролируемых в процессе адаптации параметров (распределение полей насыщенности, дебитов и давлений исследуемой скважины). В результате всех действий определяют площадь вскрытия (S, м²) каждого интервала продуктивной залежи по ее толщине в соответствии с зависимостью (1).

Далее, по полученным значениям площади вскрытия (S, м²) каждого интервала продуктивной залежи по ее толщине составляют план вскрытия пласта.

Для осуществления селективной перфорации снаряжают перфоратор кумулятивными зарядами с соответствующими мощностями зарядов. При большой толщине продуктивной залежи используют секционный кумулятивный перфоратор длиной до нескольких десятков метров. Кумулятивные заряды против каждого интервала продуктивной толщи размещают по индивидуальной схеме - с различной площадью вскрытия - плотностью перфорации, индивидуальной ориентацией относительно оси перфоратора и индивидуальной схемой срабатывания. После этого осуществляют собственно вскрытие скважины кумулятивными зарядами.

Освоение скважины осуществляют тоже по индивидуальной схеме - с различной депрессией на каждый интервал скважины до выхода работы скважины на стабильный режим нефтеотдачи. После чего осуществляют режимную эксплуатацию скважины.

На фиг.1 в качестве иллюстрации приведен пример распределения полей нефтенасыщенности и пористости на момент проведения УКК.

На фиг.2 проиллюстрирована, в качестве примера, степень проявления коэффициента связи интервала скважины с продуктивной залежью в целом.

На фиг.3 проиллюстрирован, в качестве примера, характер изменения поинтервальной площади вскрытия продуктивной залежи по ее толщине.

В итоге исследований обеспечивают возможность интерпретации характеристики вскрытия продуктивной залежи по ее толщине и расчета поинтервальной эквивалентной площади вскрытия (S, м²) продуктивной залежи по аналитической зависимости:

где:

r_w - радиус скважины, м;

C_f - эмпирический коэффициент связи конкретного интервала вскрытия с продуктивной залежью в целом (С_f=(0,01-5)м³);

r_о - эквивалентный радиус скважины, м;

K - проницаемость породы в конкретном интервале вскрытия, м ².

Эмпирический коэффициент связи конкретного интервала вскрытия с продуктивной залежью в целом получен в результате оптимизационных вычислений и натурных исследований и является коэффициентом пропорциональности - вариантом формулы Дюпюи, адаптированной для фильтрационных расчетов:

q=CfMp(Pj-Pw)

Мр=kp,j/(Bpµp), где

q, м ³/сут - объемный дебит соединения;

Р, Н/м ² - давление;

Вр, м³/м³ - объемный коэффициент флюида;

µ, Па с - вязкость флюида;

kp, j, Па с - фазовая проницаемость флюида.

Способ осуществляют следующим образом на примере скв. 1503 Тананыкской площади.

В результате анализа стандартных геолого-геофизических данных по продуктивной залежи, вскрытой скв. 1503, устанавливают неоднородность этой залежи по толщине, не коррелирующейся с геолого-геофизическими данными соседних добывающих скважин. В результате, возникает необходимость в выработке индивидуальной схемы разработки продуктивной залежи с собственной программой ее вторичного вскрытия из условия обеспечения максимальной нефтеотдачи при минимальном обводнении и сроках разработки. Принимают решение о необходимости поинтервальной - селективной перфорации продуктивной залежи в данной скважине из условия обеспечения максимальной нефтеотдачи при минимальном обводнении и сроках разработки. Для определения алгоритма селективной перфорации для данной скважины с ее конкретными геологическими условиями осуществляют дополнительные исследования методом УКК. На основе него определяют текущую насыщенность и пористость (табл.1). На основании полученных данных создают поинтервальную фильтрационную модель околоскважинного пространства, учитывающую его поинтервальные поля пористости, нефтенасыщенности, проницаемости, анизотропии пород. Данная модель основана на принципах разделения пространства пласта на отдельные участки, имеющие собственные значения физико-гидродинамических и емкостных параметров, связанных единой системой математических уравнений. На базе этой модели создают объединенную фильтрационную модель совместной фильтрации флюидов к скважине по всей толщине продуктивной залежи. Для построения этой модели используют ранее упомянутые результаты исследований УКК, а также петрофизические и физико-химические зависимости, гидродинамические исследования скважин, геофизические исследования скважин, результаты сейсмических исследований пласта, истории разработки месторождения. На основе полученных моделей определяют коэффициент связи каждого конкретного интервала скважины с продуктивной залежью в целом. Модели фильтрации адаптируют к конкретным условиям продуктивной залежи. Для этого производят многовариантные расчеты, в которых предусматривают уточнение наименее достоверных параметров поинтервальной - секторной фильтрационной модели для достижения сходимости контролируемых в процессе адаптации параметров (распределение полей насыщенности, дебитов и давлений исследуемой скважины). В результате всех действий определяют площадь вскрытия (S, м²) - плотность перфорации каждого интервала продуктивной залежи по ее толщине в соответствии с ранее упомянутой зависимостью (1).

После этого осуществляют собственно перфорацию скважины, с использованием полученных данных по площади вскрытия каждого интервала продуктивной залежи, кумулятивными зарядами. Для этого, используя графические зависимости ОАО «ВНИПИвзрывгеофизика» (фиг.4), подбирают соответствующие комулятивные заряды и определяют количество перфорационных отверстий на 1 м вскрываемой толщины пласта (табл.2).

После чего для осуществления селективной перфорации снаряжают перфоратор кумулятивными зарядами. Кумулятивные заряды против каждого интервала продуктивной толщи размещают по индивидуальной схеме - с различной площадью вскрытия, плотностью перфорации. Возможно, также размещение зарядов с индивидуальной ориентацией относительно оси перфоратора и индивидуальной схемой срабатывания. После вскрытия пласта освоение скважины осуществляют тоже по индивидуальной схеме - с различной депрессией на каждый интервал скважины до выхода работы скважины на стабильный режим нефтеотдачи. После чего осуществляют режимную эксплуатацию скважины.

Таблица 2
Глубина залегания, м	Тип заряда	Кол-во отверстий на 1 м толщины пласта
2874,8	ЗПК105Н-ТВ-СП	14
2875,8	ЗПК105Н-ТВ-СП	17
2876,7	ЗПК105Н-ТВ-СП	12
2877,7	ЗПК105Н-ТВ-СП2	12
2878,6	ЗПК105Н-ГП	8
2879,6	ЗПК105Н-ГП	10
2880,6	ЗПК105Н-ГП	7
2881,5	ЗПК105Н-ГП	10
2882,5	ЗПК105Н-ТВ-СП2	12
2883,4	ЗПК105Н-ГП	8
2884,4	ЗПК105Н-ГП	6
2885,4	ЗПК105Н-ТВ-СП2	4
2886,3	ЗПКТ114Н-СБО	4
2887,3	ЗПКТ114Н-СБО	4
2888,2	ЗПКТ114Н-СБО	6
2889,2	ЗПКТ89Н-ГП	10
2890,2	ЗПК105Н-ТВ-СП	6
2891,1	ЗПК105Н-ТВ-СП	6
2892,1	ЗПК105Н-ГП	6
2893	ЗПК105Н-ГП	6
2894	ЗПК105Н-ГП	6
2895	ЗПК105Н-ГП	6
2895,9	ЗПК105Н-ТВ-СП	14
2896,9	ЗПК105Н-ГП	7
2897,8	ЗПК105Н-ТВ-СП	19
2898,8	ЗПК105Н-ГП	7