СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
OIL DEPOSIT DEVELOPMENT METHOD

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 разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины, проведение гамма-каротажа в скважинах и выявление пропластков с характерными свойствами. Гамма-каротажные кривые снимают в процессе эксплуатации скважин. По исследуемым скважинам совмещают последующую и предыдущую кривые гамма-каротажа. Строят кривую разницы между значениями гамма-единиц последующей и предыдущей кривой. Максимальную разницу между значениями гамма-единиц принимают за 100%. Определяют динамику и % изменения гамма-единиц в зонах продуктивных пропластков. Принимают, что движение пластовых вод слабое при изменении гамма-единиц до 25%, от 25 до 75% - среднее, более 75% - интенсивное. По наличию динамики обводнения судят о продвижении пластовых вод к скважине. В обводненных пропластках проводят мероприятия по изоляции пластовых вод и выравниванию профиля приемистости в скважинах. Снимают гамма-каротажные кривые до и после водоизоляционных работ и по скачкообразному изменению показателей гамма-каротажа судят о прохождении водоизолирующего агента (Патент РФ №2003118306/03, опубл. - прототип).
Известный способ позволяет определять движение пластовых вод в залежи, но не позволяет находить внутри месторождения невыработанные зоны и отдельные залежи, разбивать залежь на участки разработки.
В изобретении решается задача выделения наиболее продуктивных участков внутри разрабатываемого месторождения и повышения нефтеотдачи.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения, включающем отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, анализ данных гамма-каротажа скважин и регистрацию значений радиоактивности по скважинам, согласно изобретению, строят карту с изолиниями радиоактивности по месторождению, контролируют дебиты и накопленный объем добычи по скважинам в разных зонах между изолиниями, устанавливают зависимость повышенного дебита и накопленной добычи от величины радиоактивности, бурят дополнительные скважины в зонах повышенной радиоактивности 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.
При разработке нефтяного месторождения ведут отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Проводят анализ данных гамма-каротажа скважин и регистрацию значений радиоактивности по скважинам. Для изучения вертикальной унаследованности естественного гамма-поля выбирают хорошо прослеживаемые горизонты, которые имеют в своем составе пласты с повышенными значениями естественного гамма-поля. Выбирают толщу глин, близко расположенную к продуктивной части разреза и регионально выдержанную. Строят карту с изолиниями радиоактивности по месторождению по выделенным толщам. Контролируют дебиты и накопленный объем добычи по скважинам в разных зонах между изолиниями. Устанавливают зависимость повышенного дебита и накопленной добычи от величины радиоактивности. Бурят дополнительные скважины в зонах повышенной радиоактивности и отбирают нефть.
Пример конкретного выполнения
3
Разрабатывают нефтяное месторождение (Миннибаевская площадь Ромашкинского месторождения) со следующими характеристиками: глубина водонефтяного контакта - 1485,5 м (абсолютная отметка), пластовая температура 34°C, пластовое давление 17,5 МПа, пористость 20%, проницаемость 176 мД, нефтенасыщенность 73,6%, вязкость нефти 4,07 мПа·с, плотность нефти 815 кг/м. Отбирают нефть через 630 добывающих скважин, закачивают рабочий агент через 450 нагнетательных скважин. Месторождение с огромным пробуренным фондом и разработка производится по 4-й генеральной схеме разработки. Применяют различные системы разработки от семиточечной обращенной системы до избирательного заводнения.
Проводят анализ данных гамма-каротажа скважин.
По выбранному участку по всем скважинам отбирают первоначальный гамма-каротаж, проведенный после бурения скважины при окончательном комплексе геофизических исследований скважин, и в выделенных горизонтах снимают показания гамма-каротажа (ГК) согласно масштаба кривой.
Для изучения вертикальной унаследованности естественного гамма-поля выбирают хорошо прослеживаемые горизонты, которые имеют в своем составе пласты с повышенными значениями естественного гамма-поля (Ig). Для полноты характеристики разреза построена карта распределения естественного гамма-поля по глинам кыновского горизонта. На площадях Татарии хорошо прослеживаемыми горизонтами являются семилукский и бурегский.
Наиболее полно представлен данными семилукский горизонт (см. чертеж). Анализ карты вариаций гамма-поля в его пределах показывает наличие нескольких зон повышенных значений Ig. Достаточно широкая зона проходит с юго-востока на северо-запад площади в центральной ее части. Значения в отдельных участках превышают 14 g. Другая область повышенных значений расположена северо-восточнее, параллельно описанной выше. Третья - почти перпендикулярно двум предыдущим, расположена в юго-западной части площади и к ней приурочены участки максимальных значений, превышающие 14 g.
Выбирают толщу глин, близко расположенную к продуктивной части разреза и регионально выдержанную. На месторождениях Татарии - это толща глин кыновского горизонта, представлена во всех скважинах и хорошо отбивается репером "аяксы".
Карта вариаций Ig кыновского горизонта показывает также несколько зон повышенных значений: наиболее широкая зона, как и на всех предыдущих картах, простирается с юго-запада на северо-восток, другая - более узкая, параллельная первой, располагается ближе к северо-западному углу, две другие неширокие зоны практически перпендикулярны двум предыдущим, располагаются в юго-западном углу площади. Максимальные значения характерны крайней зоне и превышают 11-12 g.
На площади размером 15 на 22,5 км для таких пластов построены карты распределения гамма-поля. Регистрация значений радиоактивности была проведена по геофизическим исследованиям 436 скважин Миннибаевской площади. Данные естественной радиоактивности по некоторым скважинам приведены в таблице 1.
Строят карту с изолиниями радиоактивности по месторождению (см. чертеж).
Контролируют дебиты и накопленный объем добычи по скважинам в разных зонах между изолиниями.
Устанавливают, что имеется зависимость повышенного дебита и накопленной добычи от величины радиоактивности.
Скважины с высокой естественной радиоактивностью более 6 g по отложениям семилукского и кыновского горизонтов высокодебитные, накопленная добыча скважин по нефти за период разработки приведена в таблице 2.
Согласованность поведения гамма-поля в карбонатном разрезе свидетельствует о наличии общих причин, а сквозной характер, наблюдающийся почти в 1000 м разрезе, говорит об унаследованно развивающихся областях проводимости глубинных флюидов, приводящих к повышению радиоактивности пород в областях их внедрения.
Таблица 1
№№ п/п
№№ скважин
Значения Ig, семилукский горизонт
Значения Ig, кыновский горизонт
1
1215
12
8
2
3691
8
8
3
9547
8
6
4
10758
10
7
5
10782
10
8
6
10835
6
8
7
10871
12
8
8
14939
14
8
9
14998
8
8
10
15648
14
12
11
20358
14
6
12
26815
14
10
Таблица 2
№№ скважины
Год бурения
Дебит жидкости
Дебит нефти
% обводненности
Накопленная нефть
3691
1971
5,5
0,5
90
28545
10782
1970
ликвидирована
69904
10835
1974
19
0,5
97
10871
1975
45
3
97
125793
14939
1985
7
0,2
97
7877
14998
1980
4
1
75
4991
15648
1975
3,2
2,7
10
19514
20358
1997
5
3,7
10
9254
Другими словами, области внедрения глубинного флюида - зоны повышенной радиоактивности, конечно же будут более привлекательными для бурения скважин.
Бурят дополнительные скважины в зонах повышенной радиоактивности и отбирают нефть.
В результате нефтеотдача залежи возросла на 1,5%.
Применение предложенного способа позволит решить задачу выделения наиболее продуктивных участков внутри разрабатываемого месторождения и повышения нефтеотдачи.