СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
PROCEDURE FOR DEVELOPMENT OF OIL DEPOSIT

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи.
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 внешние границы залежи, но не позволяет находить внутри месторождения невыработанные зоны и отдельные залежи, разбивать залежь на участки в соответствии с наличием гидродинамической связи между скважинами.
В изобретении решается задача поиска залежей нефти внутри разрабатываемого месторождения и разделения залежи на участки в соответствии с наличием гидродинамической связи между скважинами.
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 выявляют пары ближайших скважин нагнетательная-добывающая без гидродинамической связи, в районе выявленных скважин наносят на карту линии изменения отметок репера, анализируют отметки репера в выделенных скважинах, при наличии резкой разницы отметок репера делают заключение о наличии геологического экрана между скважинами и относят каждую из выделенных скважин к различным участкам разработки, при этом в качестве репера выбирают репер отложений, вскрытых ниже базисного продуктивного горизонта разрабатываемого месторождения, ближайший к отложениям кристаллического фундамента.
Сущность изобретения
При разработке нефтяной залежи нередко возникают ситуации, когда повышение пластового давления от закачки рабочего агента через нагнетательную скважину приводит к повышению пластового давления вблизи лишь части окружающих добывающих скважин. Существующие способы исследований не позволяют с полной достоверностью сказать о причинах такого явления. В предложенном способе решается задача поиска залежей нефти внутри разрабатываемого месторождения и разделения залежи на участки в соответствии с наличием гидродинамической связи между скважинами. Задача решается следующим образом.
При разработке нефтяного месторождения проводят отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. При гидродинамических исследованиях скважин выявляют пары ближайших скважин нагнетательная-добывающая без гидродинамической связи. В районе выявленных скважин наносят на карту линии изменения отметок репера и анализируют отметки репера в выделенных скважинах. В качестве репера выбирают репер отложений, вскрытых ниже базисного продуктивного горизонта разрабатываемого месторождения, ближайший к отложениям кристаллического фундамента. На территории республики Татарстан базисным продуктивным горизонтом являются отложения девонской системы кыновского и пашийского горизонтов. Ниже в отложениях муллинского, старооскольского и воробьевского горизонта, залегающих на отложениях кристаллического фундамента, нефтяные залежи представляют единичные скопления нефти и эти отложения являются горизонтами доразведки. Эксплуатационные скважины, вскрывшие отложения кристаллического фундамента единичны, но достаточно количество скважин, вскрывших муллинский горизонт с репером "средний известняк". Отметку репера "средний известняк" анализируют на местности, соединив равные отметки между скважинами, получаем картину блокового строения местности по кровле определенного, выбранного репера. При наличии резкой разницы отметок репера делают заключение о наличии геологического экрана между скважинами и относят каждую из выделенных скважин к различным участкам разработки. Резкой считают разницу отметок, нехарактерную для монотонного изменения отметок репера по месторождению. Наличие геологического экрана свидетельствует о геологических явлениях типа сброса, надвига, смещения пластов с прерыванием протяженности пласта и нарушением гидродинамической связи по пласту. Часть продуктивного пласта, ограниченного полностью или частично линиями смещения пластов, рассматривают как самостоятельную гидродинамически изолированную залежь. Для выработки запасов из такой залежи на ней формируют самостоятельную систему разработки с закачкой рабочего агента через нагнетательные скважины и отбором нефти через добывающие скважины данной залежи. При выявлении нагнетательной и добывающей скважины с нарушенной гидродинамической связью между ними их относят к разным участкам разработки, т.е. к разным залежам. Линия между участками разработки, как правило, проходит между такими скважинами.
При отсутствии резкой разницы отметок репера в выделенных скважинах продолжают выявлять причину нарушения гидродинамической связи между скважинами, которая может, например, заключаться в наличии глинистых прослоев, сообщения продуктивного пласта с водопоглощающими горизонтами, влияния ближайших добывающих скважин с высоким дебитом и пр. В этом случае применяют мероприятия, характерные для разработки непрерывного пласта.
Пример конкретного выполнения
3
Разрабатывают нефтяное месторождение (Северо-Альметьевская площадь Ромашкинского месторождения) со следующими характеристиками: глубина водонефтяного контакта - 1485,5 м (абсолютная отметка), пластовая температура 34°С, 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 397 добывающих скважин, закачивают рабочий агент через 325 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. При гидродинамических исследованиях скважин выявляют, что в одном элементе разработки в районах нагнетательной скважины и одной из добывающих скважин имеется резкая разность пластового давления. Дебит добывающей скважины на порядок меньше, чем у ближайших добывающих скважин элемента разработки. Гидродинамическая связь между скважинами отсутствует.
3
3
В районе выявленных скважин наносят на карту линии изменения отметок репера. Репер «среднего известняка» находится на глубине 1690,4 м (абсолютная отметка - 1526 м). Линия репера практически горизонтальна. В выделенных скважинах анализируют отклонения отметок репера. Устанавливают, что имеется резкая разница отметок репера. Отметка репера в добывающей скважине отличается от горизонтальной линии реперов более чем на 5 м. Делают заключение о наличии геологического экрана между скважинами и относят добывающую скважину к соседнему участку разработки. Увеличивают расход рабочего агента через нагнетательную скважину соседнего участка с расчетом отбора жидкости через добывающую скважину. Через 1 месяц дебит добывающей скважины вырос с 0,5 м/cyт до 4,5 м/сут.
В результате удается отнести добывающую скважину к новому участку разработки, уточнить границы двух участков, провести разделение залежи на участки в соответствии с наличием гидродинамической связи между скважинами и в конечном результате повысить нефтеотдачу залежи.
Применение предложенного способа позволит решить задачу поиска залежей нефти внутри разрабатываемого месторождения и разделения залежи на участки в соответствии с наличием гидродинамической связи между скважинами.