Способ мониторинга и оптимизации разработки залежи нефти
METHOD OF MONITORING AND OPTIMIZING DEVELOPMENT OF OIL DEPOSIT

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовых залежей нефти, пласты которых полностью или частично совпадают в структурном плане.
Известен способ мониторинга разработки газовых месторождений, включающий проведение в течение всего периода эксплуатации месторождения циклических наблюдений за изменениями силы тяжести на гравиметрических пунктах, при этом в пределах месторождения размещают два типа пунктов наблюдения - базисные, которые размещают в пределах кустов эксплуатационных скважин, где по данным промыслово-геофизических исследований определяются объем отбора газа, падения пластового давления и перемещения газоводяного контакта, и режимные - на участках месторождения, непосредственно не дренируемых эксплуатационными скважинами, по периодическим наблюдениям на базисных пунктах устанавливают зависимости между изменениями значений силы тяжести и указанными параметрами разработки, полученные зависимости затем используют для определения по измеряемым значениям силы тяжести на режимных пунктах текущих запасов газа в месторождении, его распределения и перемещения масс флюидов по площади всего месторождения (патент РФ № 2307379, кл. G01N 30/02, G01V 9/00, опубл. 27.09.2005).
Недостатком известного способа является сложность и большой объем проводимых работ при невысокой эффективности. Нефтеотдача месторождений остается низкой.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ геохимического мониторинга разработки мелкозалегающих залежей сверхвязкой нефти, заключающийся в том, что отбирают не менее трёх образцов керна из различных участков месторождения через одинаковые пространственные интервалы, измельчают образцы керна, экстрагируют измельченные образцы керна растворителем, отгоняют растворитель с получением битумоида, из битумоида выделяют углеводородную фракцию. С использованием жидкостно-адсорбционной хроматографии, выполняют качественную идентификацию хромато-масс-спектрометрических пиков по масс-спектрам полученной углеводородной фракции с использованием хромато-масс-спектрометрического анализа. При этом определяют интенсивность пика 1-метилдибензотиофена, интенсивность пика 4-метилдибензотиофена и соотношение пиков 1-метилдибензотиофена и 4-метилдибензотиофена. По результатам полученных соотношений в образцах керна строят 2D и 3D модели месторождения с применением программного обеспечения, разработанного под заявленный способ, отбирают пробы нефти из добывающих скважин, определяют соотношения 1-метилдибензотиофена и 4-метилдибензотиофена, идентичные исследованиям керна, вносят полученные соотношения 1-метилдибензотиофена и 4-метилдибензотиофена, определённые в образцах нефти, в предварительно построенную геохимическую модель месторождения и выполняют построение 2D и 3D модели месторождения с применением программного обеспечения, разработанного под заявленный способ. Формируют 2D и 3D модели месторождения и формулируют выводы по оценке направлений вероятных притоков нефти (патент РФ №2667174, кл. Е21В 49/00, G06F 19/00, G06G 7/48, опубл. 28.12.2017 - прототип).
Недостатком известного способа является его сложность, т.к. необходимо проводить отбор керна. Кроме того, отбор керна довольно сложно осуществить в уже пробуренных работающих скважинах. Эффективность способа снижается в более глубоких пластах и многопластовых залежах. В результате нефтеотдача залежей остается невысокой.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи многопластовой нефтяной залежи.
Задача решается тем, что в способе мониторинга и оптимизации разработки залежи нефти, включающем отбор образцов нефти и проведение геохимических исследований с соответствующим выделением пиков и определением геохимических параметров нефти, проведение анализа и оценку притоков нефти, согласно изобретению, выбирают многопластовую залежь, пласты которой полностью или частично совпадают в структурном плане, на данной залежи подбирают скважины – группа А, эксплуатирующие все пласты, но при этом каждая из скважин ведет отбор только из одного из пластов, проводят геохимические исследования проб нефти из данных скважин группы А и определяют геохимические параметры нефти каждого из пластов, затем отбирают пробы нефти с оставшихся скважин – группа B, каждая из которых эксплуатирует по несколько пластов, проводят геохимические исследования данных проб, сравнивают с геохимическими параметрами нефти, характерными для каждого из пластов, определенных по исследованиям со скважин группы А, и выявляют процентное распределение притока нефти с каждого из пластов в скважинах группы В, при разнице добычи нефти из пластов в 20% и более, в скважинах группы В проводят мероприятия по выравниванию притока, заключающиеся в установке оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации, водоизоляционными работами, работами по интенсификации притока, либо отключением одного или нескольких пластов, мониторинг распределения притока нефти с применением геохимических исследований проб нефти проводят на скважинах группы В с периодичностью не реже одного раза в 2 месяца, при необходимости, мероприятия по выравниванию притока повторяют.
Сущность изобретения.
Для эффективной разработки многопластовой нефтяной залежи необходимо достичь максимальный охват по каждому из пластов. Однако, если пласты совпадают в структурном плане и эксплуатируются совместно, при этом отличаются по своим геолого-физическим характеристикам, охват и выработка пластов снижаются. Существующие технические решения не в полной мере позволяют осуществлять наиболее полную выработку запасов нефти из такой залежи, в результате чего, нефтеотдача залежи остается низкой. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи многопластовой нефтяной залежи. Задача решается следующим образом.
Способ реализуют следующим образом.
Подбирают многопластовую нефтяную залежь, представленную несколькими пластами, полностью или частично совпадающими в структурном плане. На залежи подбирают скважины – группа А, эксплуатирующие все пласты, но при этом каждая из скважин ведет отбор только из одного из пластов. Из данных скважин группы А отбирают пробы нефти. Проводят геохимические исследования проб нефти из данных скважин группы А и определяют геохимические параметры нефти каждого из пластов.
Далее отбирают пробы нефти с оставшихся скважин – группы B, каждая из которых эксплуатирует по несколько пластов.
Проводят геохимические исследования данных проб и сравнивают с геохимическими параметрами нефти, характерными для каждого из пластов, определенных по исследованиям со скважин группы А.
В результате выявляют процентное распределение притока нефти с каждого из пластов в скважинах группы В. При разнице добычи нефти из пластов в 20% и более, в скважинах группы В проводят мероприятия по выравниванию притока. Данные мероприятия в зависимости от ситуации включают в себя установку оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации, водоизоляционные работы, работы по интенсификации притока, либо отключение одного или нескольких пластов. Согласно исследованиям, при разнице добычи нефти из пластов менее, чем 20% проведение мероприятий по выравниванию притока нецелесообразно ввиду снижения прироста нефтеотдачи.
После проведения данных мероприятий при дальнейшей эксплуатации скважин ввиду изменений, происходящих в пласте (интерференция скважин и перераспределение потоков, окончание действия водоизоляционного состава и пр.), возможно снижение эффективности проведенных мероприятий. Поэтому на залежи на скважинах группы В проводят мониторинг распределения притока нефти геохимическими исследованиями проб нефти с периодичностью не реже одного раза в 2 месяца. При необходимости, мероприятия по выравниванию притока повторяют. Согласно исследованиям, при проведении геохимических исследований проб нефти с периодичностью реже одного раза в 2 месяца, эффективность мониторинга и соответствующей оптимизации способа значительно снижается.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи.
Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи многопластовой нефтяной залежи.
Пример конкретного выполнения способа.
На месторождении подбирают многопластовую нефтяную залежь. Данная залежь представлена тремя пластами: верхним I, средним II и нижним III. Пласты I, II и III частично совпадают в структурном плане. Нижний пласт III представлен терригенными отложениями, средняя абсолютная проницаемость составляет 260 мД, средняя нефтенасыщенная толщина – 4 м, глубина залегания кровли пласта – 1630 м, начальное пластовое давление – 16 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях – 12 мПа·с. Средний пласт II сложен карбонатными породами, средняя абсолютная проницаемость составляет 50 мД, средняя нефтенасыщенная толщина – 6 м, глубина залегания кровли пласта – 1230 м, начальное пластовое давление – 12 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях – 32 мПа·с. Вышезалегающий пласт I представлен терригенными отложениями, средняя абсолютная проницаемость составляет 400 мД, средняя нефтенасыщенная толщина – 5 м, глубина залегания кровли пласта – 1070 м, начальное пластовое давление – 11 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях – 45 мПа·с.
Среди 20 добывающих скважин залежи выбирают группу А скважин, эксплуатирующих все пласты I, II и III, но при этом каждая из данных скважин ведет отбор только из одного из пластов I, II или III. На рассматриваемой залежи такими скважинами группы А являются скважины, в которых пласты I, II и III не совпадают в структурном плане. Всего таких скважин 4: две эксплуатируют пласт I и по одной эксплуатируют пласты II и III.
Из данных скважин группы А отбирают пробы нефти, проводят геохимические исследования проб нефти и определяют геохимические параметры нефти каждого из пластов I, II и III.
Далее отбирают пробы нефти с оставшихся 16 скважин – группа B, в которых пласты I, II и III совпадают в структурном плане. Каждая из скважин групп В эксплуатирует по несколько пластов: I и II, II и III, I и III или все три пласта одновременно. Проводят геохимические исследования данных проб и сравнивают с геохимическими параметрами нефти, характерными для каждого из пластов, определенных по исследованиям со скважин группы А.
В результате выявляют процентное распределение притока нефти с каждого из пластов в скважинах группы В. Определили, что в 12 скважинах группы В разница в добыче нефти из пластов составляет 20% и более. В данных скважинах проводят мероприятия по выравниванию притока:
- в 6 скважинах устанавливают оборудование для одновременно-раздельной эксплуатации,
- в 2 скважинах проводят водоизоляционные работы, закачивая водоизоляционные составы в обводнившиеся пласты,
- в 3 скважинах отключают низкопродуктивные пласты, оставляя один из пластов с максимальным дебитом нефти,
- в 1 скважине проводят солянокислотную обработку низкопродуктивного карбонатного пласта.
После проведения данных мероприятий при дальнейшей эксплуатации скважин группы В ввиду изменений, происходящих в пласте, с периодичностью раз в 2 месяца проводят мониторинг распределения притока нефти геохимическими исследованиями проб нефти. Мероприятия по выравниванию притока повторяют еще 26 раз за все время разработки залежи.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи.
В результате разработки, которое ограничили достижением обводненности залежи до 98%, было добыто 524 тыс.т нефти, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) по залежи составил 0,415 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 468 тыс.т нефти, КИН составил 0,371 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу – 0,044 д.ед.
Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент извлечения нефти залежи, представленной несколькими пластами, полностью или частично совпадающими в структурном плане (многопластовая залежь), повысить охват пластов и выработку запасов нефти.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи многопластовой нефтяной залежи.