RU2005105146A - Способ разработки месторождения углеводородов - Google Patents

Claims (25)

1. Способ разработки месторождения углеводородов, включающий установление на площади углеводородного пласта местоположения систем разрывных нарушений и фильтрационных сопротивлений на линиях тока пластовых флюидов, размещение добывающих скважин вблизи них, а нагнетательных скважин за пределами или в пределах зон, ограниченных этими разрывными нарушениями, отличающийся тем, что определяют гидравлическую связь разрывных нарушений со скважинами и/или другими разрывными нарушениями и состав добываемых из них флюидов - углеводородов и воды, управляют фильтрационными сопротивлениями между скважинами и разрывными нарушениями, при этом уменьшают их в случае притока к скважинам углеводородов, и/или увеличивают фильтрационные сопротивления между скважинами и разрывными нарушениями в случае притока воды, причем размещают нагнетательные скважины вблизи разрывных нарушений, при этом эти разрывные нарушения выбирают среди тех, которые имеют максимально возможные фильтрационные сопротивления с разрывными нарушениями, на которых выбраны добывающие скважины, и/или для них искусственно увеличивают фильтрационные сопротивления, путем закачки водоизоляционных составов через существующие нагнетательные и/или добывающие, и/или специальные скважины, пробуренные на лини тока воды, и/или переводят скважины из одной категории в другую, и/или определяют источник поступления нефти в залежь из нефтематеринских пород и располагают добывающие скважины вблизи, а нагнетательные скважины в наиболее удаленной части от этого источника, и/или уменьшают отрицательное влияние геологических факторов на надежность конструкции скважины и режим ее работы.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что увеличивают фильтрационные сопротивления путем закачки в разрывные нарушения через специальные скважины водоизоляционных составов - осадкообразующих и/или гелевых изолирующих составов для предупреждения или для ограничения притока пластовых вод к добывающим скважинам по разрывным нарушениям из-за контура питания или от нагнетательных скважин.

3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что размещают специальные скважины на контуре нефтеносности вблизи разрывных нарушений.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что переводят скважины из одной категории в другую - часть добывающих скважин в нагнетательные и/или часть нагнетательных скважин в добывающие скважины, и/или часть добывающих в специальные, и/или часть нагнетательных в специальные скважины, и/или часть специальных скважин в нагнетательные, и/или часть специальных в добывающие, причем переводят скважины после их освоения и/или исследования, и/или после заданного периода эксплуатации.

5. Способ по п.1 или 4, отличающийся тем, что переводят скважины из одной категории в другую, причем добывающие скважины с высокой обводненностью, обусловленной прорывом воды через разрывные нарушения, в нагнетательные и/или специальные скважины под нагнетание водоизолирующих составов для изоляции притока воды по разрывным нарушениям, и/или определяют изменение дебита и/или пластового давления в зоне отбора, и/или нефтесодержания добываемой продукции, и/или динамического уровня, после чего добывающие скважины с максимальным темпом падения этих параметров переводят в нагнетательные и/или специальные скважины, и/или нагнетательные или специальные скважины переводят в добывающие для добычи остаточных запасов углеводов, и/или переводят нагнетательные скважины в специальные при обнаружении, системы разрывных нарушений для закачки водоизолирующих составов.

6. Способ по п.1 или 4, отличающийся тем, что переводят нагнетательные скважины из скважин, расположенных в центре изолированного блока насыщенного нефтью, после отбора из них нефти до снижения начального пластового давления более чем на 25%, причем выбирают скважины с наибольшими значениями пористости, проницаемости и толщиной не ниже среднего значения по участку, и наименьшим значением пластового давления, и/или выбирают нагнетательные скважины из скважин, расположенных на контуре нефтеносности, связанных с добывающими через разрывные нарушения по наиболее длиной линии тока.

7. Способ по п.1, отличающийся тем, что управляют фильтрационными потоками путем размещения добывающих скважин параллельно разрывным нарушениям на заданном расстоянии с учетом анизотропии проницаемости пласта по разным направлениям.

8. Способ по п.1, отличающийся тем, что размещают добывающие скважины вблизи пересечения нескольких разрывных нарушений, причем в добывающих скважинах, пробуренных вблизи разрывных нарушений, но не связанных с ними системой трещин, уменьшают фильтрационные сопротивления между скважинами и разрывными нарушениями направленной перфорацией и/или гидроразрывом пласта, и/или бурением горизонтальных стволов и/или забуркой боковых стволов, и/или физико-химическим воздействием.

9. Способ по п.1, отличающийся тем, что размещают нагнетательные скважины во внутренней части нефтенасыщенной зоны, ограниченной разрывными нарушениями, причем учитывают изменение проницаемости и выбирают для нее плотность сетки скважины обратно пропорционально найденной проницаемости с учетом ее анизотропии по разным направлениям, и переводят эти скважины на начальной стадии разработки в добывающие скважины.

10. Способ по п.1, отличающийся тем, что определяют гидравлическую связь разрывных нарушений со скважинами и/или другими разрывными нарушениями постоянным мониторингом, учитывая системы трещин и каналов низкого фильтрационного сопротивления и с учетом этого изменяют расположение добывающих и/или нагнетательных, и/или специальных скважин.

11. Способ по п.1, отличающийся тем, что устанавливают на площади углеводородного пласта местоположение разрывных нарушений до бурения скважин по данным аэрогеофизических исследований и/или по данным наземной сейсморазведки, и/или путем спектрально-сейсморазведочного профилирования.

12. Способ по п.1, отличающийся тем, что устанавливают на площади углеводородного пласта местоположение разрывных нарушений путем отбора проб и их анализ на содержание олова (Sn), хрома (Cr) и кобальта (Со) и их отношений Sn/Cr и Sn/Co.

13. Способ по п.1, отличающийся тем, что устанавливают на площади углеводородного пласта местоположение разрывных нарушений во время бурения скважин, используя кавернометрию, а также по темпу изменения поглощения бурового раствора.

14. Способ по п.1, отличающийся тем, что устанавливают на площади углеводородного пласта местоположение разрывных нарушений после бурения скважин путем вертикального сейсмического профилирования, и/или по данным гидропрослушивания скважин, и/или трассерными исследованиями с использованием закачки индикаторных веществ через нагнетательные скважины или через отдельные добывающие скважины, временно используемые как нагнетательные, и/или по профилю притока и/или профилю приемистости, и/или по изменению температуры по глубине скважины, и/или акустическими методами, и/или геофизическими исследованиями - методом импульсного нейтрон-нейтронного каротажа или методом углеродно-кислородного каротажа.

15. Способ по п.1, отличающийся тем, что устанавливают на площади углеводородного пласта местоположение разрывных нарушений путем адаптации геолого-гидродинамической модели, обеспечивая согласование расчетных и фактических показателей - давления и добычи пластовых флюидов, путем изменения положения разрывных нарушений и их характеристик на модели, при этом определяют гидравлическую связь по динамике заводнения коллекторов, выявляя систему трещин, по которым движется основной поток закачиваемой воды.

16. Способ по п.1, отличающийся тем, что размещают скважины на многопластовом месторождении с выбором их профиля, максимально приближенного к зонам разрывных нарушений в пластах, планируемых для эксплуатации в качестве основного и/или возвратного эксплуатационного объекта и по возможности удаленного от зон разрывных нарушений в верхней части скважины и в пластах, не планируемых для перфорации в данной скважине.

17. Способ по п.1 или 8, отличающийся тем, что размещают добывающие скважины без пересечения с разрывными нарушениями, а пересекают последние в углеводородном пласте горизонтальным стволом и/или забуркой бокового ствола, и/или производят направленный гидроразрыв пласта в сторону уточненных разрывных нарушений.

18. Способ по п.1, отличающийся тем, что размещают скважины между соседними гидродинамически несвязанными разрывными нарушениями, соединяя последние со скважиной путем бурения, в ней, по меньшей мере, двух дополнительных стволов, причем один из стволов скважины используют для добычи углеводородов, а другой - под нагнетание водоизоляционных составов, и/или один ствол скважины используют как нагнетательный, а другой под нагнетание водоизоляционных составов, и/или один ствол скважины используют для добычи углеводородов, а другой как нагнетательный, и/или оба ствола используют для добычи углеводородных флюидов, и/или оба ствола используют для нагнетания рабочего агента, и/или оба ствола используют под нагнетание водоизолирующих составов.

19. Способ по п.1, отличающийся тем, что определяют источник поступления нефти в залежь из нефтематеринских пород по максимальной концентрации асфальтенов и/или смол, и/или серо- и азотоорганических соединений, и/или парафинов, и/или высокомолекулярных ароматических углеводородов и располагают вблизи источника добывающие скважины.

20. Способ по п.1, отличающийся тем, что определяют источник поступления нефти в залежь из нефтематеринских пород по увеличению на образцах осадочных пород показания отражательной способности микрокомпонентов нерастворимого органического вещества - сорбомикстинита, псевдовитринит, талломоальгинит, коллоальгинит, витринит.

21. Способ по п.1, отличающийся тем, что определяют источник поступления нефти в залежь из нефтематеринских пород по увеличению концентрации кальция в образцах подпочвенных отложений.

22. Способ по п.1, отличающийся тем, что определяют источник поступления нефти в залежь из нефтематеринских пород по максимальным значениям на площади углеводородного пласта начальных дебитов нефти и/или пластовых давлений, и/или пластовой температуры, и/или мощности нефтенасыщенной части разреза, и/или количества продуктивных пластов, насыщенных нефтью, и/или по минимальному значению давления насыщения.

23. Способ по п.1, отличающийся тем, что устанавливают на мощности пласта местоположение систем разрывных нарушений и определяют гидравлическую связь разрывных нарушений со скважиной и состав добываемых из них флюидов - углеводородов и воды при совместной эксплуатации нескольких перфорированных интервалов пласта или при поочередной их эксплуатации, или при одновременно-раздельной эксплуатации отдельных интервалов пласта одной добывающей или нагнетательной скважиной.

24. Способ по п.1, отличающийся тем, что управляют фильтрационными сопротивлениями между скважинами и разрывными нарушениями при совместном воздействии на несколько интервалов пласта или при поочередном воздействии на них, или при одновременно-раздельном воздействии через специальную скважину.

25. Способ по п.1, отличающийся тем, что уменьшают отрицательное влияние геологических факторов воздействующих на надежность конструкции скважины и технологический режим работы скважины путем разгрузки сейсмической активности в интервалах расположения ее профиля и/или располагают скважину на площади где отсутствует зона вечной мерзлоты или она имеет минимальную мощность.