Спосіб розробки покладу вуглеводнів

1. Спосіб розробки покладу вуглеводнів, що включає дію на поклад щонайменше через одну свердловину, пробурену у покладі, створення моделі покладу, прогнозування видобутку вуглеводнів із покладу з використанням створеної моделі, який відрізняється тим, що на поклад діють технічними засобами, які забезпечують одержання інформації про геолого-фізичні показники покладу і флюїдів, що його насичують, будують тривимірну геолого-технологічну модель покладу, кожна комірка якої характеризується значеннями геологофізичних показників покладу і флюїдів, розраховують кількість проектних свердловин Nпp за формулою: æ æ μф ö ö ÷÷ Qнак × S × ç a0 + a1 × ç ç μв ÷ ÷ ç è øø è Nnp = - Nд , æ ö Qнак ÷ Qпоч × Квит × h2 ç1 - a2 ç Qпоч × К вип ÷ è ø де: Qнак - накопичений видобуток нафти (газу), т(м 3); S - площа нафтогазоносності, м 2; а0, а1, а2 - емпіричні коефіцієнти; μФ - в'язкість флюїду, Па.с; μВ - в'язкість води, Па.с; Qпоч - початкові балансові запаси нафти (газу), т(м 3); Квит - коефіцієнт витіснення флюїду водою; h - ефективна нафтогазонасичена товщина пласта, м; Nд - кількість діючих свердловин, 2 3 25001 Корисна модель відноситься до способів розробки покладів вуглеводнів з використанням геолого-технологічних моделей (ГТМ) і може бути застосована у нафтогазовидобувній промисловості під час розробки покладів нафти і газу, зокрема для визначення раціонального місця розміщення нафтових і газових свердловин. Відомий спосіб моделювання пласта, насиченого вуглеводнями [Євразійський патент №3418, МПК7 G06F9/455, Е21В43/22, 2003, № пріоритетної заявки US60/159, 035 12.10.1999], що включає дію на пласт щонайменше через одну свердловину, пробурену в ньому, створення моделі пласта, прогнозування на основі створеної моделі з використанням моделюючої програми динаміки видобутку вуглеводнів та зміни властивостей пласта і текучих середовищ, які його насичують. Недоліком способу є те, що моделювання видобутку не враховує можливі варіанти реалізації системи розробки, а саме: кількість проектних свердловин та їх розташування у покладі, впровадження технологій інтенсифікації видобутку тощо. Крім того, недоліком запропонованого способу є те, що вибір раціонального варіанту системи розробки покладу, на основі якого виконують прогноз видобутку вугле воднів, залежить від кваліфікації виконавця моделювання та експерта з розробки і носить емпіричний характер, що може не забезпечити вибір раціонального варіанту для конкретних геолого-фізичних характеристик покладу навіть при їх значній кількості. В основу корисної моделі поставлена задача за рахунок впровадження досконалих систем розробки забезпечити найбільш повне вилучення вуглеводнів з надр. Це досягається шляхом введення додаткових технологічних операцій дії на поклад технічними засобами, які забезпечують одержання детальної інформації про геолого-фізичні показники покладу і флюїдів, що його насичують, розрахунку кількості проектних свердловин та визначенню їх місця розташування в залежності від основних геолого-фізичних показників покладу і флюїдів, що його насичують, та буріння проектних свердловин в оптимальних зонах пласта. Створення ефективного способу розробки окремого покладу або родовища вуглеводнів з застосуванням автоматизованого пошуку оптимального варіанту ущільнення сітки свердловин при створенні постійно діючих геолого-технологічних моделей дозволить суттєво зменшити час на вибір раціонального варіанту системи розробки покладу. Поставлена задача вирішується тим, що у способі розробки покладу вуглеводнів, що включає дію на поклад щонайменше через одну свердловину, пробурену у покладі, створення моделі покладу, прогнозування видобутку вуглеводнів із покладу з використанням створеної моделі, згідно з корисною моделлю на поклад діють технічними засобами, які забезпечують одержання інформації про геолого-фізичні показники покладу і флюїдів, що його насичують, будують трьохвимірну геолого-технологічну модель покладу, кожна комірка якої характеризується значеннями геологофізичних показників покладу і флюїдів, розрахо 4 вують кількість проектних свердловин Nnp за формулою: æ æ mф ö ö ÷÷ Qнак × S × ç a 0 + a1 × ç ç m ÷÷ ç è в øø è Nnp = - Nд , (1) ö Qнак 2 æ1 - a ç ÷ Qпоч × Квит × h ç 2 Qпоч × К вип ÷ è ø де: Qнак - накопичений видобуток нафти (газу), т(м 3); S - площа нафтогазоносності, м 2; a0, a1, a2 - емпіричні коефіцієнти; . mф - в'язкість флюїду. Па с; mв - в'язкість води, Па.с; Qпоч - початкові балансові запаси нафти (газу), т(м 3); Квит - коефіцієнт витіснення флюїду водою; h - ефективна нафтогазонасичена товщина пласта, м; Nд - кількість діючих свердловин; після чого з використанням геологотехнологічної моделі виконують попереднє розміщення проектних свердловин рівномірно по площі покладу і визначають площу зони дренування, яка припадає на кожну свердловину, а потім геологофізичні показники розробки покладу нормують у кожній комірці трьохвимірної геолого-технологічної моделі покладу до безрозмірного інтервалу від 0 до 1, який відповідає мінімальному і максимальному значенню кожного геолого-фізичного показника в межах зони дренування свердловини, визначають відстань dij кожної комірки від оптимальної гіпотетичної комірки з координатами [1,1,1,...1] за залежністю: dij = m å (xik - x jk )2 , (2) k -1 де: хік - значення k-го показника оптимальної комірки; xj k - значення k-го показника j-ї комірки, для якої визначають відстань від оптимальної комірки; m - кількість геолого-фізичних показників розробки, які характеризують комірку, а остаточне місце розміщення проектних свердловин вибирають серед комірок, які мають найменші значення відстані dij і знаходяться в межах зони дренування свердловин, при цьому обмежуються мінімально допустимою відстанню lij між свердловинами, яку визначають за співвідношенням: 4Si (3) , p де: Si - площа зони дренування свердловини, lij ³ 0,5... 0,7 × м 2; і бурять проектні свердловини у покладі в тих місцях, які відповідають вибраним на геологотехнологічній моделі. Геолого-фізичні показники розробки покладу, які нормують у кожній комірці трьохвимірної геолого-технологічної моделі покладу до безрозмірного інтервалу від 0 до 1, визначають із загального числа геолого-фізичних показників розробки покладу і флюїдів, що його насичують, при цьому вибира 5 25001 6 ють такі показники, які найбільше впливають на льну трьохвимірну геолого-технологічну модель і роботу свердловин, наприклад, значення проникпроводять адаптацію створеної моделі за історією ності, нафтонасиченості, водонасиченості, пласторозробки покладу шляхом уточнення основних вого тиску, ефективної нафтогазонасиченої товгеолого-фізичних показників. Розраховують кільщини тощо. кість проектних свердловин за формулою (1). Аналітична залежність (1), за якою визначають Оптимальне розташування проектних свердзагальну кількість проектних свердловин, отрималовин визначають наступним чином. З викорисна в результаті досліджень з урахуванням вітчизтанням ГТМ попередньо розміщують проектні свеняного і світового досвіду ефективної розробки рдловини рівномірно по площі покладу і родовищ нафти і газ у. визначають площі зон дренування свердловин. Визначення системи розробки покладу вуглеЗначення основних геолого-фізичних показників воднів з використанням цієї залежності дозволяє з покладу (проникності, нафтонасиченості, водонавикористанням геолого-технологічної моделі посиченості, пластового тиску, ефективної нафтогапередньо розмістити визначену кількість проектзонасиченої товщини) в кожній комірці трьохвимірних свердловин рівномірно по площі покладу з ної фільтраційної моделі покладу нормують до урахуванням зон дренування свердловин, а остабезрозмірного інтервалу від 0 до 1, який відповідає точне розташування проектних свердловин викомінімальному і максимальному значенню кожного нати на основі розподілів найбільш оптимальних показника в межах зони дренування свердловин, і (максимальних або мінімальних) значень основних за формулою (2) визначають відстань кожної комігеолого-фізичних показників (проникність, нафторки від оптимальної гіпотетичної комірки з координасиченість, водонасиченість, пластовий тиск тонатами [1,1,1,...1], яка характеризується максимащо), що впливають на прогнозні показники роботи льними значеннями всіх геолого-фізичних свердловин (початковий дебіт, тривалість безводпоказників в межах зони дренування. ної експлуатації, накопичений видобуток продукції Серед одержаних результатів вибирають спотощо). чатку всі комірки, які знаходяться найближче до Побудову трьохвимірної геологічної моделі пооптимальної комірки, а потім залишають комірки, кладу здійснюють з використанням спеціального які задовольняють співвідношенню (3). програмного забезпечення для створення ГТМ, Бурять проектні свердловини у покладі в тих наприклад програмних комплексів компаній CMG, місцях, які відповідають вибраним на геологоRoxar, Landmark тощо. Підготовку даних для побутехнологічній моделі. дови геолого-технологічної моделі здійснюють з Запропонований спосіб розробки покладу вугвикористанням відомих у галузі методик [Методилеводнів було випробувано під час розробки поческие указания по созданию постоянно действукладу горизонту С-7б Зачепилівського нафтогазоющи х геолого-технологических моделей нефтяных конденсатного родовища. Згідно проведеного и газонефтяных месторождений // ОАО "ВНИИОрозрахунку за формулою (1) було визначено, що ЭНГ" - Москва-2003] та те хнічних засобів. необхідно запроектувати одну додаткову свердлоКожна комірка трьохвимірної моделі покладу вину. Проектну свердловину було розміщено з характеризується відповідними значеннями геоловикористанням ГТМ цього покладу рівномірно по го-фізичних показників (проникність, нафтонасиплощі з урахуванням площі зон дренування двох ченість, водонасиченість, пластовий тиск), тобто існуючих видобувних свердловин. В якості показкожна комірка представляє собою точку в nників, які найбільше впливають на прогнозні покамірному просторі, де n-кількість геолого-фізичних зники роботи свердловин, було використано знапоказників. Якщо всі координати (значення геолочення проникності, нафтонасиченості, пластового го-фізичних показників) нормувати до інтервалу тиску та е фективної нафтонасиченої товщини. від 0 до 1, що відповідає розподілу показників від В результаті було отримано трьохвимірний найгіршого значення до найкращого, то точка з розподіл відстаней від оптимальної гіпотетичної координатами {1,1,1,...1} завжди відповідатиме комірки з найкращими значеннями основних геогіпотетичному об'єкту, який має найкращі з можлилого-фізичних показників (див. Фіг.1), який дозвових значень по всіх параметрах. Відстань від цієї лив визначити місце розташування проектної светочки до інших точок, що характеризують полордловини. За результатами досліджень під час ження комірок трьохвимірної моделі покладу, відбуріння пілотного стовбур у було підтверджено повідає віддаленню комірок від найкращого знаточність геолого-технологічної моделі, а також чення. виявлено перспективні нафтонасичені пропластки. Спосіб, що заявляється, реалізують наступним Таким чином, запропонований спосіб розробки чином. покладу вуглеводнів з використанням геологоЗа допомогою відомих технічних засобів діють технологічної моделі покладу дає можливість вина поклад через свердловину або свердловини, значити необхідну кількість проектних свердловин пробурені в ньому, одержують якомога детальнішу та їх оптимальне розміщення у пласті, що забезінформацію про геолого-фізичні показники покладу печить максимальне охоплення пластів розробкою і флюїдів, що його насичують. та підвищення нафтогазовилучення. На основі геолого-фізичних даних про поклад і свердловини, розміщені в ньому, створюють дета 7 Комп’ютерна в ерстка В. Мацело 25001 8 Підписне Тираж 26 прим. Міністерство осв іт и і науки України Держав ний департамент інтелектуальної в ласності, вул. Урицького, 45, м. Київ , МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислов ої в ласності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601