Спосіб розробки нафтового покладу

Реферат: Спосіб розробки нафтового покладу включає закачування робочого агента через нагнітальні свердловини, відбір нафти через видобувні свердловини, визначення рівня розташування водонафтового контакту, буріння нового похилого стовбура свердловини з переходом в продуктивному пласті на горизонтальний або похилий стовбур, утворення депресії на вибої пласта при відборі нафти через свердловину. Перед бурінням похилого стовбура будують тривимірну геолого-технологічну модель покладу, на основі якої визначають траєкторію проведення та довжину свердловини серед комірок моделі, які мають найбільші значення відстані d ij кожної комірки від гіпотетичної комірки з координатами [0,0,0,…0] за формулою. Далі визначають траєкторію та довжину горизонтальних свердловин серед комірок, які мають найбільші значення відстані d ij і бурять горизонтальні свердловини у покладі у зонах, які відповідають вибраним на геолого-технологічній моделі. UA 82544 U (12) UA 82544 U UA 82544 U 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 Корисна модель належить до способів вдосконалення систем розробки покладів вуглеводнів шляхом дії на поклад, щонайменше через одну свердловину, пробурену у покладі, технічними засобами, які забезпечують одержання інформації про геолого-фізичні показники покладу і флюїдів, що його насичують, структурно-тектонічну модель покладу, зони розповсюдження колекторів та непроникних пропластків, побудови геолого-технологічної моделі (ГТМ), визначення місць розміщення та буріння горизонтальних свердловин і може бути застосована у нафтогазовидобувній промисловості під час проектування та реалізації систем розробки покладів нафти і газу, зокрема для визначення місця розташування горизонтальних, похило скерованих, розгалужених свердловин та стовбурів. Відомий спосіб моделювання пласта, насиченого вуглеводнями [Євразійський патент 7 №3418, МПК G06F9/455, Е21В43/22, 2003, № пріоритетної заявки US60/159, 035 12.10.1999], що включає побудову трьохвимірної 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 вуглеводнів, 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. Найбільш близьким аналогом способу, що заявляється, вибраним як прототип, є спосіб розробки покладу вуглеводнів [патент України № 84784, МПК 8 Е21В43/00, G06F 9/455, 2008], що включає дію на поклад, через щонайменше одну свердловину, пробурену у покладі, технічними засобами, які забезпечують одержання інформації про геолого-фізичні показники покладу, створюють детальну тривимірну геолого-технологічну модель покладу, розраховують кількість проектних свердловин, які розміщують рівномірно по площі у комірках тривимірної геолого-технологічної моделі, що характеризуються найменшими відстанями від оптимальної гіпотетичної комірки з найбільшими значеннями основних геолого-фізичних показників покладу, бурять проектні свердловини у покладі в тих місцях, які відповідають вибраним на геологотехнологічній моделі. Недоліком способу є те, що вибір місця розташування свердловин серед комірок, які мають найменше значення відстані від оптимальної гіпотетичної комірки з максимальними значеннями основних геолого-фізичних показників покладу, здійснюється в межах площ дренування свердловин та обмежуються мінімально допустимою відстанню між свердловинами, тобто застосовується двохвимірне обмеження об'ємної моделі. При використанні запропонованого способу, для вдосконалення існуючих систем розробки покладів вуглеводнів, реалізоване у ньому двохвимірне обмеження не дозволяє повною мірою використати детальну тривимірну геолого-технологічну модель покладу, з метою локалізації залишкових невироблених частин покладу. Крім того, недоліком запропонованого способу є те, що в ньому не передбачено можливості використання різних видів горизонтальних свердловин, як одного з сучасних і ефективних способів розробки покладів вуглеводнів та вдосконалення існуючих систем розробки. В основу корисної моделі поставлена задача за рахунок вдосконалення систем розробки забезпечити найбільш повне вилучення вуглеводнів з надр. Це досягається шляхом введення додаткових технологічних операцій по дії на поклад технічними засобами, які забезпечують одержання інформації про геолого-фізичні показники покладу і флюїдів, що його насичують, структурно-тектонічну модель покладу, зони розповсюдження колекторів та непроникних пластів, визначенню місця розташування горизонтальних свердловин в залежності від основних геолого-фізичних показників покладу і флюїдів, що його насичують, а також локалізації оптимальних зон покладу для подальшого буріння горизонтальних свердловин. Створення ефективного способу вдосконалення системи розробки окремого покладу або родовища вуглеводнів за допомогою горизонтальних свердловин з застосуванням автоматизованого пошуку оптимальних зон покладу при створенні постійно діючих геологотехнологічних моделей дозволить суттєво зменшити час на вибір раціонального варіанту вдосконалення системи розробки покладу. Поставлена задача вирішується тим, що у способі вдосконалення системи розробки покладу вуглеводнів, що включає дію на поклад, щонайменше через одну свердловину, пробурену у покладі, технічними засобами, які забезпечують одержання інформації про геолого-фізичні 1 UA 82544 U 5 10 показники покладу і флюїдів, що його насичують, структурно-тектонічну модель покладу, зони розповсюдження колекторів та непроникних пластів, побудову тривимірної геологотехнологічної моделі покладу, визначення на основі побудованої моделі місця розміщення проектних свердловин, згідно з корисною моделлю проводять геофізичні, гідродинамічні та сейсмічні дослідження з метою визначення профілю припливу флюїдів у діючі свердловини, поточних положень водонафтового контакту (ВНК), газоводяного контакту (ГВК), газонафтового контакту (ГНК), підошви та покрівлі покладу вуглеводнів, структурно-тектонічну модель покладу, зони розповсюдження колекторів та непроникних пластів, а потім геолого-фізичні показники розробки покладу нормують у кожній комірці тривимірної геолого-технологічної моделі покладу до безрозмірного Інтервалу від 0 до 1, який відповідає мінімальному і максимальному значенню кожного геолого-фізичного показника, визначають відстань d ij кожної комірки від оптимальної гіпотетичної комірки з координатами [1,1,1,… 1] за залежністю: dij  15 20 25 30 35 40 45 50 2  w k   x ik  x jk  n m k 1 k 1 (1), де: Xik - значення k-го показника гіпотетичної комірки з мінімальними значеннями геологофізичних показників; X jk - значення k-го показника j-ϊ комірки, для якої визначають відстань від гіпотетичної комірки; w k - вагові коефіцієнти, які характеризують відстані до: поточних положень контактів між водою, нафтою і газом, покрівлі і (або) підошви пласта, інтервалів перфорації діючих свердловин, тектонічних розломів, непроникних пластів тощо; m - кількість геолого-промислових показників розробки, які характеризують комірку; k - кількість вагових коефіцієнтів, після чого виконують локалізацію оптимальних зон покладу серед комірок ГТМ, які характеризуються найменшими значеннями відстані d ij та найбільшим віддаленням від інтервалу максимального припливу у діючих свердловинах, поточних положень ВНК, ГВК, ГНК, підошви та покрівлі покладу, тектонічних розломів, непроникних пластів і бурять горизонтальні свердловини в локалізованих оптимальних зонах покладу, які відповідають вибраним на ГТМ. Геолого-фізичні показники розробки покладу, які нормують у кожній комірці тривимірної геолого-технологічної моделі покладу до безрозмірного інтервалу від 0 до 1, визначають із загального числа геолого-фізичних показників розробки покладу, при цьому вибирають такі показники, які найбільше впливають на роботу свердловин, наприклад, значення проникності, нафтонасиченості, водонасиченості, пластового тиску, ефективної нафтогазонасиченої товщини та показники, що локалізують оптимальні зони пласта для буріння горизонтальних свердловин: інтервал максимального припливу у діючих свердловинах, поточні положення ВНК, ГВК, ГНК, відмітки підошви та покрівлі покладу, відстані до тектонічних розломів, непроникних пластів тощо. Вдосконалення системи розробки покладів вуглеводнів з використанням заявленої корисної моделі дозволяє локалізувати оптимальні зони покладу для розміщення в них горизонтальних свердловин на основі розподілів найбільш оптимальних (максимальних або мінімальних) значень основних геолого-фізичних показників (проникність, нафтонасиченість, водонасиченість, пластовий тиск, інтервал максимального припливу у діючих свердловинах, поточні положення ВНК, ГВК, ГНК, відмітки підошви та покрівлі покладу, відстані до тектонічних розломів, непроникних пластів тощо), що впливають на успішність буріння та прогнозні показники роботи свердловин (початковий дебіт, тривалість безводної експлуатації, накопичений видобуток продукції тощо). Побудову трьохвимірної геологічної моделі покладу здійснюють з використанням спеціального програмного забезпечення для створення ГТМ, наприклад програмних комплексів компаній CMG, Roxar, Landmark тощо. Підготовку даних для побудови геолого-технологічної моделі здійснюють з використанням відомих у галузі методик [Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений // ОАО "ВНИИОЭНГ" - Москва.-2003. - часть 1, с. 61-66, часть 2, с. 40-41] та технічних засобів. 2 UA 82544 U 5 10 15 20 25 30 35 40 45 Кожна комірка тривимірної моделі покладу характеризується відповідними значеннями геолого-фізичних показників (проникність, нафтонасиченість, водонасиченість, пластовий тиск), тобто кожна комірка представляє собою точку в n-мірному просторі, де n - кількість геологофізичних показників. Якщо всі координати (значення геолого-фізичних показників) нормувати до інтервалу від 0 до 1, що відповідає розподілу показників від найгіршого значення до найкращого, то точка з координатами [1,1,1,… 1] завжди відповідатиме гіпотетичному об'єкту, який має найкращі з можливих значень по всіх параметрах. Відстань від цієї точки до інших точок, що характеризують положення комірок тривимірної моделі покладу, відповідає віддаленню комірок від найкращого значення. Спосіб, що заявляється, реалізують наступним чином. Виконують дію на поклад, через щонайменше одну свердловину, пробурену у покладі, технічними засобами, які забезпечують одержання інформації про геолого-фізичні показники покладу і флюїдів, що його насичують, структурно-тектонічну модель покладу, зони розповсюдження колекторів та непроникних пластів. На основі геолого-фізичних даних про поклад і свердловини, розміщені в ньому, створюють детальну тривимірну геолого-технологічну модель і проводять адаптацію створеної моделі за історією розробки покладу шляхом уточнення основних геолого-фізичних показників. Проводять геофізичні, гідродинамічні та сейсмічні дослідження з метою визначення профілю припливу флюїдів у діючі свердловини, поточних положень водонафтового контакту, газоводяного контакту, газонафтового контакту, підошви та покрівлі покладу вуглеводнів, структурно-тектонічну модель покладу, зони розповсюдження колекторів та непроникних пластів. Значення основних геолого-фізичних показників покладу (проникності, нафтонасиченості, водонасиченості, пластового тиску, ефективної нафтогазонасиченої, інтервалів максимальних припливів флюїдів у діючих свердловинах, поточних положень ВНК, ГВК, ГНК та покрівлі покладу вуглеводнів) в кожній комірці тривимірної фільтраційної моделі покладу нормують до безрозмірного інтервалу від 0 до 1, який відповідає мінімальному і максимальному значенню кожного показника, і за формулою (1) визначають відстань кожної комірки від оптимальної гіпотетичної комірки з координатами [1,1,1,… 1], яка характеризується максимальними значеннями всіх геолого-фізичних показників. На основі отриманих розподілів комірок з мінімальними значеннями відстані від оптимальної гіпотетичної комірки локалізують зони пласти для буріння горизонтальних свердловин. Бурять горизонтальні свердловини у покладі в тих місцях, які відповідають вибраним на геолого-технологічній моделі. Запропонований спосіб розробки покладу вуглеводнів було випробувано на прикладі геолого-технологічної моделі нафтового покладу горизонту С-7б Зачепилівського нафтогазоконденсатного родовища. Як показники, які найбільше впливають на прогнозні показники роботи свердловин, було використано значення проникності, нафтонасиченості, пластового тиску, ефективної нафтонасиченої товщини, інтервалів максимальних припливів флюїдів у діючих свердловинах, поточних положень ВНК, ГВК, ГНК, підошви та покрівлі покладу вуглеводнів, відстані до тектонічних розломів, непроникних пластів тощо. В результаті було отримано трьохвимірний розподіл відстаней від оптимальної гіпотетичної комірки з найкращими значеннями основних геолого-фізичних показників (див. фіг. 1), який дозволив локалізувати оптимальну зону покладу для розташування горизонтальної свердловини. Таким чином, запропонований спосіб вдосконалення системи розробки покладу вуглеводнів на основі побудови геолого-технологічної моделі дає можливість визначити оптимальну зону покладу для буріння горизонтальних свердловин, що забезпечить максимальне охоплення пластів розробкою та підвищення нафтогазовилучення. 50 ФОРМУЛА КОРИСНОЇ МОДЕЛІ 55 1. Спосіб розробки нафтового покладу, що включає закачування робочого агента через нагнітальні свердловини, відбір нафти через видобувні свердловини, визначення рівня розташування водонафтового контакту, буріння нового похилого стовбура свердловини з переходом в продуктивному пласті на горизонтальний або похилий стовбур, утворення депресії на вибої пласта при відборі нафти через свердловину, який відрізняється тим, що перед бурінням похилого стовбура будують тривимірну геолого-технологічну модель покладу, на основі якої визначають траєкторію проведення та довжину свердловини серед комірок моделі, 3 UA 82544 U які мають найбільші значення відстані кожної комірки від гіпотетичної комірки з d ij координатами [0,0,0,…0] за формулою: dij  5 10 15 20 2  w k   x ik  x jk  n m k 1 k 1 (1), де: x ik - значення k-го показника гіпотетичної комірки з мінімальними значеннями геолого-фізичних показників; x jk - значення k-го показника j-ї комірки, для якої визначають відстань від гіпотетичної комірки; w k - вагові коефіцієнти, які характеризують відстані до: поточних положень контактів між водою, нафтою і газом, покрівлі і (або) підошви пласта, інтервалів перфорації діючих свердловин, тектонічних розломів, непроникних пластів тощо; m - кількість геолого-промислових показників розробки, які характеризують комірку; k - кількість вагових коефіцієнтів і визначають траєкторію та довжину горизонтальних свердловин серед комірок, які мають найбільші значення відстані d ij і бурять горизонтальні свердловини у покладі у зонах, які відповідають вибраним на геолого-технологічній моделі. 2. Спосіб за п. 1, який відрізняється тим, що геолого-фізичні показники розробки покладу, а саме значення проникності, нафтонасиченості, водонасиченості, пластового тиску, ефективної нафтогазонасиченої товщини, нормують у кожній комірці тривимірної геолого-технологічної моделі з врахуванням вагових коефіцієнтів, які характеризують відстані до поточних положень контактів між водою, нафтою і газом, покрівлі і (або) підошви пласта, інтервалів перфорації діючих свердловин, тектонічних розломів, непроникних пластів тощо. Комп’ютерна верстка М. Мацело Державна служба інтелектуальної власності України, вул. Урицького, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислової власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601 4