RU2134780C1 - Способ контроля эксплуатации нефтяного месторождения - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к области нефтедобычи, а именно к области контроля движения водонефтяного контакта по пласту, и может быть использовано при контроле эксплуатации нефтяного месторождения. Задача, решаемая настоящим изобретением, состоит в разработке точной экспресс-методики определения положения водонефтяного контура без бурения вспомогательных скважин. Это достигается тем, что контроль за движением водонефтяного контакта по пласту контролируют по изменению амплитудно-частотной характеристики сейсмического фона в инфразвуковом диапазоне частот. При этом используют трехкомпонентные сейсмоприемники, расположенные над месторождением. О прохождении водонефтяного контакта в пласте под контрольной точкой судят по уменьшению амплитуды амплитудно-частотной характеристики. Запись проводят в течение 40-60 мин. В процессе записи дополнительно генерируют колебания в инфразвуковом диапазоне частот. 5 з.п.ф-лы, 2 ил.

Description

Изобретение относится к области нефтедобычи, а точнее к области контроля движения водонефтяного контакта в пласте, и может быть использовано при контроле эксплуатации нефтяных месторождений.

Известно, что в процессе эксплуатации нефтяного месторождения в результате избыточных отборов нефти в скважине может произойти разрыв общего контура месторождения из-за повышения уровня водонефтяного контакта, вследствие чего из эксплуатационной скважины вместо нефти начинает поступать вода, а краевой участок месторождения оказывается отсеченным от основного поля месторождения. Для полного извлечения нефти из подобного "останца" ("целика") необходимо точное определение его местонахождения и бурение новых скважин. Предотвращение этого на практике достигается многократными измерениями в многочисленных скважинах по площади месторождения пластовых давлений глубинными манометрами. Такая практика отличается трудоемкостью, дороговизной и не дает точных и своевременных сведений. Подобные мероприятия, кроме того, значительно повышают себестоимость нефти. Для предотвращения разрыва водонефтяного контура и образования неизвлекаемых нефтяных "останцов" наблюдательные скважины должны располагаться таким образом, чтобы водонефтяной контакт (ВНК) прошел через их забои раньше, чем через забой эксплуатационной скважины. Это также повышает себестоимость нефти и, кроме того, ослабляет давление нефти в эксплуатационной скважине, что снижает ее дебит.

Известен способ контроля эксплуатации нефтяного месторождения (SU, авторское свидетельство 139272 E 21 B 47/04, 1961), согласно которому движение водонефтяного контакта в пласте при эксплуатации нефтяного месторождения контролирует, отбирая пробы пластового флюида из скважин на различных участках месторождения и определяя коэффициент светопоглощения пробы, т.е. параметр, характеризующий соотношение воды и нефти в пробе. По полученным значениям коэффициента светопоглощения судят о направлении и скорости продвижения водонефтяного контакта. Недостатком известного способа следует признать необходимость наличия или дополнительное бурение сети наблюдательных (разведочных) скважин по площади месторождения, а также косвенный характер определения параметров, характеризующих движение водонефтяного контакта, что значительно снижает точность определения.

Техническая задача, решаемая настоящим изобретением, состоит в разработке точной экспресс-методики определения положения водонефтяного контура без бурения вспомогательных скважин.

Технический результат, получаемый в результате реализации изобретения, состоит в повышении полноты добычи нефти из месторождения при снижении затрат на добычу, т.е. снижении себестоимости нефти.

Для решения поставленной технической задачи над месторождением располагают точки контроля, размещают в указанных точках регистрирующие установки, способные измерять колебания в инфразвуковом диапазоне частот, и периодически регистрируют амплитудно-частотную характеристику акустического (сейсмического) фона, причем о прохождении водонефтяного контакта под контрольной точкой на поверхности месторождения судят по уменьшению амплитуды спектра колебаний на инфразвуковых частотах. Преимущественно используют трехкомпонентные сейсмические установки и запись сейсмического фона проводят одновременно по трем компонентам. Преимущественно запись амплитудно-частотной характеристики фона проводят в течение 40-60 мин на частотах 1-20 Гц. Регистрирующие установки преимущественно концентрируют вблизи эксплуатационных скважин. Возможно дополнительное генерирование колебаний в инфразвуковом диапазоне частот. В этом случае запись амплитудно-частотной характеристики проводят до, во время и после генерирования колебаний, а о прохождении водонефтяного контакта под контрольной точкой на поверхности месторождения судят по результатам сравнения амплитудно-частотных характеристик, записанных до генерирования и после (или во время) генерирования.

При этом относительный спектр в условиях отсутствия нефти под точкой наблюдения отличается от относительного спектра при наличии здесь нефти заметным уменьшением амплитудного уровня спектра. В качестве генератора колебаний может быть использован механический, акустический или электрический источник.

Заявитель отмечает, что совокупность признаков, введенная им в независимый пункт формулы изобретения, необходима и достаточна для получения вышеуказанного технического результата. Признаки, введенные заявителем в зависимые пункты формулы изобретения, развивают и дополняют совокупность признаков, введенную заявителем в независимый пункт формулы изобретения.

Изобретение иллюстрировано графическим материалом, где на фиг. 1-А показана амплитудно-частотная характеристика спектра волнового поля, снятая до прохождения водонефтяного контакта под точкой контроля, а на фиг. 1-Б показана амплитудно-частотная характеристика, снятая после прохождения водонефтяного контакта под точкой контроля.

Ниже приведены примеры реализации изобретения.

1. На нефтяном месторождении, связанном с полуантиклиналью, осложненной в восточной части структурным мысом и ограниченной с севера разломом и залегающей на глубинах порядка 720 м, точки контроля располагались по двум меридиональным профилям в 100-120 м друг от друга (фиг. 2А). На начальном этапе эксплуатации месторождения контур нефтеносности был зафиксирован близ нижнего контура структуры, между продуктивной скв. 3 и водоносной скв. 4.

Измерения производились периодически через каждые 5-6 месяцев одним или одновременно двумя регистрирующими однокомпонентными приемниками в течение 1-2 дней по всем точкам контроля. Время записи составляло 50 мин. Измерения сейсмического фона производились в диапазоне частот 1-20 Гц. После двух лет эксплуатации месторождения часть точек контроля охарактеризовало отсутствие под ними нефтеносности, т.е. прохождение контура продуктивности через участки скв. 1 и 3. Положение водонефтяного контакта (ВНК) указало на значительную выработку ресурсов месторождения (см. фиг. 2-А). Однако при этом точками контроля установлено наличие "останца" продуктивности, который приурочен к структурному мысу, осложняющему восточную часть структурной ловушки.

2. На окраинном участке нефтяного месторождения, связанном с западной периклиналью структурной ловушки, расположенной на глубинах порядка 2300 м, точки контроля были размещены по равномерной сети наблюдений, охватывающей краевой участок месторождения, эксплуатирующийся скважиной N 3 (фиг. 2-Б). Точки контроля располагались на расстоянии порядка 170 м в среднем. В начальный период эксплуатации месторождения было установлено положение контура нефтеносности (ВНК) примерно на середине расстояния между скв. 3 и законтурными водоносными скв. 4, 6, 7.

Измерения производились периодически через 3-4 месяца одновременно двумя или тремя регистрирующими установками, перемещаемыми последовательно в течение 2-3 дней по точкам контроля. Установки представляли собой трехкомпонентные сейсмические приемники. Время записи волнового поля составило 60 мин, причем вначале производилась запись сейсмического фона по всем трем компонентам в течение 20 мин, а затем запись во время генерирования сейсмических колебаний 20 мин и после генерирования колебаний 20 мин. Генерирование колебаний осуществлялось серийным сейсмическим вибратором. Излучение колебаний и запись производилась в диапазоне частот 1-20 Гц.

После четырех лет эксплуатации месторождения часть точек контроля указало на отсутствие характерных признаков наличия под ними нефтеносности, и контур продуктивного поля таким образом был установлен уже в новом положении. Причем, было установлено, что контур этот (ВНК) расположен уже в непосредственной близости от скв. 3 (см. фиг. 2-Б). На этом основании режим отбора нефти был изменен, т.е. стал производиться менее интенсивно, что в последующем должно привести к продвижению нефти к забою скважины из западной более погруженной на структуре части залежи и предотвратить образование "останца".

Claims (6)

1. Способ контроля эксплуатации нефтяного месторождения, включающий регистрацию движения водонефтяного контакта в пласте, отличающийся тем, что движение водонефтяного контакта по пласту контролируют посредством регистрации амплитудно-частотной характеристики сейсмического фона в инфразвуковом диапазоне частот с использованием сейсмоприемников, расположенных над месторождением, причем о прохождении водонефтяного контакта в пласте под контрольной точкой судят по уменьшению амплитуды амплитудно-частотной характеристики в инфразвуковом диапазоне частот.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что используют трехкомпонентные сейсмоприемники, а запись проводят одновременно по всем трем компонентам.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что запись проводят в течение 40 - 60 мин.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что амплитудно-частотную характеристику регистрируют в инфразвуковом диапазоне частот.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что сейсмпоприемники концентрируют вблизи эксплуатационной скважины.

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что в процессе записи амплитудно-частотной характеристики дополнительно генерируют колебания в инфразвуковом диапазоне частот.

Images