Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ МАЛО РАЗВЕДАННОЙ ЗАЛЕЖИ

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяной мало разведанной залежи.

Известен способ поиска и разведки многопластовых залежей нефти, приуроченных к складкам, характеризующимся смещением сводов нижнего и верхнего этажей разведки, включающий на основе данных сейсморазведки бурение поисковой скважины, заложенной в своде локального поднятия, подготовленного по верхнему этажу разведки до базисного горизонта и на основе статистического анализа геолого-геофизических материалов по соотношению контуров и сводов нижнего и верхнего этажей нефтеносности, осуществление опоискования нижнего этажа разведки путем проводки разведочной скважины, которую бурят по восстанию слоев в профиле с поисковой скважиной на расстоянии 0.7-1.5 км от нее. Опоискование нижнего этажа разведки осуществляют выборочным углублением добывающих скважин из утвержденной технологической схемы разработки залежи на верхний этаж разведки (патент РФ №2159944, опубл. 2000.11.27).

Способ не предусматривает оптимизацию размещения добывающих и нагнетательных скважин, что влечет за собой большие финансовые затраты и бурение пустых и водоносных скважин.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной мало разведанной залежи, включающий разбуривание залежи редкой сеткой проектных скважин, отбор продукции через добывающие скважины и нагнетание рабочего агента через нагнетательные скважины. В пробуренной скважине проводят детализационные сейсмоисследования методом вертикального сейсмопрофилирования в направлении повышенных гипсометрических отметок структуры по трем направлениям, расходящимся не более чем на 60(и в длину не более 600 м, уточняют прогнозный структурный план продуктивного пласта, выделяют участки повышения гипсометрических отметок, при подтверждении прогнозного структурного плана по результатам исследований проектную скважину бурят в направлении сейсмопрофилей в зону повышенных гипсометрических отметок на расстоянии 300-400 м от пробуренной, при неподтверждении прогнозного структурного плана переразмещают проектную скважину в зону повышенных гипсометрических отметок по новому структурному плану и бурят в новом месте, скорректированном по результатам вертикального сейсмопрофилирования и наличию рентабельной нефтенасыщенной толщины не менее двух м, обсаживают скважину и осваивают в качестве добывающей в сводовой и/или присводовой частях структур, контролирующих залежь нефти и/или нагнетательной в пониженных частях структур, в приконтурной области и не менее 70 м от контура нефтеносности, по результатам бурения корректируют размещение проектного фонда скважин (патент РФ №2447270, кл. Е21 В 43/16, опубл. 10.04.2012 - прототип).

Недостатком данного способа является то, что он не дает возможности определить зоны глинизации в терригенных коллекторах для оптимального размещения проектного фонда скважин.

Технической задачей предлагаемого изобретения является наиболее эффективное размещение проектного фонда горизонтальных и/или субгоризонтальных стволов и боковых горизонтальных стволов с различным окончанием с учетом развития зон глинизации в терригенных коллекторах и увеличение добычи нефти.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной мало разведанной залежи, включающем разбуривание залежи редкой сеткой скважин, отбор продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, в пробуренной скважине проведение сейсмоисследования методом вертикального сейсмопрофилирования, уточнение прогнозного структурного плана продуктивного пласта, бурение дополнительной скважины, обсаживание скважины и осваивание в качестве добывающей или нагнетательной, согласно изобретению сейсмоисследования проводят методом непродольного вертикального сейсмопрофилирования, определяют зону значений амплитуд энергий отраженных волн менее 80 у.е., определенную зону принимают за зону глинизации в терригенных коллекторах - неколлектор, определяют переходную зону со значениями амплитуд энергий отраженных волн менее от 80 до 120 у.е. и зону высокопродуктивного коллектора со значениями амплитуд энергий отраженных волн более 120 у.е., выделяют линию, разделяющую переходную зону и зону высокопродуктивного коллектора, определяют толщину нефтенасыщенных пластов в зоне высокопродуктивного коллектора, проводят уплотнение существующей сетки добывающих скважин бурением скважин с горизонтальными стволами в зоне высокопродуктивного коллектора с расположением в водонефтяной зоне с нефтенасыщенными толщинами пластов более 3,5 м и чисто нефтяной зоне с нефтенасыщенными толщинами пластов более 1,5 м, при этом горизонтальные стволы размещают напротив линии, разделяющей переходную зону и зону высокопродуктивного коллектора, и параллельно участку указанной линии, напротив которого размещена скважина с горизонтальным стволом.

Сущность изобретения

На этапе проектирования при составлении основного проектного документа, когда решается вопрос об определении для каждого эксплуатационного объекта рационального размещения добывающих и нагнетательных скважин на основе структурного плана продуктивного пласта, имеет место дефицит исходной информации, поскольку эта информация получена по редкой сетке разведочных скважин, а в залежах малых размеров возможно по единственной пробуренной скважине. Поэтому ошибочное представление о прогнозном структурном плане, его гипсометрических отметках, о свойствах коллектора приводит к недостаточно точному определению местоположения поднятия, контролирующего залежь, толщины продуктивного пласта. Размещение и бурение добывающих и нагнетательных скважин на основании полученных данных снижает эффективность разбуривания залежей, выбора системы разработки и повышает финансовые затраты. В предложенном способе решается задача наиболее эффективного размещения проектного фонда горизонтальных и/или субгоризонтальных стволов и боковых горизонтальных стволов с различным окончанием с учетом развития зон глинизации в терригенных коллекторах и увеличения добычи нефти.

Способ реализуется следующим образом.

Разбуривают залежь редкой сеткой проектных скважин. Производят построение структурного плана продуктивного пласта по результатам глубокого бурения и сейсмических исследований (2Д) на разрабатываемой залежи, проводят сейсмоисследования методом непродольного вертикального сейсмопрофилирования в пробуренном фонде. Определяют зону значений амплитуд энергий отраженных волн менее 80 у.е. Определенную зону принимают за зону глинизации в терригенных коллекторах - неколлектор. Определяют переходную зону между неколлектором и высокопродуктивным коллектором со значениями амплитуд энергий отраженных волн менее от 80 до 120 у.е. и зону высокопродуктивного коллектора со значениями амплитуд энергий отраженных волн более 120 у.е. Выделяют линию, разделяющую переходную зону и зону высокопродуктивного коллектора. Определяют толщину нефтенасыщенных пластов в зоне высокопродуктивного коллектора. Проводят уплотнение существующей сетки добывающих скважин бурением скважин с горизонтальными стволами в зоне высокопродуктивного коллектора с расположением в водонефтяной зоне с нефтенасыщенными толщинами пластов более 3,5 м и чисто нефтяной зоне с нефтенасыщенными толщинами пластов более 1,5 м. Горизонтальные стволы размещают напротив линии, разделяющей переходную зону и зону высокопродуктивного коллектора, и параллельно участку указанной линии, напротив которого размещена скважина с горизонтальным стволом.

В результате разработки увеличивается нефтеотдача залежи, сокращаются непроизводительные расходы на бурение неэффективных скважин.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают нефтяную залежь (см. фиг. 1) в отложениях терригенного карбона бобриковского горизонта. Линейные размеры залежи 1,8×2,9 км.

На фиг. 1 приняты следующие обозначения: 1 и 2 - внешний и внутренний контуры нефтеносности, 3 и 4 - вертикальные добывающие скважины, 5 - нагнетательная скважина, 6 - зона значений амплитуд энергий отраженных волн менее 80 у.е., 7 - линия, ограничивающая зону 6, 8 - переходная зона со значениями амплитуд энергий отраженных волн менее от 80 до 120 у.е., 9 - зона высокопродуктивного коллектора со значениями амплитуд энергий отраженных волн более 120 у.е., 10 и 11 - части линии, разделяющей переходную зону 8 и зону высокопродуктивного коллектора 9, 12 - точка перегиба между частями 10 и 11, 13 - водонефтяная зона, 14 - чисто нефтяная зона, 15, 16, 17 и 18 - горизонтальные стволы добывающих скважин.

Залежь оконтурена внешним 1 и внутренним 2 контуром нефтеносности. Первоначально залежь разбуривают редкой сеткой скважин, т.е. двумя вертикальными добывающими 3 и 4 и одной нагнетательной 5, вскрывшей менее 2 м пласта в водонефтяной зоне, положение которой определено на основе гипсометрической отметки водонефтяного контакта. Осуществляют их обустройство. Проводят отбор продукции через добывающие, закачку рабочего агента через нагнетательную скважину. По данным керна и данным каротажных исследований в 3 скважинах определяют свойства залежи: глубина 1200 м, пластовая температура 25°С, пластовое давление 12 МПа, пористость 28%, проницаемость 1,2 мкм², нефтенасыщенность 92%. Коллектор терригенный. Нефть имеет плотность 0,890 г/см³ и вязкость 25 мПа*с.

Строят структурный план продуктивного пласта, используя также данные сейсмоисследований 2Д. Из построений следует, что на значительной части залежи свойства не определены, поэтому дальнейшее разбуривание залежи невозможно.

В первой добывающей скважине 3 проводят сейсмоисследования методом непродольного вертикального сейсмопрофилирования. Определяют зону - 6 значений амплитуд энергий отраженных волн менее 80 у.е., ограниченную линией 7. Определенную зону принимают за зону глинизации в терригенных коллекторах - неколлектор. Определяют переходную зону 8 со значениями амплитуд энергий отраженных волн менее от 80 до 120 у.е. и зону высокопродуктивного коллектора 9 со значениями амплитуд энергий отраженных волн более 120 у.е. Выделяют линию, разделяющую переходную зону 8 и зону высокопродуктивного коллектора 9, состоящую из двух частей 10 и 11 и точкой перегиба 12 между ними. По данным сейсмоисследования 2Д определяют толщину нефтенасыщенных пластов в зоне высокопродуктивного коллектора 9. Проводят уплотнение существующей сетки добывающих скважин бурением скважин с горизонтальными стволами в зоне высокопродуктивного коллектора 9 с расположением в водонефтяной зоне 13 с нефтенасыщенными толщинами пластов более 3,5 м и чисто нефтяной зоне 14 с нефтенасыщенными толщинами пластов более 1,5 м. При этом горизонтальные стволы 15, 16 и 17 размещают напротив и параллельно части 11 линии, разделяющей переходную зону 8 и зону высокопродуктивного коллектора 9. Горизонтальную скважину 18 размещают напротив и параллельно части 10 линии, разделяющей переходную зону 8 и зону высокопродуктивного коллектора 9.

Горизонтальные скважины бурят с горизонтальным стволом длиной 150 м. После освоения горизонтальных скважин получили дебит нефти 75 т/сут при обводненности 3%. Увеличили объем дренируемых запасов в 10-15 раз и коэффициент нефтеизвлечения на 5,3%.

За 10 лет добыто 191,4 тыс.т нефти и 287,2 тыс.м³ жидкости. В результате бурения горизонтальных скважин по предлагаемому способу дополнительно добыто 143,3 тыс.тонн нефти. При себестоимости добычи нефти 6138 рублей за тонну и цене нефти 12800 рублей за тонну экономия за 10 лет составила:

Э=ΔQн·(Ц-С)=6662 руб. ×143300=954,7 млн. руб.,

где ΔQн - дополнительная добыча нефти, тыс.т,

Ц - цена нефти, руб./т,

С - себестоимость добычи одной тонны нефти, руб./т,

т.е. по предлагаемому способу годовой экономический эффект составил 95,5 млн руб.

Применение предложенного способа позволит добывать дополнительное количество нефти.