Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ МАЛОРАЗВЕДАННОЙ ЗАЛЕЖИ

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

Известен способ поиска и разведки многопластовых залежей нефти (патент RU №2159944, МПК G01V /00, опубл. в бюл. №33 от 27.11.2000 г.), 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, осуществляют опоискование 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.

Недостатками данного способа является то, что он не предусматривает оптимизацию размещения добывающих и нагнетательных скважин, а это влечет за собой большие финансовые затраты и бурение нерентабельных скважин.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки нефтяной малоразведанной залежи (патент RU №2447270, МПК Е21В 43/16, опубл. в бюл. №10 от 10.04.2012 г.), 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 метров, 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.

Недостатком данного способа является то, что он не учитывает условия проведения детализационных сейсмоисследований методом вертикального сейсмопрофилирования на залежах нефти разбуренных наклонно-направленными скважинами.

Технической задачей является повышение технологической и экономической эффективности разработки залежи нефти, за счет повышения достоверности информации о прогнозных гипсометрических отметках кровли эксплуатационного объекта, подтверждаемое прогнозной толщиной по вертикали в наклонно-направленных скважинах для размещения проектного фонда скважин и/или уплотнения проектной сетки.

Технический результат, который может быть получен при осуществлении заявленного способа, - увеличить успешность бурения рентабельных скважин существующей сетки или ее уплотнения.

Новым является то, что в наклонно-направленной скважине в купольной или прикупольной зоне со смещением забоя от устья не более 200 метров проводят детализационные сейсмоисследования методом непродольного вертикального сейсмопрофилирования (НВСП) с разводом профилей на 50° по кругу, уточняют прогнозный структурный план продуктивного пласта, проводят уплотнение существующей сетки добывающих скважин бурением дополнительного количества скважин малого диаметра, причем закладывают скважины к бурению по уплотняющей сетке на толщины 4 и более метров с расстоянием между скважинами 150 метров, а на толщины менее 4 метров с расстоянием между скважинами 300 метров, тем самым увеличивают КИН на 7%.

Сущность изобретения в том, что на этапе проектирования при составлении 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 приводят 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 увеличения успешности бурения рентабельных скважин существующей сетки или ее уплотнения.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Разрабатывают нефтяную залежь в терригенных отложениях бобрикового горизонта со следующими характеристиками: глубина 1180 м, пластовая температура 25°С, пластовое давление 12,0 МПа, средняя пористость 24%, средняя проницаемость 0,210 мкм², вязкость нефти в пластовых условиях 89,7 мПа*с, плотность нефти 0,923 т/м³. Залежь пластовосводовая.

Залежь оконтурена внешним контуром нефтеносности 1. Первоначально залежь разбуривают одной наклонно-направленной добывающей скважиной 2. Осуществляют ее обустройство и вводят в эксплуатацию. Дебит вязкой безводной нефти составил 7 т/сут. Строят структурный план 3 продуктивного пласта, используя данные бурения и сейсмоисследований 2Д. Из построений следует, что на значительной части залежи структурный план построен исходя из данных сейсмоисследований 2Д с плотностью сейсмопрофилей 4, 5 равной 3,1 п. км/км² и расстоянием между ними 600-1200 метров и полностью отсутствует детализация по свойствам коллектора. Поэтому дальнейшее разбуривание залежи представляет большие геологические риски.

В добывающей наклонно-направленной скважине 2 в купольной или прикупольной зоне со смещением забоя от устья не более 200 метров проводят детализационные сейсмоисследования методом непродольного вертикального сейсмопрофилирования (НВСП) с разводом профилей 6-10 на 50° по кругу. После проведения вертикального сейсмопрофилирования и по его результатам уточняют структурный план по кровле продуктивного пласта участка залежи, где закладывают скважины 11 к бурению по уплотняющей сетки на толщины 4 и более метров 12 с расстоянием между скважинами 150 метров, а на толщины менее 4 метров 13 с расстоянием между скважинами 300 метров. Проводят уплотнение существующей сетки добывающих скважин бурением дополнительного количества скважин малого диаметра, тем самым увеличивают КИН на 7%.

Использование предлагаемого способа разработки нефтяной малоразведанной залежи позволяет исключить бурение пустых и обводненных скважин и увеличить КИН.