Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ МАЛОРАЗВЕДАННОЙ ЗАЛЕЖИ

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

Известен способ разработки нефтяной залежи (Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений / Муравьев И.М. и др. - М.: Недра, 1970, с. 103), включающий построение структурного плана продуктивного пласта и определение для каждого эксплуатационного объекта рационального размещения добывающих и нагнетательных скважин, бурение и исследование скважин, добычу нефти из добывающих скважин и закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины.

Известный способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с достижением высокой нефтеотдачи из-за отсутствия мероприятий по доразведке и размещению дополнительных скважин.

Известен также способ поиска и разведки многопластовых залежей нефти (патент RU №2159944, МПК G01V 1/00, опубл. в бюл. №33 от 27.11.2000), приуроченных к складкам, характеризующимся смещением сводов нижнего и верхнего этажей разведки, включающий на основе данных сейсморазведки бурение поисковой скважины, отличающийся тем, что поисковую скважину, заложенную в своде локального поднятия, подготовленного по верхнему этажу разведки, бурят только до этого горизонта, а на основе статистического анализа геолого-геофизических материалов по соотношению контуров и сводов нижнего и верхнего этажей разведки, а также тектонического строения территории 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.

Способ не предусматривает оптимизации 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 малоразведанной залежи (патент RU №2447270, МПК Е21В 43/16, опубл. в бюл. №10 от 10.04.2012), включающий разбуривание залежи редкой сеткой проектных скважин, отбор продукции через добывающие скважины и нагнетание рабочего агента через нагнетательные скважины, при этом 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, скорректированному по результатам вертикального сейсмопрофилирования (ВСП) и наличию рентабельной нефтенасыщенной толщины не менее 2 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.

Недостатками данного способа являются: узкая область применения из-за возможности проектирования только вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, связанная с большими погрешностями определения, особенно на удаленном расстоянии (на расстоянии более 200 м погрешность в определении в сложных геологических условиях участков повышения гипсометрических отметок может доходить до 15 м), высокие материальные затраты связанные с необходимостью бурения проектных скважин в направлении сейсмопрофилей в зону повышенных гипсометрических отметок для уточнения правильности измерений.

Техническими задачами предполагаемого изобретения являются расширение функциональных возможностей и снижение материальных затрат за счет уточненного размещения и строительства горизонтальных скважин без строительства проектной скважины в зоне повышенных гипсометрических отметок, повышения дебита добывающих горизонтальных скважин.

Технические задачи решаются способом разработки нефтяной малоразведанной залежи, включающим разбуривание залежи редкой сеткой проектных скважин, в пробуренной скважине проводят детализационные сейсмоисследования методом вертикального сейсмопрофилирования - ВСП - в направлении повышенных гипсометрических отметок структуры, расходящихся не более чем на 60°, уточняют прогнозный структурный план продуктивного пласта, выделяют участки повышения гипсометрических отметок, при подтверждении прогнозного структурного плана, скорректированного по результатам ВСП и наличию рентабельной нефтенасыщенной толщины не менее 2 м, строят добывающую скважину и осваивают в качестве добывающей в сводовой и/или присводовой частях структур, и нагнетательную скважину - в пониженных частях структур, осуществляют отбор продукции через добывающие скважины и нагнетание рабочего агента через нагнетательные скважины.

Новым является то, что для залежи определяют эмпирическим путем минимальную рентабельную нефтенасыщенную толщину для строительства горизонтальных скважин, из скважин, находящихся на расстоянии 500-600 м от пробуренной скважины, дополнительно проводят ВСП в направлении повышенных гипсометрических отметок структуры, расходящихся не более чем на 60°, исходя из пересечения зон исследования, уточняют зоны с толщиной больше минимальной рентабельной нефтенасыщенной толщины, в которых в качестве добывающих и нагнетательных скважин строят горизонтальные добывающие и нагнетательные скважины, причем дополнительное ВСП в направлении повышенных гипсометрических отметок структуры проводят до обеспечения погрешности в определении этих отметок в 1-2 м

На чертеже показана схема расположения скважин (вид сверху).

Способ разработки нефтяной малоразведанной залежи 1 включает разбуривание залежи редкой сеткой с шагом 500-600 м проектных скважин 2 и 3, в каждой из которых проводят детализационные сейсмоисследования методом ВСП 4 в направлении повышенных гипсометрических отметок структуры, расходящихся не более чем на 60°. Эмпирическим путем определяют минимальную рентабельную нефтенасыщенную толщину для строительства горизонтальных скважин 5. Так как стоимость горизонтальной скважины 5 гораздо выше (примерно в 3 раза для глубин залегания 1000-1500 м) стоимости вертикальных 2 и 3, то в малых нефтенанасыщенных толщинах пласта (обычно не менее 2 м) залежи 1 рентабельнее использовать вертикальные скважины 2 и 3. По пересечению зон 6 и 7 исследования ВСП 4 уточняют прогнозный структурный план продуктивного пласта залежи 1, выделяют участки повышенных гипсометрических отметок 8, при подтверждении прогнозного структурного плана (на расстоянии более 200 м погрешность в определении в сложных геологических условиях гипсометрических отметок снижается с 10-15 м до 1-2 м), скорректированного по результатам нескольких ВСП 4 и наличию рентабельной нефтенасыщенной толщины больше минимальной нефтенасыщенной толщины, строят добывающие горизонтальные скважины 5 и осваивают в качестве добывающей в сводовой и/или присводовой частях структур и/или горизонтальные нагнетательные скважины (не показаны) в пониженных частях структур. Осуществляют отбор продукции через добывающие скважины 5 и нагнетание рабочего агента через нагнетательные скважины 2 и 3. Пример конкретного выполнения.

На Черноозерском месторождении Восточно-Черноозерского поднятия бобриковского горизонта со следующими геолого-физическими характеристиками (см. таблицу) произвели разбуривание залежи 1 редкой сеткой с шагом 550 м проектных скважин 2 и 3.

По результатам исследований аналогичных месторождений определили, что для данной залежи 1 минимальная рентабельная нефтенасыщенная толщина для строительства горизонтальных скважин 5 составляет 3 м. По пересечению зон 6 и 7 исследования ВСП 4 уточняют прогнозный структурный план продуктивного пласта залежи 1, выделяют участки повышенных гипсометрических отметок 8, при подтверждении прогнозного структурного плана (погрешность в определении гипсометрических отметок снизилась в зоне 5 с 12 до 1 м). По скорректированному по результатам нескольких ВСП 4 плану определяют наличие зоны 6 с рентабельной нефтенасыщенной толщиной, равной 8 и 10 м, в которой строят и осваивают добывающую горизонтальную скважину 5 в присводовой части структур. В качестве нагнетательных скважин используют скважины 2 и 3. Осуществляют отбор продукции через добывающую скважину 5 и нагнетание рабочего агента через нагнетательные скважины 2 и 3.

В результате применения предлагаемого способа разработки нефтяной малоразведанной залежи по сравнению с наиболее близким аналогом, применяемым на аналогичной залежи, точность позиционирования горизонтальной скважины 5 возросла в 12 раз, дебит вырос с 11 до 18 т/сут (на 63,6%), затраты снизились на 17%.

Предлагаемый способ разработки нефтяной малоразведанной залежи позволяет расширить функциональные возможности и снизить материальные затраты за счет уточненного размещения и строительства горизонтальных скважин без строительства проектной скважины в зоне повышенных гипсометрических отметок, а также добиться повышения дебита добывающих горизонтальных скважин.