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 трещиноватых коллекторов (патент RU №2526082, МПК Е21В 43/20, опубл. в бюл. №23 от 20.08.2014 г.), включающий определение трещиноватости или линий разуплотнения залежи, строительство добывающих и нагнетательных скважин с учетом трещиноватости залежи, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Согласно изобретению, выбирают участок залежи для разработки с нефтенасыщенными толщинами более 10 м, предотвращающими быстрое обводнение добываемой нефти. Определяют расположение узлов разуплотнений - пересечений линий разуплотнений. Добывающие вертикальные скважины бурят по неравномерной сетке с попаданием в узлы разуплотнений, а нагнетательные скважины располагают в уплотненных карбонатных коллекторах с минимальной и средней трещиноватостью между несколькими узлами разуплотнений примерно на равном расстоянии от них.

Недостатком данного способа является то, что в добывающих скважинах, расположенных в узлах разуплотнения, происходит преждевременное обводнение продукции, что ведет к недовыработанное™ запасов нефти и низкому КИН.

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 не подтверждении 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.

Недостатком данного способа является то, что он не использует направление трещиноватости, направление зон разуплотнений, узлов разуплотнений - пересечений линий разуплотнений в карбонатных коллекторах для оптимального размещения проектного фонда скважин с целью предотвращения преждевременного обводнения добываемой продукции, наиболее полной выработки запасов и достижения высокого КИН.

Техническими задачами способа разработки являются наиболее оптимальное размещение проектного эксплуатационного фонда скважин с различным окончанием с учетом направления превалирующей трещиноватости и разуплотненности в карбонатных коллекторах и увеличение их добывных возможностей.

Технические задачи решаются способом разработки нефтяной малоразведанной залежи, включающим разбуривание залежи редкой сеткой скважин или бурят хотя бы одну наклонно-направленную скважину, отбор продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отличающийся тем, что в пробуренной скважине проводят детализационные сейсмоисследования, уточняют прогнозный структурный план продуктивного пласта, определяют направление превалирующей трещиноватости - разуплотнений, узлов разуплотнений - пересечений линий разуплотнений, проводят уплотнение существующей сетки добывающих скважин бурением горизонтальных скважин, размещают их под углом 45° к направлению превалирующей трещиноватости - разуплотненииям на расстоянии более 70 метров к ним, для предотвращения преждевременного обводнения в добывающих скважинах или поглощения закачки - в нагнетательных.

Способ осуществляют в следующей последовательности (на примере конкретного выполнения).

Разрабатывают нефтяную залежь (см. фиг. 1) в карбонатных отложениях турнейского яруса. Линейные размеры залежи 1,3×1,5 км.

На фиг. 1 приняты следующие обозначения: 1 - внешний контур нефтеносности, 2 - вертикальная добывающая скважина, 3 - направление превалирующей трещиноватости, разуплотненй, узлов разуплотнений - пересечений линий разуплотнений, 4-6 - горизонтальные добывающие скважины, 7 - изопахиты (метры).

Залежь оконтурена внешним 1 контуром нефтеносности. Первоначально залежь разбуривают одной вертикальной добывающей 2 скважиной. Осуществляют ее обустройство. Проводят отбор продукции через добывающую скважину. По данным керна и данным каротажных исследований в скважине определяют свойства залежи: глубина 1188 м, общая нефтенасыщенная толщина 21 м, пластовая температура 25°С, пластовое давление 11,9 МПа, пористость 15%, проницаемость 0,090 мкм², нефтенасыщенность 63,9%. Коллектор карбонатный. Нефть имеет плотность 0,865 г/см³ и вязкость 18,6 мПа*с.

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

В добывающей скважине 2 проводят сейсмоисследования методом непродольного вертикального сейсмопрофилирования. Определяют направление превалирующей трещиноватости, направление зон разуплотненй, узлов разуплотнений - пересечений линий разуплотнений 3 в пласте. По данным сейсмоисследования 2Д определяют толщину нефтенасыщенного пласта.

Бурят горизонтальные скважины 4-6 длиной 150 м в зоне общих нефтенасыщенных толщин 7 не менее 12 метров. Размещают горизонтальный ствол скважины более 70 метров от разуплотнений, узлов разуплотнений под углом 45° к направлению превалирующей трещиноватости - разуплотненииям на расстоянии более 70 метров к ним, для предотвращения преждевременного обводнения в добывающих скважинах или поглощения закачки - в нагнетательных.

Использование предлагаемого способа разработки нефтяной малоразведанной залежи в карбонатных коллекторах позволяет увеличить добычу нефти, наиболее полно выработать запасы нефти и увеличить КИН, предотвратить преждевременное обводнение добываемой продукции.