СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ В ТЕКТОНИЧЕСКИ ОСЛОЖНЕННЫХ ОСАДОЧНЫХ ТОЛЩАХ Российский патент 1996 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам разработки нефтяных месторождений, продуктивные пласты которых размещены в тектонически осложненных осадочных толщах, и предназначается для использования как для вновь вводимых в разработку нефтяных месторождений, так и для находящихся в разработке нефтяных месторождений на любой стадии их разработки, включающая конечную. Изобретение может быть также использовано для разработки газовых, газонефтяных и газоконденсатных месторождений, продуктивные пласты которых размещены в тектонически осложненных осадочных толщах.

Известен способ разработки нефтяного месторождения, продуктивные пласты которого имеют разрывного нарушения (например, патент СССР N 1806261, кл. E 21 B 43/30, 43/00, 30.03.93) Для реализации известного способа разработки нефтяного месторождения используют данные геофизических исследований, по которым выявляют в продуктивном пласте блоки тектонического происхождения, границы между ними, устанавливают местоположение зон (систем) разрывных нарушений в границах контура нефтегазоносности. Затем в зонах разрывных нарушений бурят добывающие скважины и ведут из них добычу нефти. Добычу нефти из каждой отдельной скважины продолжают вести до снижения ее дебита до величины, определяемой рентабельностью добычи, после чего скважину закрывают.

Однако известный способ при его реализации незначительно повышает эффективность разработки нефтяного месторождения, т.е. увеличение нефтеотдачи достигается незначительное из-за неравномерного продвижения нефти в продуктивном пласте. Кроме того, размещение скважин на месторождении непосредственно в зонах разрывных нарушений продуктивного пласта, как показала практика эксплуатации, приводит в 85 случаях из 100 к разрушению обсадных колонн скважин, нарушению герметичности заколонного пространства, в результате чего происходят перетоки флюидов не только по заколонному пространству скважин, но и по массиву горных пород прискважинной зоны, что влечет за собой нарушение природного гидрогеологического режима в надпродуктивных горизонтах, загрязняя земные недра и окружающую среду. Ликвидация заколонных скважинных перетоков требует дополнительных материальных и трудовых затрат.

Наиболее близким (прототипом) к заявляемому техническому решению по совокупности существенных признаков из числа известных средств того же назначения является способ разработки залежи углеводородов по патенту СССР N 1806262, кл. E 21 B 43/30, 43/20, 30.03.93. Для осуществления известного по прототипу способа разработки нефтяного месторождения в тектонически осложненных осадочных толщах осуществляют следующие операции: устанавливают наличие блоков тектонического происхождения и их границы в пределах структуры или площади месторождения по данным геофизических исследований и исследований скважин, бурят добывающие и нагнетательные скважины, ведут добычу нефти из добывающих скважин, осуществляют закачку воды через нагнетательные скважины и используют методы воздействия на продуктивный пласт при разработке месторождения.

Установление наличия на продуктивном пласте блоков тектонического происхождения и их границ в способе по прототипу производят имеющимися в настоящее время известными традиционными методами обработки этой информации и таким образом строят карту разрывных нарушений продуктивного пласта. Бурение добывающих скважин в способе по прототипу производят непосредственно в зонах разрывных нарушений индуктивного пласта, а нагнетательные скважины бурят вне разрывных нарушений внутри блоков тектонического происхождения по возможности на равных расстояниях от добывающих скважин. При введении месторождения в разработку в способе по прототипу из добывающих скважин месторождения производят добычу углеводов, а в нагнетательные скважины производят закачку рабочего агента такими темпами, чтобы компенсировать отбор углеводородов и поддерживать пластовое давление.

Благодаря более равномерному продвижению в пласте рабочего агента при заводнении способ по прототипу позволяет получить несколько большую добычу углеводородов за тот же срок разработки, чем способ по аналогу.

Однако известный по прототипу способ разработки нефтяного месторождения в тектонически осложненных осадочных толщах в малой степени обеспечивает увеличение как текущей, так и конечной нефтеотдачи, не обеспечивает значимого снижения себестоимости добычи нефти и не позволяет существенно сократить капитальные затраты и материальные средства, не предотвращает при этом загрязнение земных недр и окружающей среды в процессе всего времени эксплуатации нефтяного месторождения, начиная от начальной стадии его разработки до конечной включительно.

Как показала практика эксплуатации таких нефтяных месторождений из-за размещения добывающих скважин непосредственно в зонах разрывных нарушений продуктивного пласта (при этом не имеет особого значения размещение нагнетательных скважин), во-первых, даже при использовании заводнения, от которого несколько выравнивается фронт вытеснения нефти водой, но тем не менее равномерное вытеснение нефти к призабойным зонам добывающих скважин непосредственно через зоны разрывных нарушений продуктивного пласта в большей степени затруднено, чем в обычных условиях, так как закачка воды в нагнетательные скважины в этих зонах не эффективна и приводит к раскрытию трещин (гидроразрыву), что в конечном итоге не обеспечивает существенного увеличения как текущей и тем более конечной нефтеотдачи; во-вторых, при размещении добывающих скважин в зонах разрывных нарушений продуктивного пласта, а нагнетательных скважин внутри блоков тектонического происхождения при разработке месторождения на вытеснение нефти и продвижение ее к призабойным зонам добывающих скважин используется только незначительная часть естественной пластовой энергии, для вытеснения нефти в таких условиях или необходимо привлекать энергию извне, что увеличивает себестоимость добычи нефти, или бурить дополнительное количество добывающих скважин, что существенно увеличивает капитальные затраты и материальные средства; в-третьих, как показала многолетняя практика эксплуатации таких месторождений, размещение скважин непосредственно в зонах разрывных нарушений продуктивного пласта, как и в способе по аналогу, в 85 случаях из 100 на любых стадиях разработки нефтяного месторождения приводит к разрушению обсадных колонн скважин и еще в большем числе случаев приводит к нарушению герметичности заколонного пространства, в результате чего происходят вертикальные перетоки флюидов, что влечет за собой нарушение природного гидрогеологического режима в надпродуктивных горизонтах, загрязняя земные недра и окружающую среду. В таких условиях также наблюдаются гидрохимические и термобарические аномалии. Ликвидация последствий разрушения только обсадных колонн скважин, как и ликвидация обычных заколонных скважинных перетоков, требует дополнительных материальных и трудовых затрат.

Целью изобретения является получение нового технического результата, а именно существенное увеличение как текущей, так и конечной нефтеотдачи, снижение при этом себестоимости добычи нефти и значительное сокращение капитальных затрат и материальных средств при одновременном предотвращении загрязнения земных недр и окружающей среды в процессе всего времени эксплуатации нефтяного месторождения от начальной стадии его разработки до конечной включительно.

Для достижения цели изобретения в известном способе разработки нефтяного месторождения в тектонически осложненных осадочных толщах, включающем установление наличия блоков тектонического происхождения и их границ в пределах структуры или площади месторождения по данным геофизических исследований и исследований скважин, бурение добывающих и нагнетательных скважин, добычу нефти из добывающих скважин, закачку воды через нагнетательные скважины и использование методов воздействия на продуктивный пласт при разработке месторождения, нами в совокупности с указанными выше известными операциями предложено осуществлять указанные ниже новые операции, согласно которым по результатам геофизических исследований и полученным при исследовании скважин данным вычисляют коэффициенты тектоно-деформационного развития структуры в целом и отдельных ее участков, определяют величины относительных приращений толщин деформированных участков структуры, определяют величины геотермодинамического и геоэнергетического потенциалов отдельных участков структуры, рассчитывают коэффициенты унаследованной деформированности по всему этажу нефтегазоности, по указанным выше найденным величинам и коэффициентам устанавливают наличие деформированных блоков структуры с приподнятым и опущенным положением осадочной толщи относительно неизменной ее части и их границы, по границам деформированных блоков устанавливают наличие активных тектоно-деформированных зон, бурение скважин осуществляют вне активных тектоно-деформированных зон, при этом добывающие скважины располагают непосредственно внутри блоков, а нагнетательные скважины размещают в приграничной зоне блоков, причем в первую очередь на участках с наибольшим изменением геотермодинамического потенциала, введение месторождения в разработку производят по блокам последовательно, начиная с блоков с более высокими изменениями геоэнергетических потенциалов к блокам с меньшими изменениями потенциалов, при этом по каждому блоку месторождения на каждой стадии его разработки определяют геоэнергетический потенциал, по величине которого по блокам месторождения судят о состоянии выработки запасов нефти, производят регулирование разработки и осуществляют методы воздействия на продуктивный пласт.

Из общедоступных источников патентной и научно-технической информации нам не известны способы разработки нефтяного месторождения в тектонически осложненных осадочных толщах, в которых вместе с изложенными выше известными операциями в совокупности были бы использованы указанные выше предложенные нами новые существенные признаки способа, обеспечивающие заявляемому способу получение нового технического результата, изложенного в цели изобретения.

Предлагаемый нами способ не следует из существующего уровня техники, а его отличительные признаки не совпадают с существенными признаками известных способов разработки нефтяных месторождений в тектонически осложненных осадочных толщах.

Предлагаемый способ разработки нефтяного месторождения в тектонически осложненных осадочных толщах разработан на основе неизвестного ранее, но нами впервые неожиданно установленного объективно существующего закономерного явления деформации горных пород в подземных условиях, заключающегося в том, что от давления горных пород и геотермодинамических процессов, происходящих в подземных условиях, в течение геологического времени часть осадочной толщи структуры, закончив свой процесс формирования, представляет собой в различной степени деформированные блоки, каждый из которых имеет свои геотермодинамические характеристики и связанные с этими факторами различия в характере проявления нефтегазонасыщенности и потенциальной продуктивности пластов. Вместе с этими нами установлено, что по границам блоков формируются активные тектоно-деформационные зоны, находящиеся до настоящего времени в напряженном состоянии. При этом блоки различной степени деформированности не отождествляются с блоками дизъюнктивной тектоники.

На основе указанных выше установленных закономерностей предложены новые операции для осуществления способа разработки нефтяных месторождений в тектонически осложненных осадочных толщах и даны режимы осуществления таких операций, позволяющие при разработке нефтяных месторождений в таких условиях использовать объективно существующие, впервые установленные геологические закономерности с целью увеличения как текущей, так и конечной нефтеотдачи при резком сокращении материальных затрат и с одновременным полным сохранением экологии земных недр и окружающей среды.

На фиг. 1 схематически представлен геологический профиль по скважинам (или по точкам сейсмопрофилей) нефтяного месторождения (или площади); на фиг. 2 схема размещения нагнетательных и добывающих скважин на нефтяном месторождении, вводимом в разработку вновь согласно заявляемому способу; на фиг. 3 схема размещения нагнетательных и добывающих скважин на нефтяном месторождении, разрабатываемом по известному способу; на фиг. 4 схема размещения нагнетательных и добывающих скважин на нефтяном месторождении, ранее разрабатываемом известным способам, и схема перевода скважин для эксплуатации такого месторождения по заявляемому способу.

Пример реализации заявляемого способа на нефтяном месторождении, вводимом в разработку впервые.

На подготовленной структуре или на площади нефтяного месторождения по данным, полученным, например, при исследовании скважин 1, 2, 3 и 4 (или по точкам сейсмопрофилей), определяют глубины прогнозных отражающих горизонтов по профилям или глубинны залегания разновозрастных отложений в скважинах (фиг. 1). Известными способами выделяют в разрезе две и более разновозрастные регионально выдержанные толщи облекания, находят подошву 5 толщи облекания и кровлю 6, определяют максимальные 7 (A_пмакс) и минимальные 8 (A_пмин) значения в метрах абсолютных отметок подошвы 5 толщи облекания, рассчитывают максимальные толщины в метрах (Н_макс) толщи облекания и минимальные толщины (Н_мин) толщи облекания в пределах стратиграфических границ цикла осадконакопления, По уравнению (1) вычисляют коэффициент тектоно-деформационного развития изучаемой структуры облекания К.

, безразмерный параметр (1)
Коэффициент тектоно-деформационного развития рассчитывают как для всей структуры (К), так и для отдельных участков (К_i). Для этой цели по каждой точке сейсмопрофилей или по каждой скважине определяют значение в метрах абсолютных отметок 9 (А_пi) подошвы толщи облекания и соответствующую толщину (Н_i). По уравнению (2) рассчитывают коэффициенты тектоно-деформационного развития толщи облекания для каждой точки сейсмопрофилей, скважины
, безразмерный параметр (2)
По сопоставлению величин коэффициентов тектоно-деформационного развития структуры облекания (К) и отдельного участка (К_i) устанавливают в первую очередь направленность деформационных процессов развития каждого участка, и по этому же признаку оценивают блоковое строение структуры, месторождения, залежи, устанавливают наличие деформированных приподнятых, деформированных опущенных блоков и неизменных блоков.

Далее определяют величины относительных приращений деформированных участков структуры по точкам сейсмопрофилей или по скважинам.

Количественную оценку относительных приращений толщин деформированных блоков (Δh) находят по уравнению (3)
, м (3)
где Δ А_пi приращение гипсометрических отметок между максимальной (А_пмакc) глубиной поверхности погребенной структуры и изменяющейся глубиной поверхности в каждой точке структуры по сейсмопрофилям или каждой скважине (А_пi), которое определяют по уравнению (4)
, м (4)
Δ H_i приращение деформируемых толщин структуры облекания между изменяющейся толщиной (Н_i) в каждой точке структуры (по сейсмопрофилям или каждой скважине) и минимальной толщиной (Н_мин), которое определяют по уравнению (5)
DH_i= H_i-H_мин,, м (5)
По параметру Δ h, определенному по уравнению (3) производят оценку приращений толщин деформированных блоков структуры облекания, соответственно, определяют степень их деформированности, выделяют и оконтуривают деформированные приподнятые блоки, деформированные опущенные блоки и неизменные блоки.

На основе данных, полученных по уравнениям (1) и (2) определяют величины геотермодинамического (D S) и геоэнергетического (D E) потенциалов деформированных приподнятых и опущенных блоков относительно неизменной части толщи облекания по уравнениям (6) и (7):
DS = k•l_п•K_i/K,, Дж/K (6)
ΔΕ = ΔT•k•l_п•K_i/K,, Дж (7)
где k 1,38•10^-23 Дж/K постоянная Больцмана;
K, K_i коэффициенты тектоно-деформационного развития соответственно структуры и отдельных участков, вычисляемые по уравнениям (1) и (2).

Δ T геотермический градиент, K/м.

Найденные по уравнениям (6) и (7) величины позволяют определить изменения энтропии и энергии тектоно-деформационного развития изучаемой структуры облекания.

По изменению геотермодинамического (D S) и геоэнергетического (D E) потенциалов по всей толще облекания в комплексе с величиной относительных приращений толщин деформированных блоков (D h) определяют изменение степени деформированности
блоков залежи, определяют границы между деформированными пpиподнятыми, опущенными блоками и неизмененными блоками, уточняют границы контура нефтегазоносности и оценивают их потенциальную продуктивность, а на стадии разработки оценивают условия выработки запасов для каждого блока.

К границам деформированных блоков приурочены активные тектоно-деформационные зоны, выделение которых
производят по коэффициенту унаследованной деформированности (см. ниже формулу 8), который определяют не только в разновозрастных толщах облекания, но и по всему разрезу осадочного чехла.

Коэффициент унаследованной деформированности n определяют по уравнению (8)
(8)
где A'_пмакc и A'_пi максимальные и изменяющиеся абсолютные отметки поверхности нижележащей (по разрезу) погребенной структуры облекания; А''_пмакс и А''_пi максимальные и изменяющиеся абсолютные отметки поверхности вышележащей (по разрезу) структуры облекания.

Анализ результатов, полученных по уравнению (8), позволяет определить коэффициент унаследованной деформируемости (n) по всему этажу нефтегазоносности.

По величинам параметров: коэффициентов тектоно-деформационного развития структуры в целом (К) и отдельных ее участков (К_i), относительных приращений толщин деформированных блоков структуры (Δ h), геотермодинамического (D S) и геоэнергетического (D E) потенциалов отдельных участков структуры или залежи и коэффициентов унаследованной деформированности (n) строят карты изменения параметров в изолиниях.

По значениям величин указанных параметров, характеризующих указанные выше закономерности деформации горных пород в подземных условиях, на картах наносят границы деформированных блоков структуры различной степени деформированности относительно неизменной части осадочной толщи (фиг. 2): приподнятых 10, опущенных 11 и неизменных 12, которые на фиг. 2 совпали с изолиниями. При этом по границам деформированных блоков и по коэффициенту унаследованной деформированности (n) устанавливают наличие активных тектоно-деформационных зон 13. На картах наносят параметры простирания таких зон, их протяженность и фиксируют их структурную приуроченность по разрезу, а также уточняют границы контура нефтегазоносности 14 по полученным при реализации заявляемого способа данным.

Затем на картах проектируют заложение нагнетательных и добывающих скважин для их последующего бурения.

Заложение и бурение всех категорий скважин осуществляют вне активных тектоно-деформационных зон 13.

Заложение добывающих скважин 15 производят непосредственно внутри приподнятых 10, опущенных 11 и неизменных 12 блоков.

Заложение нагнетательных скважин 16 производят на границах блоков с соблюдением следующего условия, а именно: заложение нагнетательных скважин 16 производится на приграничных участках с наибольшим изменением геотермодинамического и геоэнергетического потенциалов с последующим перемещением их в сторону уменьшения этих параметров (D S, D E).

Введение месторождения в разработку производят по блокам последовательно. Вначале в разработку вводят блоки с более высокими изменениями геоэнергетических потенциалов D) E, затем последовательно вводят в работу блоки с меньшими изменениями геоэнергетических потенциалов.

При разработке нефтяного месторождения по каждому его деформированному и неизменному блоку, по всему вскрытому разрезу и на каждой стадии его разработки проводят системный контроль за состоянием выработки запасов нефти существующими промыслово-геофизическими методами во всех скважинах непрерывно по разрезу, начиная от фонового замера при вводе залежи, пласта, скважины в разработку и периодически в процессе эксплуатации. По этим данным определяют по уравнению (7) геоэнергетический потенциал продуктивного пласта в каждой скважине каждого блока. На основе накопленной информации о добыче нефти, жидкости и изменения геоэнергетического потенциала (D E) на любой стадии разработки для каждого блока известными способами определяют условия выработки запасов нефти, применяют известные способы регулирования разработки и осуществляют воздействие на продуктивный пласт с целью интенсификации добычи нефти.

Предлагаемый способ разработки нефтяного месторождения в тектонически осложненных осадочных толщах одинаково просто может быть реализован как на вновь вводимых в разработку нефтяных месторождениях, пример изложен выше и проиллюстрирован фиг. 2, а также может быть реализован и на нефтяных месторождениях уже находящихся в разработке, причем независимо от стадии разработки, т.е. даже на конечной стадии разработки месторождения, чтобы обеспечить увеличение как текущей, так и конечной нефтеотдачи, снизить при этом себестоимость добычи нефти и сократить текущие капитальные затраты и материальные средства при одновременном предотвращении загрязнения земных недр и окружающей среды за оставшийся период времени до конца разработки такого месторождения.

Пример реализации предлагаемого способа на нефтяном месторождении, ранее находившемся в разработке известным способом
Рассмотрен вариант, когда нефтяное месторождение в тектонически осложненных осадочных толщах находилось в разработке и его эксплуатация велась по известному способу. Для сравнения вариант с известным способом разработки дан в условиях того же самого нефтяного месторождения, на котором был представлен и описанный выше способ по изобретению при введение его в разработку впервые.

Размещение добывающих 15 и нагнетательных 16 скважин так, как они были пробурены для условий эксплуатации нефтяного месторождения известным способом, представлено на фиг. 3. Контур нефтегазоносности такого нефтяного месторождения, установленный при реализации на нем известного способа разработки, нанесен на фиг. 3 линией 17.

Для реализации предлагаемого способа на нефтяном месторождении в тектонически осложненных осадочных толщах, которое ранее эксплуатировалось известным способом, при расположении на нем скважин, представленном на фиг. 3, так же, как и при введении месторождения в разработку впервые по заявляемому способу по данным ранее проведенных геофизических и исследований всех пробуренных скважин определяют глубины прогнозных отражающих горизонтов по профилям или глубины залегания разновозрастных отложений в скважинах (как показано на фиг. 1). Известными способами выделяют в разрезе две и более разновозрастные региональные выдержанные толщи облекания, находят подошву 5 толщи облекания и кровлю 6, определяют максимальные 7 (А_пмакс) и минимальные 8 (А_пмин) значения в метрах абсолютных отметок подошвы 5 толщи облекания, рассчитывают максимальные толщины в метрах (Н_макс) толщи облекания и минимальные толщины (Н_мин) толщи облекания в пределах стратиграфических границ цикла осадконакопления. В приводимом ниже описании даны ссылки только на номера уравнений и формул. Сами уравнения и формулы (их всего восемь) вместе с входящими в них значениями приведены выше в описании примера реализации заявляемого способа на нефтяном месторождении, вводимом в разработку впервые.

По уравнению (1) вычисляют коэффициент тектоно-деформационного развития изучаемой структуры облекания (К), который рассчитывают как для всей структуры, так и для отдельных участков (К_i). Для этого по каждой скважине определяют значение в метрах абсолютных отметок 9 (A_пi) подошвы толщи облекания и соответствующую толщину (Н_i).

По уравнению (2) рассчитывают коэффициенты тектоно-деформационного развития толщи облекания для каждой скважины (К_i).

По сопоставлению величин коэффициентов тектоно-деформационного развития структуры облекания (К) и отдельного участка (К_i) устанавливают в первую очередь направленность деформационных процессов развития каждого участка и по этому же признаку оценивают боковое строение структуры, месторождения, залежи, устанавливают наличие деформационных приподнятых, деформированных опущенных блоков и неизменных блоков.

Далее определяют величины относительных приращений толщин деформированных блоков (D h) по уравнениям (3, 4 и 5). По величине D h определяют степень деформированности блоков, выделяют и оконтуривают деформированные приподнятые блоки, деформированные опущенные блоки и неизменные блоки.

Затем определяют величины геотермодинамического (D S) и геоэнергетического (D E) потенциалов деформированных приподнятых и опущенных блоков относительно неизменной части толщи облекания по уравнениям (6) и (7).

По изменению геотермодинамического (D S) и геоэнергетического (D E) потенциалов по всей толще облекания в комплексе с величиной относительных приращений толщин деформированных блоков (D h) определяют изменение степени деформированности блоков залежи, определяют границы между деформированными приподнятыми, опущенными блоками и неизменными блоками, уточняют границы контура нефтегазоносности и оценивают их потенциальную продуктивность.

Далее по уравнению (8) определяют коэффициент унаследованной деформированности (n), что позволяет выделить активные тектоно-деформационные зоны.

По величинам параметров: коэффициентов тектоно-деформационного развития структуры в целом (К) и отдельных ее участков (К_i), относительных приращений толщин деформированных блоков структуры (D h), геотермодинамического (D S) и геоэнергетического (D E) потенциалов отдельных участков залежи и коэффициентов унаследованной деформированности (n) строят карты изменения параметров в изолиниях.

По значениям величин указанных параметров, характеризующих закономерности деформации горных пород в подземных условиях, на картах наносят границы деформированных блоков структуры различной степени деформированности относительно неизменной части осадочной толщи (фиг. 4): приподнятых 10, опущенных 11 и неизменных 12. Границы таких блоков на фиг. 4 совпали с изолиниями.

По границам деформированных блоков и по коэффициенту унаследованной деформированности (n) устанавливают наличие активных тектоно-деформационных зон 13. На картах наносят параметры простирания указанных зон, их протяженность, фиксируют их структурную приуроченность по разрезу, а также уточняют границы контура нефтегазоносности 14 по полученным при реализации заявляемого способа данным. Для сравнения отметим, что контур нефтегазоносности, уточненный при реализации заявляемого способа разработки на фиг. 4, нанесен линией 14. Для наглядности на фиг. 4 нанесены оба контура нефтегазоносности: 17 установленный при реализации известного способа разработки и контур нефтегазоносности 14 уточненный при реализации заявляемого способа разработки, оба для одного и того же нефтяного месторождения.

Затем проводят анализ расположения (сетки) всех ранее пробуренных скважин на таком нефтяном месторождении при эксплуатации его известным способом.

Те скважины 18 независимо от того, добывающие эти скважины или нагнетательные, которые до реализации предлагаемого способа оказались ранее пробуренными внутри границ активных тектоно-деформационных зон 13, ликвидируют, например, путем полного цементирования их стволов.

Те скважины, которые оказались размещенными непосредственно внутри блоков 10, 11 и 12, независимо от того, какими они были при эксплуатации месторождения известным способом, должны быть при реализации заявляемого способа только добывающими скважинами 15. Если непосредственно внутри блоков при известном способе эксплуатации были пробурены нагнетательные скважины, их при реализации заявляемого способа переводят из нагнетательных скважин в добывающие 19.

Те скважины, которые оказались расположенными в приграничной зоне блоков, независимо от их назначения при разработке месторождения известным способом все должны быть нагнетательными скважинами 16. В противном случае ранее пробуренные в приграничной зоне добывающие скважины при реализации заявляемого способа переводят в нагнетательные 20.

При этом в первую очередь по заявляемому способу вводят в работу скважины тех блоков, которые имеют более высокие изменения геоэнергетических потенциалов, переходя к блокам с меньшими изменениями таких потенциалов.

По каждому блоку месторождения в процессе эксплуатации определяют геоэнергетический потенциал, по величине которого по блокам месторождения судят о состоянии выработки запасов нефти, производят регулирование разработки и осуществляют воздействие на продуктивный пласт.

Способ согласно заявляемому изобретению может быть реализован в любое время и на любых нефтяных месторождениях, образовавшихся в тектонически осложненных осадочных толщах. Объемы геофизических исследований и исследований скважин, равно как и объемы работ по составлению проектов разработки нефтяных месторождений и объемы исследований в процессе реализации заявляемого способа не превышают объемы существующих ныне способов. При этом при реализации заявляемого способа не требуется каких-либо новых или дополнительных исследований, не требуется привлекать какие-либо новые исследовательские приборы.

Реализация предлагаемого способа может быть начата немедленно всеми нефтегазодобывающими предприятиями России и по экспертным оценкам по сравнению с известными способами позволит:
увеличить текущую добычу нефти от 5 до 30%
увеличить конечную нефтеотдачу на 10-20%
снизить себестоимость добычи нефти на 16-38%
сократить капитальные затраты и материальные средства на 18-40%
одновременно при этом за счет исключения случаев разрушения обсадных колонн скважин и возникающих после этого межпластовых перетоков пластовых флюидов и выбросов их на поверхность через стволы таких скважин полностью предотвратить загрязнение земных недр и окружающей среды в процессе всего времени эксплуатации такого нефтяного месторождения. ЫЫЫ2

Использование: в нефтяной промышленности. Цель: увеличение текущей и конечной нефтеотдачи, снижение себестоимости добычи нефти и сокращение капитальных затрат при одновременном предотвращении загрязнения земных недр и окружающей среды. Сущность: по полученным при геофизических исследованиях и исследованиях скважин данным на основе вновь установленных геологических закономерностей на месторождении (М) находят деформированные блоки (ДБ) стpуктуры и их границы, находят активные тектоны-деформационные зоны (АТДЗ) и их границы. Бурение скважин ведут вне АТДЗ. Добывающие скважины бурят внутри блоков (Б). Нагнетательные скважины размещают в приграничной зоне Б. Введение М в разработку производят по Б последовательно, начиная с Б с более высокими изменениями геоэнергетических потенциалов. По каждому Б на каждой стадии разработки М определяют геоэнергетический потенциал. По его величине судят о состоянии выработки запасов нефти. Ведут регулирование разработки М и осуществляют воздействие на продуктивный пласт. 4 ил.

Способ разработки нефтяного месторождения в тектонически осложненных осадочных толщах, включающий установление наличия блоков тектонического происхождения и их границ в пределах структуры или площади месторождения по данным геофизических исследований и исследований скважин, бурение добывающих и нагнетательных скважин, добычу нефти из добывающих скважин, закачку воды через нагнетательные скважины и использование методов воздействия на продуктивный пласт при разработке месторождения, отличающийся тем, что по результатам геофизических исследований и полученным при исследовании скважин данным вычисляют коэффициенты тектоно-деформационного развития структуры в целом и отдельных ее участков, определяют величины относительных приращений толщин деформированных участков структуры, определяют величины геотермодинамического и геоэнергетического потенциалов отдельных участков структуры, рассчитывают коэффициенты унаследованной деформированности по всему этажу нефтегазоносности, по указанным выше найденным величинам и коэффициентам устанавливают наличие деформированных блоков структуры с приподнятым и опущенным положениями осадочной толщи относительно неизмененной ее части и границы, по границам деформированных блоков устанавливают наличие активных тектоно-деформационных зон, бурение скважин осуществляют вне активных тектоно-деформационных зон, при этом добывающие скважины располагают непосредственно внутри блоков, а нагнетательные скважины размещают в приграничной зоне блоков, причем в первую очередь на участках с наибольшим изменением геотермодинамического потенциала, введение месторождения в разработку производят по блокам последовательно, начиная с блоков с более высокими изменениями геоэнергетических потенциалов к блокам с меньшими изменениями потенциалов, при этом по каждому блоку месторождения на каждой стадии его разработки определяют геоэнергетический потенциал, по величине которого по блокам месторождения судят о состоянии выработки запасов нефти, производят регулирование разработки и осуществляют методы воздействия на продуктивный пласт.