СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ МАЛОРАЗВЕДАННОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 2019 года по МПК E21B43/16 

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

Известен способ разработки нефтяной залежи (Муравьев И.М. и др. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. - 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 вследствие отсутствия мероприятий по до-разведке и размещению дополнительных скважин.

Известен также способ поиска и разведки многопластовых залежей нефти (патент RU №2159944, МПК G01V 1/00, опубл. 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 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 малоразведанной залежи (патент RU №2447270, МПК Е21В 43/16, опубл. 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 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 большими погрешностями определения, особенно на удаленном расстоянии (более 200 метров погрешность в определении в сложных геологических условиях участков повышения гипсометрических отметок может доходить до 15 м), высокие материальные затраты связанные с необходимостью бурить проектные скважины 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 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 одной из которых проводят детализационные сейсмоисследования методом вертикального сейсмопрофилирования - ВСП в направлении повышенных гипсометрических отметок структуры, расходящимся не более чем на 60°, уточняют прогнозный структурный план продуктивного пласта, выделяют участки повышения гипсометрических отметок, бурением дополнительной проектной скважины в направлении сейсмопрофилей в зоне повышенных гипсометрических отметок на расстоянии 300-400 м от пробуренной проверяют прогнозный структурный план, скорректированному по результатам ВСП и наличию рентабельной нефтенасыщенной толщины, 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, корректируют по толщине и направлению прогнозный структурный план исследованием вскрытых нефтенасыщенных толщин дополнительной проектной скважиной, сверяя показания ВСП и данного исследования, при бурении дополнительной проектной скважины определяют фактическое положение отметок кровли и подошвы вскрытых нефтенасыщенных толщин с точностью 0,5-1,5 м, после чего исходя из удаленности от проектной скважины, из которой проводились ВСП, уточняют зоны с толщиной большей минимальной рентабельной нефтенасыщенной толщины, в которых в качестве добывающих и нагнетательных скважин строят горизонтальные добывающие и нагнетательные скважины.

На фиг. 1 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, в одной из которых проводят ВСП 3 в направлении повышенных гипсометрических отметок структуры, расходящимся не более чем на 60°. Эмпирическим путем определяют минимальную рентабельную нефтенасыщенную толщину для строительства горизонтальных скважин 4. Так как стоимость горизонтальной скважины 4 гораздо больше (примерно в 3 раза для глубин залегания 1000 м ÷ 1500 м) стоимости вертикальных 2, то в малых нефтенанасыщенных толщинах пласта (обычно не менее 2 м) залежи 1 рентабельнее использовать вертикальные скважины 2. Причем дополнительную проектную скважину 5 бурят в зоне повышенных гипсометрических отметок на расстоянии 300÷400 м от проектной скважины 2. Исходя анализа зоны 6 исследования ВСП 3, направленной в сторону скважины 5, и фактичекского положения отметок кровли и подошвы залежи 1 уточняют прогнозный структурный план продуктивного пласта залежи 1. С учетом удаленности от проектной скважины 2 выделяют участки повышенных гипсометрических отметок 7 (чем дальше от скважины 2 размещены отметки 7, прямо пропорционально будет изменяться погрешность от нуля у самой скважины 2 до фактического состояния в скважине 5). При подтверждении прогнозного структурного плана таким анализом (на расстоянии более 200 м погрешность в определении в сложных геологических условиях гипсометрических отметок снижается с 10÷15 м до 0,5÷1,5 м) определяют наличие участков с рентабельной нефтенасыщенной толщиной большей минимальной нефтенасыщенной толщины. Зоны 8 с рентабельной нефтенасыщенной толщины строят добывающие горизонтальные скважины 4 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 4 и нагнетание рабочего агента через нагнетательные скважины 2 и 5. В зоне повышенных гипсометрических отметок пробурили дополнительную проектную скважину 5 на расстоянии 320 м от проектной скважины 2.

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. Из исследований аналогичных месторождений определили, что для данной залежи 1 минимальная рентабельная нефтенасыщенная толщина для строительства горизонтальных скважин 4 составляет 3 м. Исходя анализа зоны 6 исследования ВСП 3, направленной в сторону скважины 5, и фактичекского положения отметок кровли и подошвы залежи 1 в скважине 5 определили, что отклонение уровня кровли и подошвы составило на 12 м ниже определенного ВСП 3. Уточнили прогнозный структурный план продуктивного пласта залежи 1, исходя из того, что погрешность в районе скважины 2-0 м, а на удалении 320 м - +12 м. Откорректировав первоначальный прогнозный структурный план продуктивного пласта залежи 1, выделили зоны 8 повышенных гипсометрических отметок 7, при подтверждении прогнозного структурного плана (погрешность в определении гипсометрических отметок снизилась в зоне 5 с 12 м до 0,5 м).

В зонах 8 построили и освоили добывающую горизонтальную скважину 4 в присводовой части залежи 1. Осуществляют отбор продукции через добывающую скважину 4, а нагнетание рабочего агента - через скважины 2 и 5.

В результате применения предлагаемого способа разработки нефтяной малоразведанной залежи по сравнению с наиболее близким аналогом, применяемом на аналогичной залежи, точность позиционирования горизонтальной скважины 4 возросла в 24 раза, дебит вырос с 19 т/сут до 32 т/сут (на 68,4%), затраты снизились на 18%.

Предполагаемый 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.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяной малоразведанной залежи. Технический результат - повышение эффективности способа за счет повышения дебита добывающих скважин. По способу осуществляют разбуривание залежи редкой сеткой проектных скважин. В одной из них проводят детализационные сейсмоисследования методом вертикального сейсмопрофилирования - ВСП в направлении повышенных гипсометрических отметок структуры по трем направлениям, расходящимся не более чем на 60°. Уточняют прогнозный структурный план продуктивного пласта. Выделяют участки повышения гипсометрических отметок бурением дополнительной проектной скважины в направлении сейсмопрофилей в зоне повышенных гипсометрических отметок на расстоянии 300-400 м от пробуренной. Проверяют прогнозный структурный план, скорректированный по результатам ВСП и наличию рентабельной нефтенасыщенной толщины. Строят добывающую скважину и осваивают в качестве добывающей в сводовой и/или присводовой частях залежи и нагнетательную скважину в пониженных частях залежи. Для залежи определяют минимальную рентабельную нефтенасыщенную толщину для строительства горизонтальных скважин. Корректируют по толщине и направлению прогнозный структурный план исследованием вскрытых нефтенасыщенных толщин дополнительной проектной скважиной, сверяя показания ВСП и данного исследования. При бурении дополнительной проектной скважины определяют фактическое положение отметок кровли и подошвы вскрытых нефтенасыщенных толщин с точностью 0,5-1,5 м, исходя из удаленности от проектной скважины, из которой проводились ВСП. Уточняют зоны с толщиной, большей минимальной рентабельной нефтенасыщенной толщины, в которых в качестве добывающих и нагнетательных скважин строят горизонтальные добывающие и нагнетательные скважины. 1 ил.

Способ разработки нефтяной малоразведанной залежи, включающий разбуривание залежи редкой сеткой проектных скважин, в одной из которых проводят детализационные сейсмоисследования методом вертикального сейсмопрофилирования - ВСП в направлении повышенных гипсометрических отметок структуры по трем направлениям, расходящимся не более чем на 60°, уточняют прогнозный структурный план продуктивного пласта, выделяют участки повышения гипсометрических отметок бурением дополнительной проектной скважины в направлении сейсмопрофилей в зоне повышенных гипсометрических отметок на расстоянии 300-400 м от пробуренной, проверяют прогнозный структурный план, скорректированный по результатам ВСП и наличию рентабельной нефтенасыщенной толщины, строят добывающую скважину и осваивают ее 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, отличающийся тем, что для залежи определяют эмпирическим путем минимальную рентабельную нефтенасыщенную толщину для строительства горизонтальных скважин, корректируют по толщине и направлению прогнозный структурный план исследованием вскрытых нефтенасыщенных толщин дополнительной проектной скважиной, сверяя показания ВСП и данного исследования, при бурении дополнительной проектной скважины определяют фактическое положение отметок кровли и подошвы вскрытых нефтенасыщенных толщин с точностью 0,5-1,5 м, после чего, исходя из удаленности от проектной скважины, из которой проводили ВСП, уточняют зоны с толщиной, большей минимальной рентабельной нефтенасыщенной толщины, в которых в качестве добывающих и нагнетательных скважин строят горизонтальные добывающие и нагнетательные скважины.