Способ разработки нефтяной мало разведанной залежи

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяной мало разведанной залежи. Техническим результатом является увеличение добычи нефти. При разработке нефтяной мало разведанной залежи проводят разбуривание залежи редкой сеткой скважин. Также осуществляют отбор продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. В пробуренной скважине проводят сейсмоисследования методом непродольного вертикального сейсмопрофилирования с определением зоны значений амплитуд энергий отраженных волн менее 80 у.е. Определенную зону принимают за зону глинизации в терригенных коллекторах - неколлектор. Далее определяют переходную зону со значениями амплитуд энергий отраженных волн менее от 80 до 120 у.е. и зону высокопродуктивного коллектора со значениями амплитуд энергий отраженных волн более 120 у.е. Выделяют линию, разделяющую переходную зону и зону высокопродуктивного коллектора, определяют толщину нефтенасыщенных пластов в зоне высокопродуктивного коллектора. Далее проводят уплотнение существующей сетки добывающих скважин бурением скважин с горизонтальными стволами в зоне высокопродуктивного коллектора с расположением в водонефтяной зоне с нефтенасыщенными толщинами пластов более 3,5 м и чисто нефтяной зоне с нефтенасыщенными толщинами пластов более 1,5 м. Горизонтальные стволы размещают напротив линии, разделяющей переходную зону и зону высокопродуктивного коллектора, и параллельно участку указанной линии, напротив которого размещена скважина с горизонтальным стволом. 1 ил., 1 пр.

 

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

Известен способ поиска и разведки многопластовых залежей нефти, 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, осуществление опоискования 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 (патент РФ №2159944, опубл. 2000.11.27).

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 мало разведанной залежи, 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 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 (патент РФ №2447270, кл. Е21 В 43/16, опубл. 10.04.2012 - прототип).

Недостатком данного способа является то, что он не дает возможности определить зоны глинизации в терригенных коллекторах для оптимального размещения проектного фонда скважин.

Технической задачей предлагаемого изобретения является наиболее эффективное размещение проектного фонда горизонтальных и/или субгоризонтальных стволов и боковых горизонтальных стволов с различным окончанием с учетом развития зон глинизации в терригенных коллекторах и увеличение добычи нефти.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной мало разведанной залежи, включающем разбуривание залежи редкой сеткой скважин, отбор продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, в пробуренной скважине проведение сейсмоисследования методом вертикального сейсмопрофилирования, уточнение прогнозного структурного плана продуктивного пласта, бурение дополнительной скважины, обсаживание скважины и осваивание в качестве добывающей или нагнетательной, согласно изобретению сейсмоисследования проводят методом непродольного вертикального сейсмопрофилирования, определяют зону значений амплитуд энергий отраженных волн менее 80 у.е., определенную зону принимают за зону глинизации в терригенных коллекторах - неколлектор, определяют переходную зону со значениями амплитуд энергий отраженных волн менее от 80 до 120 у.е. и зону высокопродуктивного коллектора со значениями амплитуд энергий отраженных волн более 120 у.е., выделяют линию, разделяющую переходную зону и зону высокопродуктивного коллектора, определяют толщину нефтенасыщенных пластов в зоне высокопродуктивного коллектора, проводят уплотнение существующей сетки добывающих скважин бурением скважин с горизонтальными стволами в зоне высокопродуктивного коллектора с расположением в водонефтяной зоне с нефтенасыщенными толщинами пластов более 3,5 м и чисто нефтяной зоне с нефтенасыщенными толщинами пластов более 1,5 м, при этом горизонтальные стволы размещают напротив линии, разделяющей переходную зону и зону высокопродуктивного коллектора, и параллельно участку указанной линии, напротив которого размещена скважина с горизонтальным стволом.

Сущность изобретения

На этапе проектирования при составлении основного 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 приводит 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 наиболее эффективного размещения проектного фонда горизонтальных и/или субгоризонтальных стволов и боковых горизонтальных стволов с различным окончанием с учетом развития зон глинизации в терригенных коллекторах и увеличения добычи нефти.

Способ реализуется следующим образом.

Разбуривают залежь редкой сеткой проектных скважин. Производят построение структурного плана продуктивного пласта по результатам глубокого бурения и сейсмических исследований (2Д) на разрабатываемой залежи, проводят сейсмоисследования методом непродольного вертикального сейсмопрофилирования в пробуренном фонде. Определяют зону значений амплитуд энергий отраженных волн менее 80 у.е. Определенную зону принимают за зону глинизации в терригенных коллекторах - неколлектор. Определяют переходную зону между неколлектором и высокопродуктивным коллектором со значениями амплитуд энергий отраженных волн менее от 80 до 120 у.е. и зону высокопродуктивного коллектора со значениями амплитуд энергий отраженных волн более 120 у.е. Выделяют линию, разделяющую переходную зону и зону высокопродуктивного коллектора. Определяют толщину нефтенасыщенных пластов в зоне высокопродуктивного коллектора. Проводят уплотнение существующей сетки добывающих скважин бурением скважин с горизонтальными стволами в зоне высокопродуктивного коллектора с расположением в водонефтяной зоне с нефтенасыщенными толщинами пластов более 3,5 м и чисто нефтяной зоне с нефтенасыщенными толщинами пластов более 1,5 м. Горизонтальные стволы размещают напротив линии, разделяющей переходную зону и зону высокопродуктивного коллектора, и параллельно участку указанной линии, напротив которого размещена скважина с горизонтальным стволом.

В результате разработки увеличивается нефтеотдача залежи, сокращаются непроизводительные расходы на бурение неэффективных скважин.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают нефтяную залежь (см. фиг. 1) в отложениях терригенного карбона бобриковского горизонта. Линейные размеры залежи 1,8×2,9 км.

На фиг. 1 приняты следующие обозначения: 1 и 2 - внешний и внутренний контуры нефтеносности, 3 и 4 - вертикальные добывающие скважины, 5 - нагнетательная скважина, 6 - зона значений амплитуд энергий отраженных волн менее 80 у.е., 7 - линия, ограничивающая зону 6, 8 - переходная зона со значениями амплитуд энергий отраженных волн менее от 80 до 120 у.е., 9 - зона высокопродуктивного коллектора со значениями амплитуд энергий отраженных волн более 120 у.е., 10 и 11 - части линии, разделяющей переходную зону 8 и зону высокопродуктивного коллектора 9, 12 - точка перегиба между частями 10 и 11, 13 - водонефтяная зона, 14 - чисто нефтяная зона, 15, 16, 17 и 18 - горизонтальные стволы добывающих скважин.

Залежь оконтурена внешним 1 и внутренним 2 контуром нефтеносности. Первоначально залежь разбуривают редкой сеткой скважин, т.е. двумя вертикальными добывающими 3 и 4 и одной нагнетательной 5, вскрывшей менее 2 м пласта в водонефтяной зоне, положение которой определено на основе гипсометрической отметки водонефтяного контакта. Осуществляют их обустройство. Проводят отбор продукции через добывающие, закачку рабочего агента через нагнетательную скважину. По данным керна и данным каротажных исследований в 3 скважинах определяют свойства залежи: глубина 1200 м, пластовая температура 25°С, пластовое давление 12 МПа, пористость 28%, проницаемость 1,2 мкм², нефтенасыщенность 92%. Коллектор терригенный. Нефть имеет плотность 0,890 г/см³ и вязкость 25 мПа*с.

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

В первой добывающей скважине 3 проводят сейсмоисследования методом непродольного вертикального сейсмопрофилирования. Определяют зону - 6 значений амплитуд энергий отраженных волн менее 80 у.е., ограниченную линией 7. Определенную зону принимают за зону глинизации в терригенных коллекторах - неколлектор. Определяют переходную зону 8 со значениями амплитуд энергий отраженных волн менее от 80 до 120 у.е. и зону высокопродуктивного коллектора 9 со значениями амплитуд энергий отраженных волн более 120 у.е. Выделяют линию, разделяющую переходную зону 8 и зону высокопродуктивного коллектора 9, состоящую из двух частей 10 и 11 и точкой перегиба 12 между ними. По данным сейсмоисследования 2Д определяют толщину нефтенасыщенных пластов в зоне высокопродуктивного коллектора 9. Проводят уплотнение существующей сетки добывающих скважин бурением скважин с горизонтальными стволами в зоне высокопродуктивного коллектора 9 с расположением в водонефтяной зоне 13 с нефтенасыщенными толщинами пластов более 3,5 м и чисто нефтяной зоне 14 с нефтенасыщенными толщинами пластов более 1,5 м. При этом горизонтальные стволы 15, 16 и 17 размещают напротив и параллельно части 11 линии, разделяющей переходную зону 8 и зону высокопродуктивного коллектора 9. Горизонтальную скважину 18 размещают напротив и параллельно части 10 линии, разделяющей переходную зону 8 и зону высокопродуктивного коллектора 9.

Горизонтальные скважины бурят с горизонтальным стволом длиной 150 м. После освоения горизонтальных скважин получили дебит нефти 75 т/сут при обводненности 3%. Увеличили объем дренируемых запасов в 10-15 раз и коэффициент нефтеизвлечения на 5,3%.

За 10 лет добыто 191,4 тыс.т нефти и 287,2 тыс.м³ жидкости. В результате бурения горизонтальных скважин по предлагаемому способу дополнительно добыто 143,3 тыс.тонн нефти. При себестоимости добычи нефти 6138 рублей за тонну и цене нефти 12800 рублей за тонну экономия за 10 лет составила:

Э=ΔQн·(Ц-С)=6662 руб. ×143300=954,7 млн. руб.,

где ΔQн - дополнительная добыча нефти, тыс.т,

Ц - цена нефти, руб./т,

С - себестоимость добычи одной тонны нефти, руб./т,

т.е. по предлагаемому способу годовой экономический эффект составил 95,5 млн руб.

Применение предложенного способа позволит добывать дополнительное количество нефти.

Способ разработки нефтяной мало разведанной залежи, включающий разбуривание залежи редкой сеткой скважин, отбор продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, в пробуренной скважине проведение сейсмоисследования методом вертикального сейсмопрофилирования, уточнение прогнозного структурного плана продуктивного пласта, бурение дополнительной скважины, обсаживание скважины и осваивание в качестве добывающей, отличающийся тем, что сейсмоисследования проводят методом непродольного вертикального сейсмопрофилирования, определяют зону значений амплитуд энергий отраженных волн менее 80 у.е., определенную зону принимают за зону глинизации в терригенных коллекторах - неколлектор, определяют переходную зону со значениями амплитуд энергий отраженных волн менее от 80 до 120 у.е. и зону высокопродуктивного коллектора со значениями амплитуд энергий отраженных волн более 120 у.е., выделяют линию, разделяющую переходную зону и зону высокопродуктивного коллектора, определяют толщину нефтенасыщенных пластов в зоне высокопродуктивного коллектора, проводят уплотнение существующей сетки добывающих скважин бурением скважин с горизонтальными стволами в зоне высокопродуктивного коллектора с расположением в водонефтяной зоне с нефтенасыщенными толщинами пластов более 3,5 м и чисто нефтяной зоне с нефтенасыщенными толщинами пластов более 1,5 м, при этом горизонтальные стволы размещают напротив линии, разделяющей переходную зону и зону высокопродуктивного коллектора, и параллельно участку указанной линии, напротив которого размещена скважина с горизонтальным стволом.