Способ разработки нефтяной малоразведанной залежи

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяной малоразведанной залежи. Технический результат - снижение затрат на разработку за счет уточненного размещения горизонтальных скважин и повышения дебита добывающих скважин. По способу разбуривают залежь 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 наличии рентабельной нефтенасыщенной толщины не менее 2 м строят добывающую скважину. Осваивают ее в качестве добывающей в сводовой и/или присводовой частях структур и строят нагнетательную скважину в пониженных частях структур. Осуществляют отбор продукции через добывающие скважины и нагнетание рабочего агента через нагнетательные скважины. При этом 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. Дополнительное ВСП в направлении повышенных гипсометрических отметок структуры проводят до обеспечения погрешности в определении этих отметок в 1-2 м. 1 табл., 1 ил.

 

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.

Способ разработки нефтяной малоразведанной залежи, включающий 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 наличии рентабельной нефтенасыщенной толщины не менее 2 м строят добывающую скважину, осваивают ее в качестве добывающей в сводовой и/или присводовой частях структур и строят 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, 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.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно к повышению эффективности разработки битуминозных аргиллитов и песчаников. Первоначально бурят скважину, вскрывающую целевой объект, и устанавливают скважинное оборудование, обеспечивающее подъем продукции скважины и задавливание растворителя при давлении выше гидроразрыва пласта.
Изобретение относится к обработке воды, получаемой в ходе операций по обработке скважин. Способ обработки добываемой или возвратной воды из подземного пласта, включающий: смешивание добываемой или возвратной воды из подземного резервуара с серо- или фосфорсодержащим нуклеофильным агентом, где указанная вода содержит полимерный загуститель или его остаток, а также разжижитель, содержащий витамин В1, разжижитель, содержащий илид, или и разжижитель, содержащий витамин В1, и разжижитель, содержащий илид, дезактивацию указанного разжижителя в присутствии серо- или фосфорсодержащего нуклеофильного агента для получения воды, пригодной для рециркуляции, и закачивание рециркуляционной воды в подземный резервуар.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам извлечения нефти из неоднородных по проницаемости нефтяных пластов. По одному варианту в способе извлечения нефти из неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающем приготовление и закачку в пласт мицеллярного раствора - МР, содержащего углеводородную жидкость - УЖ, поверхностно-активное вещество - ПАВ, изопропиловый спирт и пресную воду, предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины - НПНС при начальном давлении закачки и минерализацию воды - МВ, при НПНС 100-250 м3/сут и МВ 0,15 г/дм3 закачивают МР в объеме 2-10 м3 на 1 м толщины продуктивного пласта - м3/м ТПП, в качестве ПАВ используют оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 4 или 6, или водно-спиртовой раствор смеси моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля 90 мас.

Изобретение относится к использованию закупоривающих агентов и смесей, их содержащих, для интенсификации добычи углеводородов из подземных пластов. Способ интенсификации добычи углеводородов из подземного пласта, через который проходит ствол скважины, включающий стадии, на которых заливают смесь, содержащую растворимый закупоривающий агент и проппант, в высокопроницаемую зону трещины внутри подземного пласта вблизи ствола скважины, расклинивают в открытом состоянии по меньшей мере часть высокопроницаемой зоны проппантом смеси и блокируют по меньшей мере часть высокопроницаемой зоны закупоривающим агентом, закачивают флюид в подземный пласт и в зону пласта с более низкой проницаемостью, расположенную дальше от ствола скважины, растворяют закупоривающий агент, блокирующий по меньшей мере часть высокопроницаемой зоны вблизи ствола скважины, и добывают углеводороды из высокопроницаемой зоны и зоны с более низкой проницаемостью.
Настоящее изобретение относится к способу извлечения битума. Способ включает стадию обработки нефтеносных песков простым гликолевым эфиром, блокированным пропиленоксидом на концах цепи.

Изобретение относится к способу добычи нефти из пласта. Способ добычи нефти из нефтеносного пласта, включающий смешивание анионогенного поверхностно-активного вещества - АПАВ, воды, полимера, бикарбоната щелочного металла и жидкого аммиака с образованием композиции для извлечения нефти, имеющей рН менее 10, измеренный при 25°C, введение полученной композиции в нефтеносный пласт, контактирование ее с нефтью в нефтеносном пласте и добычу нефти из нефтеносного пласта после введения указанной композиции.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано на нефтяных промыслах при добыче высоковязкой нефти из осложненных, глубоких скважин, а именно из скважин, эксплуатируемых установками винтовых насосов.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к устройствам по закачке жидкого диоксида углерода в нефтедобывающую скважину. Технический результат - снижение энергетических затрат, исключение риска образования газовых гидратов, интенсификация добычи трудноизвлекаемых запасов высоковязкой нефти.

Группа изобретений относится к способам, применимым к стволу скважины, проходящему через подземный пласт. Отклоняющая композиция содержит обрабатывающий флюид, содержащий не образующие перемычек волокна и частицы, содержащие разлагаемый материал.

Изобретение относится к композитному материалу и способу его применения в операциях по обработке скважин. Композитный материал для обработки скважины включает агент для модификации поверхности, покрывающий по крайней мере частично твердую частицу и содержащий гидрофобный хвост и якорный фрагмент для фиксации гидрофобного хвоста к твердой частице, где якорным фрагментом является производное органической фосфорсодержащей кислоты и дополнительно, где по меньшей мере одно из следующих условий имеет приоритетное значение: (а) гидрофобный хвост содержит перфорированную группу приведенной структуры, (б) гидрофобный хвост является фторсодержащим остатком, характеризующимся приведенной структурой, (в) агент для модификации поверхности характеризуется приведенной формулой или (г) агент для модификации поверхности выбирают из приведенной группы.
Изобретение относится к области разработки нефтяного и газонефтяного пласта трещино-кавернозно-порового типа с помощью добывающих и нагнетательных скважин. Технический результат - обеспечение дополнительной добычи нефти и более высокой конечной нефтеотдачи пласта. При разработке нефтенасыщенного карбонатного пласта трещино-кавернозно-порового типа цикл закачки газа в пласт производят под давлением выше давления насыщения нефти газом до насыщения нефти газом в кавернах и тупиковых порах за счет фильтрационных и диффузионных процессов. Цикл добычи нефти и газа из скважин ведут при снижении давления в пласте ниже давления насыщения нефти газом на 10-15% до интенсивного выделения газа на межфазной поверхности карбонатной породы и нефти. В течение цикла закачки газа в пласт добывающие скважины не эксплуатируют, отбор нефти и газа не производят. В течение цикла отбора нефти и газа из добывающих скважин нагнетательные скважины простаивают, закачку газа не ведут.

Группа изобретений относится к области добычи природного газа из газового месторождения, и в частности, к компенсации добычи природного газа при снижении пластового давления, ведущего к проседанию пластов. Технический результат – повышение надежности предложенных решений по предотвращению проседания пластов. Устройство содержит один или более подающих каналов, выполненных с возможностью подачи компенсационного газа в месторождение природного газа. Для этого предусмотрен по меньшей мере первый источник газа, выполненный с возможностью присоединения к указанным одному или более каналам для подачи неинертного газа. При этом устройство выполнено с возможностью добавления инертного газа в качестве разделительного слоя между природным газом, находящимся в газовом месторождении, и неинертным газом. Этот разделительный слой предотвращает возможность химической реакции между неинертным газом и природным газом. 2 н. и 22 з.п. ф-лы, 3 ил.

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.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяной малоразведанной залежи. Технический результат - снижение затрат на разработку за счет уточненного размещения горизонтальных скважин и повышения дебита добывающих скважин. По способу разбуривают залежь 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 наличии рентабельной нефтенасыщенной толщины не менее 2 м строят добывающую скважину. Осваивают ее в качестве добывающей в сводовой иили присводовой частях структур и строят нагнетательную скважину в пониженных частях структур. Осуществляют отбор продукции через добывающие скважины и нагнетание рабочего агента через нагнетательные скважины. При этом 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. Дополнительное ВСП в направлении повышенных гипсометрических отметок структуры проводят до обеспечения погрешности в определении этих отметок в 1-2 м. 1 табл., 1 ил.

Наверх