Способ разработки нефтяной малоразведанной залежи

Способ разработки нефтяной малоразведанной залежи

Иллюстрации

Показать все

Реферат

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

Известен способ разработки нефтяной залежи, 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. (Муравьев И.М. и др. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. - М.: Недра, 1970, с.103).

Известный способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с достижением высокой нефтеотдачи вследствие отсутствия мероприятий по доразведке и размещению дополнительных скважин.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является 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 - прототип).

Способ не предусматривает оптимизацию размещения добывающих и нагнетательных скважин, что влечет за собой большие финансовые затраты и бурение пустых и водоносных скважин.

Задачей изобретения является оптимизация размещения добывающих и нагнетательных скважин, снижение финансовых затрат и исключение бурения пустых и водоносных скважин.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной мало разведанной залежи, включающем разбуривание залежи редкой сеткой проектных скважин, отбор продукции через добывающие скважины и нагнетание рабочего агента через нагнетательные скважины, согласно изобретению 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 метров 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 ВСП и наличию рентабельной нефтенасыщенной толщины не менее двух метров, 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 метров от контура нефтеносности, по результатам бурения корректируют размещение проектного фонда скважин.

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 приводят 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.

На фиг.1 представлена схема размещения проектных вертикальных скважин на залежи небольших размеров без учета ВСП, на фиг.2 представлена схема размещения проектных скважин с учетом ВСП.

Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности.

Разбуривают залежь редкой сеткой проектных скважин. На фиг.1 представлена схема размещения проектного фонда скважин до проведения ВСП. Производят построение структурного плана (фиг.1) продуктивного пласта по результатам глубокого бурения и сейсмических исследований (2Д) на разрабатываемой залежи. Расставляют проектные вертикальные скважины. После проведения вертикального сейсмопрофилирования (ВСП) и по его результатам уточняют структурный план по кровле продуктивного пласта участка залежи, где закладываются скважины к бурению.

На фиг.2 представлена схема размещения проектного фонда скважин после проведения ВСП.

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 метров от пробуренной, при не подтверждении прогнозного структурного плана переразмещают проектную скважину в зону повышенных гипсометрических отметок по результатам ВСП и наличия рентабельной нефтенасыщенной толщины не менее двух метров. По результатам бурения корректируют размещение проектного фонда добывающих и нагнетательных скважин с учетом уточненных границ залежи и нефтенасыщенных толщин. Предлагаемый способ позволяет предотвратить бурение пустых и водоносных скважин и достичь утвержденный коэффициент нефтеизвлечения.

Пример конкретного выполнения

Осуществление данного способа рассмотрим на примере залежи в отложениях терригенного карбона бобриковского горизонта (фиг.1 и 2). Линейные размеры залежи 0,5×1,4 км. Залежь вскрыта одной вертикальной скважиной. Осуществили ее обустройство. Построили структурный план продуктивного пласта, используя сейсмоисследования 2Д. В прикупольной части залежи запроектировали бурение двух вертикальных скважин. Произвели детализационные исследования ВСП и по полученным результатам уточнили ранее построенный структурный план продуктивного пласта. Установили, что ориентация главной оси структуры меняет свое положение на 90°, уменьшились площадь нефтеносности и геологические запасы нефти, и проектная скв. №1 по уточненным структурным построениям попадает в водоносную область. В связи с изменением структурного плана проектную скв. №1 переразмещают в проектную точку №1', проектную скв. №2 перемещают в юго-западном направлении по дирекционному углу 231° на 100 метров в соответствии с расстоянием между скважинами проектной сетки и новым положением контура нефтеносности в зону повышенных гипсометрических отметок.

Экономия по предлагаемому способу в результате предотвращения бурения пустых и водоносных скважин, каждая из которых предусматривает затраты на свое строительство не менее 20 млн рублей за счет применения ВСП и корректировки местоположения проектного фонда (стоимость ВСП на одну скважину не более 1,2 млн рублей) составит не менее 18 млн рублей.

Способ разработки нефтяной малоразведанной залежи, включающий разбуривание залежи редкой сеткой проектных скважин, отбор продукции через добывающие скважины и нагнетание рабочего агента через нагнетательные скважины, отличающийся тем, что 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.