способ разработки залежи нефти

Формула изобретения

Способ разработки залежи нефти, включающий построение структурного плана продуктивного пласта и размещение добывающих и нагнетательных скважин для каждого эксплуатационного объекта, бурение и исследование скважин, добычу нефти из добывающих скважин и закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины, отличающийся тем, что для размещения скважин дополнительно строят структурный план дневной поверхности с нанесением речной и овражно-балочной зон, при наложении указанного плана на структурный план продуктивного пласта уточняют зоны прогибов, поднятий и гипсометрические отметки входа в продуктивный пласт, в зонах максимального падения гипсометрических отметок на уточненном структурном плане, соответствующих расположению элементов речной и овражно-балочной зон, рассчитывают значения падения абсолютных отметок по вертикали и определяют эффективную или общую нефтенасыщенную толщину продуктивного пласта, скважины размещают в части спокойного рельефа дневной поверхности - под водоразделами рек, вдоль речной зоны и под овражно-балочной зоной, при этом в процессе бурения осуществляют периодическую корректировку траектории ствола скважин.

Описание изобретения к патенту

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке залежей нефти, газа и битума, приуроченных к сводовым частям поднятий, которые по рельефу дневной поверхности соответствуют водоразделам рек, овражно-балочной зоне, а также может быть использовано для разработки малоразбуренных, недоразведанных залежей с недостаточной геологической изученностью (наличием сейсмоисследований 2Д...3Д или их полным отсутствием).

Известен дистанционный способ поиска и разведки нефтегазовых месторождений и тектонических тел космотектоноразведкой (заявка РФ № 2002121222, G 01 V 9/00, от 05.08.2002 г.), включающий определение назначения тектонических тел и глубины источника тектонических напряжений по результатам анализа структурного плана продуктивного пласта, космоаэроснимков и структурной карты дневной поверхности, содержащей элементы речной и овражно-балочной сети, бурение скважин. Недостатком этого способа является низкая эффективность и высокие материальные затраты.

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, а на основе статистического анализа геолого-геофизических материалов по соотношению контуров и сводов нижнего и верхнего этажей, 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. Опоискование нижнего этажа разведки осуществляют выборочным углублением добывающих скважин из утвержденной технологической схемы разработки залежи на верхний этаж разведки ( патент РФ №2159944, G 01 V 1/00, опубл.27.11.2000). Способ недостаточно эффективен.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки нефтяной залежи, включающий построение структурного плана продуктивного пласта и размещение добывающих и нагнетательных скважин для каждого эксплуатационного объекта, 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).

На этапе проектирования при составлении основного проектного документа в виде структурного плана продуктивного пласта, когда решается вопрос об определении для каждого эксплуатационного объекта рационального размещения добывающих и нагнетательных скважин, имеет место дефицит исходной информации, поскольку эта информация получена по редкой сетке разведочных скважин. Поэтому возможно ошибочное представление прогнозной гипсометрической отметки точки входа в продуктивный пласт из-за недостаточной точности определения поднятия, контролирующего залежь, толщины продуктивного пласта, слагающих пласт, а размещение и бурение добывающих и нагнетательных скважин на основании полученных документов снижает эффективность разработки и повышает материальные затраты.

Технической задачей предлагаемого способа является повышение технологической и экономической эффективности разработки залежей нефти, приуроченных к сводовым частям поднятий, которые по рельефу дневной поверхности соответствуют водоразделам рек, речной и овражно-балочной зоне за счет повышения точности определения прогнозных гипсометрических отметок кровли эксплуатационного объекта, подтверждаемости прогнозной толщины по вертикали, сокращения нерентабельного бурения скважин, оптимизации размещения скважин и выбора траектории ствола по наиболее эффективной части, продления безводного периода эксплуатации и времени службы скважин.

Для достижения названного технического результата в известном способе разработки производят построение структурного плана продуктивного пласта и размещение добывающих и нагнетательных скважин для каждого эксплуатационного объекта, бурение и исследование скважин, добычу нефти из добывающих скважин и закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины.

Новым является то, что для размещения скважин дополнительно строят структурный план дневной поверхности с нанесением речной и овражно-балочной зоны, при наложении указанного плана на структурный план продуктивного пласта уточняют зоны прогибов, поднятий и гипсометрические отметки входа в продуктивный пласт в зонах максимального падения гипсометрических отметок на уточненном структурном плане, соответствующих расположению элементов речной и овражно-балочной зоны, рассчитывают значения падения абсолютных отметок по вертикали и определяют эффективную или общую нефтенасыщенную толщину продуктивного пласта, скважины размещают в части спокойного рельефа дневной поверхности - под водоразделами рек, вдоль речной зоны и под овражно-балочной зоной, при этом в процессе бурения осуществляют периодическую корректировку траектории ствола скважин.

Анализ промысловых исследований и результатов бурения скважин показал, что наибольшие значения этажей нефтеносности по залежам приурочены к сводовым частям поднятий, которые по рельефу дневной поверхности соответствуют водоразделам рек и вершинам оврагов овражно-балочной зоны. А зоны максимального падения гипсометрических отметок кровли продуктивного пласта и зоны распространения визейских врезов совпадают в плане дневной поверхности с расположением элементов речной и овражно-балочной зоны. В этих зонах уменьшается нефтенасыщенная толщина продуктивного пласта и повышается вероятность вскрытия зон глинизации. Для размещения скважин дополнительно строят структурный план дневной поверхности с нанесением речной и овражно-балочной зоны. При наложении указанного плана на структурный план продуктивного пласта уточняют зоны прогибов, поднятий и гипсометрические отметки входа в продуктивный пласт. В зонах максимального падения гипсометрических отметок на уточненном структурном плане, соответствующих расположению элементов речной и овражно-балочной зоны, рассчитывают значения падения абсолютных отметок по вертикали и определяют эффективную или общую нефтенасыщенную толщину продуктивного пласта. Скважины размещают в части спокойного рельефа дневной поверхности - под водоразделами рек, вдоль речной зоны и под овражно-балочной зоной, при этом в процессе бурения осуществляют периодическую корректировку траектории ствола скважин.

На фиг.1, 2 представлены схемы размещения проектных вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных скважин на залежи в карбонатных коллекторах без учета (скв. 1б, 2а) и с учетом (скв.1б, 26, 2в) рельефа дневной поверхности.

Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности.

Схема размещения представлена на профиле (фиг.1) структурном плане (фиг.2) эксплуатационного объекта. Разбуривают залежь редкой сеткой проектных скважин. Производят построение структурного плана (фиг.2) продуктивного пласта по результатам глубокого бурения и сейсмических исследований на разрабатываемой залежи. Размещают проектные наклонно направленные добывающие (4) и нагнетательные (3) скважины. Дополнительно строят структурный план дневной поверхности с нанесением речной и овражно-балочной зоны. Накладывают указанный план на структурный план по кровле продуктивного пласта. Выявляют участки совпадения прогнозных гипсометрических отметок с речными и овражно-балочными зонами (1а).

Для данного участка залежи уточняют структурный план залежи с учетом структурного плана рельефа дневной поверхности с целью определения уточненных зон прогибов (5) и поднятий (6) и гипсометрические отметки точки входа в продуктивный пласт. Зоны максимальных падений гипсометрических отметок (Н) на уточненном структурном плане дневной поверхности соответствуют расположению элементов речной (7) и овражно-балочной зоны. В зонах максимального падения гипсометрических отметок на уточненном структурном плане размещают наклонно направленные и горизонтальные скважины (3, 4) соответственно уточненным геологическим построениям. Рассчитывают значение падения абсолютных отметок по вертикали и корректируют структурный план по продуктивному пласту, на который назначено бурение скважины. При этом рассчитывают эффективную нефтенасыщенную или общую (карбонатную) нефтенасыщенную толщину пласта с учетом рассчитанного значения падения по вертикали и определяют целесообразность бурения проектной сетки скважин. Скважины размещают в части спокойного рельефа дневной поверхности - под водоразделами рек, вдоль речной зоны и под овражно-балочной зоной, при этом в процессе бурения осуществляют периодическую корректировку траектории ствола скважин. Бурят скважины (1б, 2б, 2в) с учетом повышения гипсометрических отметок вдоль речной и овражно-балочной зоны и наличия достаточной толщины продуктивного пласта (1б, 2б и/или 2в) соответственно произведенному размещению. Предлагаемый способ позволяет повысить точность определения прогнозных гипсометрических отметок кровли эксплуатационного объекта, подтверждаемости прогнозной толщины по вертикали, оптимизации размещения скважин, сокращения нерентабельного бурения скважин и выбора траектории ствола по наиболее эффективной части, продления безводного периода эксплуатации и времени службы скважин.

Проведенные предварительные патентные исследования по патентному фонду и научно-технической библиотеки «ТатНИПИнефть» показали отсутствие идентичных или эквивалентных технических решений в сравнении с заявляемым способом разработки залежи нефти с учетом рельефа дневной поверхности, выполняемых аналогичную задачу, что позволяет сделать вывод о соответствии его критерию «новизна» и «изобретательский уровень».

Пример конкретного выполнения.

Осуществление данного способа рассмотрим на примере участка, характерного для залежей бобриковского горизонта. Строят структурный план продуктивного пласта. Участок разбуривают по проектной сетке 400·400 м добывающими и нагнетательными вертикальными и наклонно направленными скважинами, осуществляют их обустройство. В прикупольной части залежи запроектировали бурение разветвленных горизонтальных скважин. Дополнительно строят структурный план дневной поверхности с нанесением речной и овражно-балочной зоны. При сопоставлении структурного плана отложений бобриковского горизонта со структурным планом рельефа дневной поверхности устанавливают, что западная часть купола залежи, построенная по факту глубокого бурения, находится по плану рельефа дневной поверхности в пределах речной зоны, что указывает на понижение абсолютных отметок кровли продуктивного пласта. Уточняют структурный план по кровле продуктивного пласта с учетом плана рельефа дневной поверхности путем их наложения. Рассчитывают значения падения абсолютных отметок по вертикали и определяют эффективную или общую нефтенасыщенную толщину продуктивного пласта. Уточняют абсолютные отметки входа в продуктивный пласт и забоев стволов скважин. Размещают скважины вдоль речной зоны в части спокойного рельефа. Осуществляют бурение скважин с переодической корректировкой траектории стволов. После освоения скважин добывают нефть из добывающих скважин и закачивают вытесняющий агент в нагнетательные скважины. В результате повышают эффективность способа за счет оптимизации размещения скважин. Также снижают время бурения, энергозатраты и капвложения, предотвращают снижение дебита нефти из-за потери продуктивной толщины пласта.

За год дополнительная добыча нефти составит 14,7 тыс.т и экономический эффект -16,3 млн. руб.

Предлагаемый способ повышает технологическую и экономическую эффективность разработки залежи нефти, приуроченной к сводовым частям поднятия, которые по рельефу дневной поверхности соответствуют водоразделам рек за счет оптимизации размещения скважин, повышения точности определения прогнозных гипсометрических отметок кровли каждого эксплуатационного объекта, подтверждаемости прогнозной толщины по вертикали, продления безводного периода эксплуатации и времени службы скважин.