Способ разработки нефтяной мало разведанной залежи


 


Владельцы патента RU 2587661:

Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)

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.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для измерения дебита скважин. Техническим результатом изобретения является повышение точности замера дебита нефти и газа.

Изобретение относится к геофизическим исследованиям скважин в процессе бурения с использованием телеметрических систем, основанных на электромагнитном канале передачи данных.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения интервалов заколонного перетока жидкости из пластов, перекрытых насосно-компрессорными трубами.

Изобретение относится к области гидроразрыва подземного пласта (ГРП) и, в частности, к определению геометрии дренируемой части трещины и степени оседания проппанта в трещине ГРП в продуктивной зоне пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовых нефтяных залежей с высоковязкой нефтью заводнением через многозабойные горизонтальные скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к средствам контроля заколонных перетоков жидкости в скважине. Устройство содержит спускаемый на геофизическом кабеле контейнер для "меченой" жидкости с узлами подачи и разгерметизации, а также измерительным датчиком.

Изобретение относится к средствам для гидродинамических исследований и испытаний в скважине. Техническим результатом является повышение надежности конструкции устройства и эффективности его работы за счет обеспечения разделения управления работой пакера и открытия уравнительного клапана.

Изобретение относится к области цементирования обсадных колонн (ОК) нефтяных и газовых скважин и промыслово-геофизических методов контроля качества. Техническим результатом является повышение качества цементирования горизонтальных скважинза счет своевременного обнаружения мест «защемления» смеси промывочной жидкости и тампонажного раствора за ОК с замедленной консолидацией.

Изобретение относится к области разработки залежей полезных ископаемых, а именно к их интенсификации волновым воздействием. Задача изобретения - интенсификация добычи полезного ископаемого.

Изобретение относится к средствам акустического каротажа в скважине. Техническим результатом является повышение качества получаемых в процессе каротажа акустических данных за счет компенсации вращения прибора акустического каротажа во время проведения измерений в скважине.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для воздействия на призабойную зону пласта и освоения скважин. Технический результат - упрощение устройства, повышение надежности его работы и повышение качества освоения скважины.

Изобретение относится к области разработки залежей жидких углеводородов, а именно к способам волнового воздействия на продуктивные пласты для интенсификации добычи и увеличения продуктивности участков залежей с трудноизвлекаемыми или блокированными запасами жидких углеводородов.

Изобретение относится к области разработки залежей полезных ископаемых, а именно к их интенсификации волновым воздействием. Задача изобретения - интенсификация добычи полезного ископаемого.

Группа изобретений относится к области добычи нефти с использованием добывающих скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами. Технический результат - повышение эффективности работы добывающей скважины.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке низкопроницаемой нефтяной залежи. Технический результат - увеличение эффективности гидроразрыва пласта и увеличение нефтеотдачи нефтяной залежи.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для очистки от твердых отложений стенок обсадных труб и отверстий перфорации, декольматации призабойной зоны пласта и увеличения подвижности пластовых флюидов.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для скважин с низким пластовым давлением, а именно для очистки от твердых отложений стенок обсадных труб и отверстий перфорации, декольматации призабойной зоны пласта и увеличения подвижности пластовых флюидов за счет генерации колебаний давления в подпакерной области при извлечении нефти струйным насосом.

Изобретение относится к области очистки грунтов от нефтепродуктов. При осуществлении способа очистки нефтезагрязненного грунта сооружают сетку нагнетательных скважин.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для разработки и обработки продуктивного пласта скважины. Устройство для разработки и импульсной обработки продуктивного пласта скважины включает заглушенный в нижней торцевой части цилиндрический корпус с боковыми отверстиями и установленный в нем с возможностью возвратно-поступательного движения плунжер с клапаном, хвостовик, дополнительный клапан и пакер, штанги, соединенные с плунжером и выполненные с возможностью регулирования длины.

Группа изобретений относится к топливно-энергетическому комплексу и может быть использована для добычи трудноизвлекаемой, преимущественно сланцевой, нефти. Технический результат - упрощение операций по гидроразрыву пласта и обеспечение возможностей их совмещения во времени с процессом добычи нефти и проведением мероприятий по увеличению нефтеотдачи пласта в рамках одной дренирующей системы.

Изобретение относится к элементу, образующему инструмент как таковой или его компонент для скважин, предназначенный для извлечения углеводородных ресурсов, включая нефть и газ. Технический результат - создание элемента на основе разлагаемого полимера с возможностью более точной оценки изменения его механической прочности при разложении во времени. Элемент скважинного инструмента для извлечения углеводородных ресурсов содержит формованный корпус из смолы на основе полигликолевой кислоты, имеющей средневесовую молекулярную массу по меньшей мере 70000 и эффективную толщину, равную 1/2 или более критической толщины поверхностного распада. При этом обеспечена возможность постоянной скорости уменьшения толщины в воде в зависимости от времени. 6 з.п. ф-лы, 4 ил., 2 табл.
Наверх