Способ разработки низкопроницаемых и сверхнизкопроницаемых коллекторов заводнением

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к области разработки залежей нефти и газа, и может быть использовано при проектировании и проведении разработки горизонтальными скважинами с применением многостадийного гидравлического разрыва пласта - МГРП при уплотняющем бурении горизонтальных скважин с МГРП или бурении боковых стволов - радиальных каналов с горизонтальной секцией и МГРП. Технический результат - повышение надежности разработки залежи нефти и увеличение нефтеотдачи пласта. По способу осуществляют проводку горизонтальной части добывающей скважины в глинистом пласте с пластичностью, обеспечивающей защиту горизонтального ствола от прорыва в него трещин автогидроразрыва пласта. Проводку горизонтальной части нагнетательной скважины в продуктивном пласте осуществляют в значительной степени параллельно горизонтальной части добывающей скважины. Устанавливают порты в горизонтальной части нагнетательной скважины и проводят многостадийный гидроразрыв пласта. Устанавливают порты в горизонтальной части добывающей скважины и проводят многостадийный гидроразрыв пласта с обеспечением соединения добывающей скважины с продуктивным пластом или бурение радиальных каналов добывающей скважины с обеспечением соединения добывающей скважины с продуктивным пластом. Устанавливают порты в горизонтальной части добывающей скважины. Проводят многостадийный гидроразрыв пласта. Осуществляют закачку рабочей жидкости в нагнетательную скважину при давлении выше гидроразрыва пласта. Устанавливают порты в добывающей скважины со смещением относительно портов нагнетательной скважины. Осуществляют эксплуатацию добывающей и нагнетательной скважин путем закачки жидкости в нагнетательную скважину. Добывают флюид из добывающей скважины. 2 н. и 7 з.п. ф-лы, 1 табл., 4 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к области разработки залежей нефти и газа, и может быть использовано при проектировании и проведении разработки горизонтальными скважинами с применением многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП), при уплотняющем бурении горизонтальных скважин с МГРП или бурении боковых стволов (радиальных каналов) с горизонтальной секцией и МГРП.

Из уровня техники известен способ разработки нефтяного пласта по патенту РФ на изобретение №2613713 (МПК: E21B 43/00, E21B 43/26, дата приоритета: 31.03.2016, дата публикации: 21.03.2017), который включает бурение и чередование через один ряд, размещая на первом расстоянии друг от друга, рядов горизонтальных эксплуатационных и рядов горизонтальных нагнетательных скважин. Общими признаками известного по патенту №2613713 и заявленного способа разработки коллекторов является бурение нагнетательных и добывающих (эксплуатационных) скважин, содержащих горизонтальные участки. Недостатком известного способа по патенту №2613713 разработки нефтяного пласта является низкий коэффициент прироста нефти за счет отсутствия многостадийного гидравлического разрыва пласта.

Из патентного документа US9567842B2 (МПК: E21B43/305, дата приоритета: 21.05.2013, дата публикации: 27.11.2014) известен способ разработки, включающий бурение множества горизонтальных добывающих скважин, находящиеся на первой глубине на дне или вблизи дна залежи углеводородов; множества горизонтальных нагнетательных скважин, выходящих на той же или меньшей глубине, чем указанная первая глубина; и множество боковых скважин, происходящих из указанного множества горизонтальных добывающих скважин или указанного множества горизонтальных нагнетательных скважин или обеих. Общими признаками известного способа по патентному документу US9567842B2 и заявленного способа является бурение добывающей и нагнетательной скважины на разных глубинах (в пластах, размещенных на разной глубине). Кроме того, общим признаком с заявленным способом по альтернативному признаку является бурение радиальных каналов от горизонтального ствола добывающей скважины. Недостатком известного способа разработки является отсутствие многостадийного гидравлического разрыва пласта, а также риск возникновения авто-ГРП (авто-гидравлического разрыва пласта) от нагнетательных скважин в добывающие со снижением притока флюида и повышением обводненности нефтепродукта.

Из патентного документа US9567842B2 известна конфигурация скважин, при которой горизонтальные добывающие скважины находятся на первой глубине, при этом горизонтальные нагнетательные скважины находятся на меньшей глубине, чем указанная первая глубина. При этом добывающая скважина содержит множество боковых скважин. Общими признаками известной системы скважин (по патенту US9567842B2) со способом проектирования для разработки коллекторов является конфигурация скважин, при которой траектория горизонтальной добывающей скважины находится на первой глубине, а траектория горизонтальной нагнетательной скважины проходит на меньшей (или большей) глубине, чем указанная первая глубина. Общим признаком со способом проектирования также является проведение траектории горизонтальных стволов (частей) скважин на разных глубинах. Недостатком известного способа проектирования является большая общая протяженность стволов, что повышает сложность разработки коллектора, а также увеличивает риск прорыва трещин авто-ГРП в добывающие скважины, что приводит к ее заводнению и снижению объема получения флюида.

Из уровня техники известен способ разработки коллектора по патенту РФ на изобретение №2613713 (МПК: E21B 43/00, E21B 43/26, дата приоритета: 31.03.2016, дата публикации: 21.03.2017), при котором в пласте бурят и чередуют через один ряд, размещая на первом расстоянии друг от друга, ряды горизонтальных эксплуатационных (добывающих) скважин и ряды горизонтальных нагнетательных скважин, в обсадных колоннах нагнетательных и эксплуатационных скважин устанавливают по меньшей мере два порта гидроразрыва пласта, расположенных на втором расстоянии друг от друга и обеспечивающих сообщение между скважинами и пластом, через порты гидроразрыва пласта осуществляют многостадийный гидроразрыв в эксплуатационных скважинах и в нагнетательных скважинах, причем трещины гидроразрыва нагнетательных скважин смещены от трещин гидроразрыва эксплуатационных скважин на третье расстояние, вводят в эксплуатацию эксплуатационные и нагнетательные скважины путем закачки жидкости в нагнетательные скважины с регулированием расхода и/или объема закачиваемой жидкости таким образом, чтобы давление закачки было ниже давления гидроразрыва. Общими признаками способа по патенту РФ №2613713 и заявленного способа разработки коллектора (пласта) является осуществление бурения горизонтальной добывающей скважины, бурение горизонтальной добывающей скважины, расстановка портов многостадийного гидроразрыва пласта одного горизонтального ствола скважины со смещением относительно портов горизонтального ствола другой скважины. Недостатком известного способа разработки по патенту РФ №2613713 является повышение вероятности прорыва авто-ГРП в добывающую скважину при уплотнении горизонтальных участков нагнетательной и добывающих скважин с применением ГРП или при повышении давления рабочей жидкости в нагнетательной скважине.

При осуществлении проектирования по способу, приведенному в патенте РФ №2613713, в случае моделирования возникновения авто-ГРП или значительного повышения давления нагнетания, трещины нагнетательной скважины достигнут основного ствола добывающей скважины. Таким образом, нагнетание должно моделироваться в режиме с уменьшенным давлением рабочей жидкости нагнетательной скважины, чтобы предотвратить возможность появления авто-ГРП, но это приводит к снижению нефтеотдачи продуктивного пласта.

Технический результат заявленного способа разработки коллекторов заключается в повышении надежности разработки залежи нефти и увеличении нефтеотдачи пласта.

Технический результат достигается за счет того, что при использовании способа разработки коллекторов осуществляют:

- проводку горизонтальной части добывающей скважины в глинистом пласте;

- проводку горизонтальной части нагнетательной скважины в продуктивном пласте;

- установку портов в горизонтальной части нагнетательной скважины и проведение многостадийного гидроразрыва пласта;

- проведение многостадийного гидроразрыва пласта с установкой портов в горизонтальной части добывающей скважины и с обеспечением соединения добывающей скважины с продуктивным пластом

или бурение радиальных каналов добывающей скважины с обеспечением соединения добывающей скважины с продуктивным пластом, установку портов в горизонтальной части добывающей скважины, проведение многостадийного гидроразрыва пласта;

- при этом установку портов добывающей скважины осуществляют со смещением относительно портов нагнетательной скважины;

- эксплуатацию добывающей и нагнетательной скважин путем закачки жидкости в нагнетательную скважину и добычи флюида из добывающей скважины.

Надёжность разработки увеличивается за счёт минимизации вероятности обводнения (прорыва рабочей жидкости из нагнетательной скважины в добывающую) за счёт защиты добывающей скважины пластичным глинистым слоем от трещин ГРП нагнетательной скважины одновременно с разведением плоскости трещин ГРП добывающей скважины (выполненных от ствола или от радиальных каналов) и плоскости трещин ГРП нагнетательной скважины. Минимизация вероятности прорыва рабочей жидкости нагнетательной скважины в добывающую скважины позволяет увеличить сеть и суммарную длину трещин ГРП и, соответственно, увеличить нефтеотдачу продуктивного пласта.

При отсутствии пропластков глинистого неколлектора с таким же результатом могут быть использованы пропластки (пласты) другого типа, обладающие эквивалентными механическими свойствами, позволяющими существенно снизить развитие трещины, возникшей в продуктивном коллекторе, в направлении горизонтального ствола добывающей скважины. Для глинистых пластов число пластичности (I_p) должно соответствовать 7 и более.

Глинистый и продуктивный пласты могут прилегать, соприкасаться друг с другом на длительном или коротком участке.

Продуктивный пласт может быть расположен над или под глинистым пластом.

Установку портов добывающей скважины могут осуществлять со смещением относительно портов нагнетательной скважины, обеспечивая чередование плоскости трещины нагнетательной скважины через одну, две или три плоскости трещин добывающей скважины.

Установку портов нагнетательной скважины могут осуществлять со смещением относительно портов добывающей скважины, обеспечивая чередование плоскости трещины добывающей скважины через одну, две или три плоскости трещин нагнетательной скважины.

Проводку горизонтальной части нагнетательной скважины в продуктивном пласте могут осуществлять параллельно горизонтальной части добывающей скважины или в значительной степени параллельно, что обеспечивает разведение плоскостей ГРП.

Проводку горизонтальных частей скважин могут осуществлять перпендикулярно максимальному стрессу пласта или в значительной степени перпендикулярно.

МГРП могут осуществлять с использованием геля повышенной вязкости, выполненных на основе гуара, гидроксипропилгуара и других производных.

Технический результат способа проектирования разработки низкопроницаемых и сверхнизкопроницаемых коллекторов заводнением заключается в построении гидродинамической и геомеханической модели для обеспечения более надежного способа разработки пласта и повышения нефтеотдачи.

Технический результат достигается за счет того, что при использовании способа проектирования для разработки коллекторов по первому варианту выполняют следующие операции:

- построение траектории проводки горизонтальной части добывающей скважины в глинистом пласте;

- построение траектории проводки горизонтальной части нагнетательной скважины в продуктивном пласте;

- моделирование установки портов в горизонтальной части нагнетательной скважины и проведение многостадийного гидроразрыва пласта;

- моделирование проведения многостадийного гидроразрыва пласта с установкой портов в горизонтальной части добывающей скважины и с обеспечением соединения добывающей скважины с продуктивным пластом

или моделирование бурения радиальных каналов добывающей скважины с обеспечением соединения добывающей скважины с продуктивным пластом, моделирование установки портов в горизонтальной части добывающей скважины и проведения многостадийного гидроразрыва пласта;

- при этом установку портов добывающей скважины моделируют со смещением относительно портов нагнетательной скважины.

При использовании способа проектирования для разработки коллекторов возможно осуществлять моделирование эксплуатации добывающей и нагнетательной скважин путем определения параметров закачки жидкости в нагнетательную скважину и параметров добычи флюида из добывающей скважины.

Под глинистым пластом понимается непроницаемый (сверхнизкопроницаемый) или низкопроницаемый пласт или другой пласт (пласт глинистых минералов), при этом обладающий повышенной по сравнению с проницаемым пластом пластичностью.

Под низкопроницаемыми коллекторами (пластами) могут пониматься породы с проницаемостью ниже 10мД, а сверхнизкопроницаемыми – с проницаемостью ниже
1 мД.

Заявленные изобретения поясняются фигурами:

фиг. 1 – схема разработки с одной добывающей и одной нагнетательной скважинами;

фиг. 2 – схема разработки с несколькими добывающими скважинами;

фиг. 3 – схема моделирования использования способа разработки;

фиг. 4 – график изменения объемов добычи флюида, на которых обозначены:

1 – горизонтальная часть добывающей скважины;

2 – глинистый пласт;

3 – продуктивный пласт;

4 – горизонтальная часть нагнетательной скважины;

5 – радиальные каналы;

6 – плоскости трещин МГРП добывающей скважины;

7 – плоскости трещин МГРП нагнетательной скважины;

8 – зависимость изменения притока флюида при давлении нагнетания 40 МПа и осуществлении проводки горизонтальных частей добывающих скважин вне глинистого пласта;

9, 10, 11, 12 – зависимости изменения притока флюида при давлении нагнетания 47 МПа, проводки горизонтальных частей добывающих скважин в глинистом пласте, но при различных геологических параметрах разрабатываемого коллектора.

Применение заявленного способа осуществляется следующим образом.

При использовании способа разработки коллекторов (фиг. 1) осуществляют проводку горизонтальной части добывающей скважины 1 в глинистом пласте 2, расположенном, например, над продуктивным пластом 3, проводку горизонтальной части нагнетательной скважины 4 в продуктивном пласте 3, расположенном, например под глинистым пластом 2 и прилегающем к нему. Далее осуществляют, например бурение радиальных каналов 5 от добывающей скважины 1 в продуктивный пласт 3 таким образом, что осуществляют обеспечение соединения добывающей скважины 1 с продуктивным пластом. Затем устанавливают порты (на фиг. не показаны) в горизонтальной части добывающей скважине 1 и порты (на фиг. не показаны) в горизонтальной части нагнетательной скважины 4. При этом порты добывающей скважины 1 расположены со смещением относительно портов горизонтальной части нагнетательной скважины 4. После чего осуществляют многостадийный гидравлический разрыв пласта в местах установки портов добывающей скважины 1 и нагнетательной скважины 4 с обеспечением чередования плоскостей трещин 6 добывающей скважины 1 и плоскостей трещин 7 нагнетательной скважины 4. Установка портов в скважинах 1 и 4 и проведение МГРП может осуществляться одновременно или последовательно в отдельных видах скважин (сначала в нагнетательной скважине 4 установка портов и проведение МГРП, затем в добывающей скважине 1 расстановка портов и проведение МГРП). Данная последовательность не влияет на изменение технического результата. Затем проводят эксплуатацию добывающей 1 и нагнетательной 4 скважин путем закачки жидкости в нагнетательную скважину 4 и добычу флюида из добывающей скважины 1.

Способ разработки аналогичен для множества добывающих скважин (фиг. 2), приток флюида к которым обеспечивает одна нагнетательная скважина, а также при бурении множества нагнетательных скважин.

Реализация способа разработки без осуществления бурения радиальных каналов 5 аналогична порядку выполнения этапов, описанному выше, но при этом соединение (гидравлическое соединение) глинистого пласта с продуктивным пластом обеспечивают за счет трещин МГРП добывающей скважины 1 (фиг. 3).

С использованием гидродинамического симулятора tNavigator был спрогнозирован коэффициент извлечения нефти при использовании способа без бурения радиальных каналов 5 (фиг. 3).

При разработке коллектора и способа проектирования для разработки коллектора в программе моделирования были заданы следующие параметры.

Система разработки содержит две добывающие скважины 1 и одну нагнетательную скважину 4. Расстояние между горизонтальными частями скважин 500м. Длина каждого горизонтального ствола добывающих скважин 1 оставляет 1000м. Длина горизонтального ствола нагнетательной скважины 4 также составляет 1000м. При этом проницаемость глинистого пласта = 0 мД, проницаемость продуктивного пласта = 0,4 мД, Начальная полудлина трещин МГРП добывающих 1 и нагнетательной 4 скважин составляет 120м, расстояние между портами трещин 100 м.

С использованием гидродинамического симулятора tNavigator было выявлено, что при вышеуказанных параметрах возможно несколько сценариев добычи нефти, обусловленных наличием неопределенностей в прогнозировании роста трещин вследствие геологической неоднородности коллектора:

1) При проводке добывающих скважин 1 вне глинистого пласта максимальное давление нагнетания ограничивается величиной ниже давления гидроразрыва пласта (40 МПа). При этом рост трещин авто-ГРП нагнетательных скважин 4 ограничен. В результате за 10 лет будет достигнут коэффициент извлечения нефти (КИН), равный 7,7% (фиг. 4, зависимость 8). Данный вариант разработки применяется в настоящее время на реальных месторождениях как базовый.

2) При проводке добывающих скважин 1 в глинистом пласте 2 давление нагнетания поддерживается выше давления гидроразрыва (равным 47 МПа), при этом полудлина трещин авто-ГРП нагнетательной скважины 4 не меняется. В результате за 10 лет КИН = 8,8%, относительный прирост КИН = 15% (фиг. 4, зависимость 9).

3) Также при проводке добывающих скважин 1 в глинистом пласте 2 и давлении нагнетания выше давления гидроразрыва (47 МПа) при других геологических параметрах полудлина только одной трещины авто-ГРП нагнетательной скважины 4 растет до 400 м и проходит между трещинами ГРП добывающих скважин 1, при этом длина остальных трещин авто-ГРП нагнетательной скважины 4 не меняется. В результате за 10 лет КИН = 9,7%, относительный прирост КИН составляет 26% (фиг. 4, зависимость10).

4) При проводке добывающих скважин 1 в глинистом пласте 2 и давлении нагнетания выше давления гидроразрыва (47 МПа) и третьих геологических параметрах полудлина четырех трещин авто-ГРП нагнетательной скважины 4 растет до 400 м и проходит между трещин ГРП добывающих скважин 1, длина одной трещины не меняется. В результате за 10 лет достигнут КИН 11,3%, относительный прирост КИН = 46% (фиг. 4, зависимость 11).

5) В наиболее оптимистичном варианте при проводке добывающих скважин 1 в глинистом пласте 2 и давлении нагнетания выше давления гидроразрыва (47 МПа) полудлина всех трещин авто-ГРП нагнетательной скважины 4 растет до 400 м и проходит между трещин ГРП добывающих скважин 1. В результате за 10 лет достигнут КИН 15,3%, относительный прирост КИН = 99% (фиг. 4, зависимость 12).

Таким образом, максимальный КИН будет достигнут при максимальном давлении гидроразрыва пласта 47 МПа и максимальном увеличении длины всех трещин авто-ГРП нагнетательной скважины 4. Для лучшего достижения технического результата глинистый 2 и продуктивный пласт 3 могут непосредственно соприкасаться или быть разделены пластами другой геологической характеристики, но при этом должно быть обеспечено соединение добывающей скважины с продуктивным пластом с помощью трещин авто-ГРП.

Результаты применения заявленного способа приведены в таблице.

Таблица

№	Описание этапа	Накопленная добыча за 10 лет, м3	КИН за 10 лет, %	Прирост КИН, отн.%
1.	Нет роста трещин авто-ГРП, P нагнетания 40МПа (зависимость 8)	146237	7,7%	0%
2.	Нет роста трещин авто-ГРП, P нагнетания 47 МПа (зависимость 9)	167575	8,8%	15%
3.	Рост одной трещины авто-ГРП до 400 м, P нагнетания 47 МПа (зависимость 10)	200141	9,7%	26%
4.	Рост четырех трещин авто-ГРП до 400 м, P нагнетания 47 МПа (зависимость 11)	213977	11,3%	46%
5.	Рост всех трещин авто-ГРП более 400 м, P нагнетания 47 МПа (зависимость 12)	290374	15,3%	99%

Таким образом, максимальный КИН и наиболее полная отработка пласта будет достигаться при наиболее развитых трещинах (при значительном увеличении длины трещин), при этом горизонтальная часть добывающей скважины 1 расположена в глинистом пласте 2, т.е. окружена (защищена) эластичным материалом (минералом). При обеспечении естественной защиты горизонтального ствола добывающей скважины от прорыва в нее авто-ГРП (при проведении МГРП) нагнетательной скважины 4 достигается максимальный прирост КИН.

Способ проектирования разработки коллекторов аналогичен способу разработки коллекторов, но при этом выполняют построение траектории проводки горизонтальной части добывающей скважины 1 в глинистом пласте 2, построение траектории проводки горизонтальной части нагнетательной скважины 4 в продуктивном пласте 3. Далее осуществляют моделирование установки портов в горизонтальной части нагнетательной скважины 4 и проведение многостадийного гидроразрыва пласта. Затем осуществляют моделирование проведения многостадийного гидроразрыва пласта с установкой портов в горизонтальной части добывающей скважины 1 и с обеспечением соединения добывающей скважины 1 с продуктивным пластом 3 (фиг. 3) моделирование бурения радиальных каналов 5 добывающей скважины 1 с обеспечением соединения добывающей скважины 1 с продуктивным пластом 3 (фиг. 1, 2). После чего проводят моделирование установки портов в горизонтальной части добывающей скважины 1 и проведения многостадийного гидроразрыва пласта в ней, при этом установку портов добывающей скважины 1 моделируют со смещением относительно портов нагнетательной скважины 4.

В результате использования заявленного способа разработки коллекторов обеспечивается повышение надежности разработки залежи нефти и увеличение нефтеотдачи пласта. В результате использования способа проектирования разработки низкопроницаемых и сверхнизкопроницаемых коллекторов заводнением обеспечивается построение модели для обеспечения более надежного способа разработки пласта и повышения нефтеотдачи.

1. Способ разработки коллекторов, при котором осуществляют:

- проводку горизонтальной части добывающей скважины в глинистом пласте с пластичностью, обеспечивающей защиту горизонтального ствола от прорыва в него трещин автогидроразрыва пласта;

- проводку горизонтальной части нагнетательной скважины в продуктивном пласте в значительной степени параллельно горизонтальной части добывающей скважины;

- установку портов в горизонтальной части нагнетательной скважины и проведение многостадийного гидроразрыва пласта;

- установку портов в горизонтальной части добывающей скважины и проведение многостадийного гидроразрыва пласта с обеспечением соединения добывающей скважины с продуктивным пластом или бурение радиальных каналов добывающей скважины с обеспечением соединения добывающей скважины с продуктивным пластом, установку портов в горизонтальной части добывающей скважины, проведение многостадийного гидроразрыва пласта;

- закачку рабочей жидкости в нагнетательной скважине осуществляют при давлении выше гидроразрыва пласта;

- установку портов добывающей скважины осуществляют со смещением относительно портов нагнетательной скважины;

- эксплуатацию добывающей и нагнетательной скважин путем закачки жидкости в нагнетательную скважину и добычи флюида из добывающей скважины.

2. Способ разработки коллекторов по п.1, при котором глинистый и продуктивный пласты прилегают друг к другу.

3. Способ разработки коллекторов по п.1, при котором продуктивный пласт расположен над или под глинистым пластом.

4. Способ разработки коллекторов по п.1, при котором установку портов добывающей скважины осуществляют со смещением относительно портов нагнетательной скважины, обеспечивая чередование плоскости трещины нагнетательной скважины через одну, две или три плоскости трещин добывающей скважины.

5. Способ разработки коллекторов по п.1, при котором проводку горизонтальных частей скважин осуществляют преимущественно перпендикулярно максимальному стрессу пласта.

6. Способ разработки коллекторов по п.1, при котором осуществляют многостадийный гидроразрыв пласта с использованием геля повышенной вязкости.

7. Способ разработки коллекторов по п.1, при котором пластичность глинистого пласта составляет 7 и более.

8. Способ проектирования для разработки коллекторов, при котором выполняют следующие операции:

- построение траектории проводки горизонтальной части добывающей скважины в глинистом пласте с пластичностью, обеспечивающей защиту горизонтального ствола от прорыва в него трещин автогидроразрыва пласта;

- построение траектории проводки горизонтальной части нагнетательной скважины в продуктивном пласте осуществляют в значительной степени перпендикулярно максимальному стрессу пласта;

- моделирование установки портов в горизонтальной части нагнетательной скважины и проведения многостадийного гидроразрыва пласта;

- моделирование установки портов в горизонтальной части добывающей скважины и проведения многостадийного гидроразрыва пласта с обеспечением соединения добывающей скважины с продуктивным пластом или бурения радиальных каналов добывающей скважины с обеспечением соединения добывающей скважины с продуктивным пластом, установки портов в горизонтальной части добывающей скважины, проведения многостадийного гидроразрыва пласта;

- при этом установку портов добывающей скважины осуществляют со смещением относительно портов нагнетательной скважины;

- моделирование эксплуатации добывающей и нагнетательной скважин путем определения параметров закачки жидкости в нагнетательную скважину и параметров добычи флюида из добывающей скважины.

9. Способ проектирования для разработки коллекторов по п. 8, при котором пластичность глинистого пласта составляет 7 и более.