СПОСОБ СОКРАЩЕНИЯ СРОКА ВВОДА МЕСТОРОЖДЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ В ПРОМЫШЛЕННУЮ РАЗРАБОТКУ И ПОВЫШЕНИЯ ДОСТОВЕРНОСТИ ПРОЕКТНОГО ДОКУМЕНТА НА ОСВОЕНИЕ ЕГО ЗАПАСОВ

1. Способ сокращения срока ввода месторождения углеводородов в промышленную разработку и повышения достоверности проектного документа на освоение его запасов, включающий бурение разведочных скважин, отличающийся тем, что осуществляют опытно-промышленную разработку на стадии геологоразведочных работ и выполняют исследования на разведочных скважинах с конструкцией скважины, в наибольшей степени соответствующей конструкции будущих эксплуатационных скважин; при бурении разведочной скважины (со стопроцентным выносом керна) обеспечивают герметичность скважины и отсутствие загрязнения призабойной зоны при первичном и вторичном вскрытии целевых пластов; пробуренные скважины исследуют в последовательности от нижних целевых пластов к верхним с применением современного набора методик керновых, геофизических и гидродинамических исследований, включая исследования до и после обсаживания ствола эксплуатационной колонной; исследования в рамках физики пласта, петрофизики, интерпретации результатов ГИС и гидродинамических исследований скважин осуществляют согласно представлениям концепции эффективного порового пространства; до обсаживания ствола или после обсаживания ствола в интервалах целевых пластов осуществляют вертикальное гидропрослушивание; отметки флюидальных контактов устанавливают на основе замера профилей давления в необсаженном стволе; выбирают одну из разведочных скважин в характерной или проблемной зоне месторождения и на расстоянии 100-200 м от нее бурят дополнительную разведочную скважину для создания исследовательской пары, и проводят в ней комплекс исследовательских работ по аналогии с другими разведочными скважинами; с использованием всех или нескольких пробуренных разведочных скважин в пределах исследуемых залежей проводят 2D или 3D гидропрослушивание; проводят комплекс дополнительных исследований в зависимости от типа исследуемой залежи.
z,эф
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что обе разведочные скважины, при условии пересечения стволом газоводяного контакта (ГВК), перфорируют в пределах газонасыщенной толщины с некоторым отступом от ГВК и запускают в работу с максимально возможным дебитом до появления в продукции заметных количеств пластовой воды; осуществляют мониторинг за дебитами по газу и воде, забойными и устьевыми давлениями и температурами, за динамикой профилей притока газа и воды и газонасыщенности вдоль продуктивного разреза; на основе решения обратной задачи в r-z двухфазной постановке оценивают относительные фазовые проницаемости по газу и воде и значения эффективной проницаемости пласта вдоль вертикальной координаты k.
3
5+
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что для газоконденсатной или нефтегазоконденсатной залежей, при содержании конденсата в пластовом газе свыше 250 г/м реализуют один из двух вариантов специализированного исследования; по первому варианту к одной из скважин созданной пары подсоединяют передвижную установку для извлечения азота из воздуха, в эту скважину осуществляют закачку азота, а из другой скважины осуществляют отбор продукции из газоконденсатной области; в процессе исследования фиксируют изменения устьевых и забойных давлений и температур в нагнетательной и добывающей скважинах, изменения профилей приемистости азота в нагнетательной скважине и притока газа в добывающей скважине, расходов закачиваемого азота, дебитов по газу и конденсату в добывающей скважине, а также регулярно определяют компонентный состав добываемого газа, включая контроль содержания азота в газовой фазе добываемой продукции; по второму варианту одну из скважин также эксплуатируют в роли добывающей; добываемую из газоконденсатной области газоконденсатную смесь подвергают сепарации с целью извлечения фракции C; получаемый сухой газ с помощью передвижного компрессора закачивают в соседнюю скважину, выполняющую роль нагнетательной в газоконденсатную область; в процессе исследования фиксируют изменения устьевых, забойных давлений и температур в нагнетательной и добывающей скважинах, изменения профилей приемистости сухого газа и профиля притока газа в добывающей скважине, расходов закачиваемого газа, дебитов по газу и конденсату в добывающей скважине, а также регулярно определяют компонентный состав добываемого газа; в результате интерпретации получаемых данных по первому или второму варианту исследования на основе адаптации 3D гидродинамической модели участка исследования уточняют геологическую неоднородность пласта и исходные параметры, необходимые для проектирования сайклинг-процесса.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что для газоконденсатно-нефтяной или нефтегазоконденсатной залежи также реализуют один из двух вариантов специализированного исследования; по первому варианту в созданной паре разведочных вертикальных скважин создают интервалы вскрытия в пределах нефтенасыщенной толщины с отступами от ГНК и ВНК; обе скважины начинают эксплуатировать при максимально возможных дебитах по нефти до заметного обводнения и/или загазования добываемой продукции; на основе мониторинга за процессом добычи нефти, газа, конденсата и воды, забойными и устьевыми давлениями и температурами, профилями притока флюидов и интерпретации получаемых данных определяют эффективную проницаемость в вертикальном направлении, фазовые проницаемости и другие необходимые параметры для проектирования разработки в условиях конусообразования; по второму варианту для одной из скважин в паре создают интервал вскрытия в пределах нефтенасыщенной толщины с отступами от ГНК и ВНК, а для другой - в пределах газонасыщенной толщины; первую скважину эксплуатируют при наибольшем дебите по нефти, а во вторую осуществляют закачку азота или сухого газа по аналогии с описанным выше вариантом для газоконденсатной залежи; эксплуатацию ведут до заметного обводнения и/или загазования добываемой продукции; на основе мониторинга за процессом добычи нефти, газа, конденсата и воды, забойными и устьевыми давлениями и температурами, профилями притока и закачки флюидов, компонентным составом добываемого газа и других параметров, а также интерпретации получаемых данных определяют эффективную проницаемость в вертикальном направлении, фазовые проницаемости и другие необходимые параметры для проектирования разработки в условиях конусообразования и поддержания давления закачкой газа в газовую шапку.
5. Способ по п.1, отличающийся тем, что для нефтяной залежи в одной или нескольких разведочных вертикальных скважинах осуществляют специализированные промысловые исследования по определению распределения по разрезу пласта коэффициентов вытеснения и функций относительных фазовых проницаемостей.
6. Способ по пп.1, 4 или 5, отличающийся тем, что для нефтяной, газоконденсатно-нефтяной или нефтегазоконденсатной залежи после проведения комплекса исследовательских работ интервал вскрытия пласта в одной из пары скважин надежно изолируют, затем в скважине забуривают боковой ствол в нефтенасыщенную часть пласта длиной около 200 м; горизонтальный ствол в плане трассируют перпендикулярно лучу, направленному ко второй вертикальной скважине; скважину с боковым стволом начинают эксплуатировать при максимальном дебите по нефти; осуществляют мониторинг за дебитами нефти, газа и воды и изменением давления в скважинах; в вертикальной скважине начинают последовательно создавать различные интервалы вскрытия и закачивать добываемую из скважины с горизонтальным стволом продукцию или воду, добываемую в отдельной разведочной или водозаборной скважине; начинают с закачки нефти в нефтенасыщенный интервал, затем осуществляют закачку воды в нефтенасыщенный интервал, после этого для газоконденсатно-нефтяной или нефтегазоконденсатной залежи переходят к закачке газа в газонасыщенный интервал; мониторинг и интерпретацию осуществляют с целью определения параметров и зависимостей, необходимых для проектирования разработки залежи с использованием горизонтальных скважин и поддержанием давления закачкой различных агентов.
7. Способ по пп.1, 4 или 5, отличающийся тем, что для нефтяной залежи дополнительно выполняют работы для оценки эффективности применения горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин на паре скважин.
8. Способ по пп.1-3, 4 или 5, отличающийся тем, что в случае достаточной устойчивости пород в исследуемом разрезе для обеспечения лучшей герметичности все или часть исследований и опытных работ, предусматривающих добычу и/или закачку флюидов, осуществляют в открытом стволе без обсаживания скважины с использованием компоновки НКТ со всем необходимым измерительным и техническим оборудованием; колонну НКТ заранее перфорируют круглыми или щелевыми отверстиями в пределах необходимого интервала притока/закачки, спускают до отметки ниже исследуемого интервала и изолируют интервал перфорации пакерами выше и ниже исследуемого интервала.