СПОСОБ ПОИСКА И РАЗВЕДКИ РУКАВООБРАЗНОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
METHOD OF SEARCHING AND EXPLORING OF CHANNEL OIL POOL

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при поиске и разведке рукавной нефтяной залежи.
Известен способ поиска и разведки рукавообразной нефтяной залежи «клином» или методом разведки тремя скважинами, одна из которых является размещенной в стороне от неосвещенной разведкой площади (Бакиров. С.355).
Известный способ предполагает большой объем разведочного бурения без какой бы то ни было гарантии обнаружения рукавообразной нефтяной залежи.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ поиска и разведки рукавообразной нефтяной залежи системой коротких поперечных профилей, размещенных на некотором расстоянии друг от друга в зависимости от выдержанности направления песчаных зон (Бакиров. С.355 - прототип).
Недостатком способа является низкая точность определения рукавообразной нефтяной залежи.
В предложенном изобретении решается задача повышения точности определения рукавообразной нефтяной залежи.
Задача решается тем, что в способе поиска и разведки рукавообразной нефтяной залежи, включающем выполнение вертикального сейсмического профилирования продуктивных пластов и его анализ, согласно изобретению, анализируют толщину продуктивного пласта в действующих скважинах, по данным толщин продуктивного пласта в скважинах и данным вертикального сейсмического профилирования отмечают куполообразные поднятия продуктивного пласта с длиной поднятия, не менее чем втрое превышающей ширину, анализируют толщины продуктивного пласта между поднятиями, при наличии толщины продуктивного пласта между поднятиями больше среднего по пласту не менее чем на 25% делают заключение о наличии рукавообразной нефтяной залежи, определяют контуры залежи.
Сущность изобретения
Рукавообразные нефтяные залежи приурочены к русловым песчаным образованиям палеорек. Для них характерна извилистость контуров, связанная с изгибами русла древней реки. Отличительными признаками рукавообразных залежей являются наличие выпуклого основания песчаных линз, резкое изменение состава и отсортированность материала, слагающего линзы, извилистое очертание песчаных отложений в плане. Местоположение таких залежей не определяется складчатостью или деформацией перекрывающих пород, что вызывает особые трудности при их поиске и разведке. При поиске рукавообразных залежей рекомендовано составление наклонных структурных карт с изображением рельефа русла палеореки с показом мощных песчаных отложений. Однако составление таких карт вызывает определенные трудности, связанные с тем, что очень легко принимается за русловую залежь наличие отдельных линз, куполов, которые на практике оказываются не связанными друг с другом. Существующие способы поиска и разведки рукавообразных нефтяных залежей сводятся к регистрации отдельных куполов, однако четких и точных контуров рукавообразных залежей получить не удается. В предложенном изобретении решается задача повышения точности определения рукавообразной нефтяной залежи. Задача решается следующим образом.
При поиске и разведке рукавообразной нефтяной залежи используют знания о залежи, полученные в ходе выполнения вертикального сейсмического профилирования продуктивных пластов и данные по скважинам, пробуренным на месторождении. Анализируют толщину продуктивного пласта в действующих скважинах. Отмечают скважины с аномально большой толщиной продуктивного пласта. По данным толщин продуктивного пласта в скважинах и данным вертикального сейсмического профилирования отмечают куполообразные поднятия продуктивного пласта. При наличии у поднятия вытянутой формы с длиной, не менее чем втрое превышающей ширину, делают предположение о наличии рукавообразной нефтяной залежи. Длину и ширину поднятия определяют на любой глубине, например на подошве поднятия. Вытянутая форма поднятия свидетельствует о том, что поднятие расположено в русле древней палеореки. Анализируют толщины продуктивного пласта между поднятиями, пытаясь проследить русло палеореки. Выявляют зоны утолщенной части пласта с толщинами продуктивного пласта между поднятиями больше среднего по пласту не менее чем на 25%. Прослеживают расположение утолщенной части пласта. При соединении утолщенной части пласта с куполообразными поднятиями вытянутой формы делают заключение о наличии рукавообразной нефтяной залежи. Определяют контуры залежи в плане. Строят профили рукавообразной нефтяной залежи. Рукавообразным залежам нефти соответствуют, например, врезовые увеличенные толщины терригенных отложений в бобриковском и пашийском горизонтах. Границы врезовых зон палеорек по данным 3D сейсмики строятся на участках, не изученных бурением. Новые проектные скважины размещают в пределах врезовой зоны палеореки, определенной по временным разрезам 3D сейсмики. То есть дополнительно могут быть пробурены скважины в оконтуренную рукавообразную залежь и уточнены границы залежи.
Пример конкретного выполнения
2
3
Проводят поиск и разведку рукавообразной нефтяной залежи в отложениях терригенного девона на глубинах от -1500 до -1550 м (фиг.1) Продуктивный горизонт имеет следующие характеристики: пластовая температура 40°С, пластовое давление 16,5 МПа, пористость 22-25%, проницаемость от 250 до 1000 мД, нефтенасыщенность от 71 до 80%, пьезопроводность 5989 см/с, толщина продуктивного пласта от 3,7 до 14,6 м, вязкость нефти от 6,27-9,52 мПа·с, плотность нефти 0,865 г/см. На залежи пробурены 7 (с 1 по 7) добывающих скважин и 3 (с 8 по 10) нагнетательные скважины.
Анализируют толщину продуктивного пласта в действующих скважинах. Отмечают, что в скважинах №1 и №7 имеется аномально большая толщина продуктивного пласта, равная соответственно 14,6 и 12,4 м. По данным толщин продуктивного пласта в скважинах 1 и 7 и данным вертикального сейсмического профилирования отмечают куполообразные поднятия продуктивного пласта А, Б и В. Отмечают наличие у поднятий вытянутой формы. Поднятие А имеет длину по подошве 1675 м, ширину по подошве 500 м. Поднятие Б имеет длину по подошве 1625 м, ширину по подошве 550 м. Поднятие В имеет длину по подошве 1825 м, ширину по подошве 505 м. Таким образом все поднятия имеют вытянутую форму с длиной, не менее чем втрое превышающей ширину. Делают предположение о наличии рукавообразной нефтяной залежи. Анализируют толщины продуктивного пласта между поднятиями. Выявляют зоны утолщенной части пласта между поднятиями А и Б и между поднятиями Б и В. Толщины продуктивного пласта между поднятиями в пределах от 3,7 до 14,6 м, т.е. больше среднего по пласту не менее чем на 25% (среднее значение 2,5 м). Прослеживают расположение утолщенной части пласта. Устанавливают, что имеется соединение утолщенной части пласта с куполообразными поднятиями вытянутой формы. Делают заключение о наличии рукавообразной нефтяной залежи. Определяют контуры залежи в плане. Строят профили рукавообразной нефтяной залежи. Дополнительно бурят добывающие скважины 11, 12 и 13 в оконтуренную рукавообразную залежь и уточняют границы залежи.
В результате удается точно определить наличие и границы рукавообразной нефтяной залежи.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения точности определения рукавообразной нефтяной залежи.