RU2067166C1

RU2067166C1 - Method for development of oil deposit in tectonically complicated sedimentary strata

Info

Publication number: RU2067166C1
Application number: RU95118259/03A
Authority: RU
Inventors: Анатолий Вениаминович Торсунов; гин Геннадий Афанасьевич Зв; Геннадий Афанасьевич Звягин; Владимир Андреевич Опалев; Владимир Адамович Фусс
Original assignee: Анатолий Вениаминович Торсунов; Геннадий Афанасьевич Звягин; Владимир Андреевич Опалев; Владимир Адамович Фусс
Priority date: 1995-11-08
Filing date: 1995-11-08
Publication date: 1996-09-27

Abstract

FIELD: oil producing industry. SUBSTANCE: on the basis of geophysical investigations and well logging deformed structure blocks and their boundaries are determined, and active tectonically deformed zones and their boundaries are found. Wells are drilled beyond the active tectonically deformed zones. Producing wells are drilled inside deformed blocks. Injection wells are located near the boundaries of the blocks. The oil deposit is developed successively by blocks beginning from the blocks with high changes in geoenergetic potentials. Geoenergetic potential is determined for each block at each stage of oil deposit development. Geoenergetic potential is indicative of the state of depletion of oil reserves. Development of the oil field is regulated and producing formation is stimulated. EFFECT: increased current and ultimate oil recovery, cut down costs of oil production and reduced capital investments, and simultaneous prevention of contamination of earth bowels and environment. 4 dwg

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам разработки нефтяных месторождений, продуктивные пласты которых размещены в тектонически осложненных осадочных толщах, и предназначается для использования как для вновь вводимых в разработку нефтяных месторождений, так и для находящихся в разработке нефтяных месторождений на любой стадии их разработки, включающая конечную. Изобретение может быть также использовано для разработки газовых, газонефтяных и газоконденсатных месторождений, продуктивные пласты которых размещены в тектонически осложненных осадочных толщах. The invention relates to the oil industry, and in particular to methods for developing oil fields, productive strata of which are located in tectonically complicated sedimentary strata, and is intended for use both for newly introduced oil fields and for oil fields being developed at any stage of their development including the final. The invention can also be used to develop gas, gas, oil and gas condensate fields, productive formations of which are located in tectonically complicated sedimentary strata.

Известен способ разработки нефтяного месторождения, продуктивные пласты которого имеют разрывного нарушения (например, патент СССР N 1806261, кл. E 21 B 43/30, 43/00, 30.03.93) Для реализации известного способа разработки нефтяного месторождения используют данные геофизических исследований, по которым выявляют в продуктивном пласте блоки тектонического происхождения, границы между ними, устанавливают местоположение зон (систем) разрывных нарушений в границах контура нефтегазоносности. Затем в зонах разрывных нарушений бурят добывающие скважины и ведут из них добычу нефти. Добычу нефти из каждой отдельной скважины продолжают вести до снижения ее дебита до величины, определяемой рентабельностью добычи, после чего скважину закрывают. A known method of developing an oil field, productive formations of which have a discontinuous violation (for example, USSR patent N 1806261, class E 21 B 43/30, 43/00, 03/30/93) To implement the known method of developing an oil field using data from geophysical studies, by which blocks of tectonic origin and boundaries between them are identified in the reservoir, the location of zones (systems) of discontinuous disturbances within the boundaries of the oil and gas potential is established. Then, in the zones of discontinuous violations, production wells are drilled and oil is extracted from them. Oil continues to be extracted from each individual well until its production rate decreases to a value determined by the profitability of production, after which the well is closed.

Однако известный способ при его реализации незначительно повышает эффективность разработки нефтяного месторождения, т.е. увеличение нефтеотдачи достигается незначительное из-за неравномерного продвижения нефти в продуктивном пласте. Кроме того, размещение скважин на месторождении непосредственно в зонах разрывных нарушений продуктивного пласта, как показала практика эксплуатации, приводит в 85 случаях из 100 к разрушению обсадных колонн скважин, нарушению герметичности заколонного пространства, в результате чего происходят перетоки флюидов не только по заколонному пространству скважин, но и по массиву горных пород прискважинной зоны, что влечет за собой нарушение природного гидрогеологического режима в надпродуктивных горизонтах, загрязняя земные недра и окружающую среду. Ликвидация заколонных скважинных перетоков требует дополнительных материальных и трудовых затрат. However, the known method, when implemented, slightly increases the efficiency of the development of the oil field, i.e. the increase in oil recovery is achieved insignificant due to the uneven movement of oil in the reservoir. In addition, the placement of wells in the field directly in the zones of discontinuous disturbances of the reservoir, as shown by operating practice, leads in 85 cases out of 100 to the destruction of the casing of the wells, to a violation of the tightness of the annulus, resulting in fluid overflows not only along the annulus of the wells, but also in the mass of rocks of the near-wellbore zone, which entails a violation of the natural hydrogeological regime in superproductive horizons, polluting the bowels of the earth and surrounding Wednesday. The elimination of casing borehole flows requires additional material and labor costs.

Наиболее близким (прототипом) к заявляемому техническому решению по совокупности существенных признаков из числа известных средств того же назначения является способ разработки залежи углеводородов по патенту СССР N 1806262, кл. E 21 B 43/30, 43/20, 30.03.93. Для осуществления известного по прототипу способа разработки нефтяного месторождения в тектонически осложненных осадочных толщах осуществляют следующие операции: устанавливают наличие блоков тектонического происхождения и их границы в пределах структуры или площади месторождения по данным геофизических исследований и исследований скважин, бурят добывающие и нагнетательные скважины, ведут добычу нефти из добывающих скважин, осуществляют закачку воды через нагнетательные скважины и используют методы воздействия на продуктивный пласт при разработке месторождения. The closest (prototype) to the claimed technical solution for the combination of essential features from among the known means of the same purpose is a method of developing a hydrocarbon deposit according to USSR patent N 1806262, class. E 21 B 43/30, 43/20, 03/30/93. To implement the well-known prototype method for developing an oil field in tectonically complicated sedimentary strata, the following operations are carried out: establish the presence of blocks of tectonic origin and their boundaries within the structure or area of the field according to geophysical and well research, drill production and injection wells, and produce oil from producing wells, inject water through injection wells and use methods of influencing the productive ast in the development field.

Установление наличия на продуктивном пласте блоков тектонического происхождения и их границ в способе по прототипу производят имеющимися в настоящее время известными традиционными методами обработки этой информации и таким образом строят карту разрывных нарушений продуктивного пласта. Бурение добывающих скважин в способе по прототипу производят непосредственно в зонах разрывных нарушений индуктивного пласта, а нагнетательные скважины бурят вне разрывных нарушений внутри блоков тектонического происхождения по возможности на равных расстояниях от добывающих скважин. При введении месторождения в разработку в способе по прототипу из добывающих скважин месторождения производят добычу углеводов, а в нагнетательные скважины производят закачку рабочего агента такими темпами, чтобы компенсировать отбор углеводородов и поддерживать пластовое давление. The presence of blocks of tectonic origin and their boundaries in the method according to the prototype is determined by the currently known conventional methods for processing this information and thus build a map of discontinuous disturbances of the productive formation. The production wells are drilled in the prototype method directly in the zones of discontinuous disturbances of the inductive formation, and the injection wells are drilled outside the discontinuous violations inside blocks of tectonic origin, as far as possible at equal distances from the producing wells. When a field is introduced into development in the prototype method, hydrocarbon production is performed from the production wells of the field, and the working agent is injected into injection wells at such a rate as to compensate for the selection of hydrocarbons and maintain reservoir pressure.

Благодаря более равномерному продвижению в пласте рабочего агента при заводнении способ по прототипу позволяет получить несколько большую добычу углеводородов за тот же срок разработки, чем способ по аналогу. Due to a more uniform advance in the reservoir of the working agent during waterflooding, the prototype method allows to obtain somewhat greater hydrocarbon production over the same development period than the analogue method.

Однако известный по прототипу способ разработки нефтяного месторождения в тектонически осложненных осадочных толщах в малой степени обеспечивает увеличение как текущей, так и конечной нефтеотдачи, не обеспечивает значимого снижения себестоимости добычи нефти и не позволяет существенно сократить капитальные затраты и материальные средства, не предотвращает при этом загрязнение земных недр и окружающей среды в процессе всего времени эксплуатации нефтяного месторождения, начиная от начальной стадии его разработки до конечной включительно. However, the prototype method for developing an oil field in tectonically complicated sedimentary strata to a small extent provides an increase in both current and final oil recovery, does not significantly reduce the cost of oil production and does not significantly reduce capital costs and material resources, and does not prevent earth pollution subsoil and the environment during the entire period of operation of the oil field, from the initial stage of its development to the final spolno.

Как показала практика эксплуатации таких нефтяных месторождений из-за размещения добывающих скважин непосредственно в зонах разрывных нарушений продуктивного пласта (при этом не имеет особого значения размещение нагнетательных скважин), во-первых, даже при использовании заводнения, от которого несколько выравнивается фронт вытеснения нефти водой, но тем не менее равномерное вытеснение нефти к призабойным зонам добывающих скважин непосредственно через зоны разрывных нарушений продуктивного пласта в большей степени затруднено, чем в обычных условиях, так как закачка воды в нагнетательные скважины в этих зонах не эффективна и приводит к раскрытию трещин (гидроразрыву), что в конечном итоге не обеспечивает существенного увеличения как текущей и тем более конечной нефтеотдачи; во-вторых, при размещении добывающих скважин в зонах разрывных нарушений продуктивного пласта, а нагнетательных скважин внутри блоков тектонического происхождения при разработке месторождения на вытеснение нефти и продвижение ее к призабойным зонам добывающих скважин используется только незначительная часть естественной пластовой энергии, для вытеснения нефти в таких условиях или необходимо привлекать энергию извне, что увеличивает себестоимость добычи нефти, или бурить дополнительное количество добывающих скважин, что существенно увеличивает капитальные затраты и материальные средства; в-третьих, как показала многолетняя практика эксплуатации таких месторождений, размещение скважин непосредственно в зонах разрывных нарушений продуктивного пласта, как и в способе по аналогу, в 85 случаях из 100 на любых стадиях разработки нефтяного месторождения приводит к разрушению обсадных колонн скважин и еще в большем числе случаев приводит к нарушению герметичности заколонного пространства, в результате чего происходят вертикальные перетоки флюидов, что влечет за собой нарушение природного гидрогеологического режима в надпродуктивных горизонтах, загрязняя земные недра и окружающую среду. В таких условиях также наблюдаются гидрохимические и термобарические аномалии. Ликвидация последствий разрушения только обсадных колонн скважин, как и ликвидация обычных заколонных скважинных перетоков, требует дополнительных материальных и трудовых затрат. As the practice of exploitation of such oil fields has shown due to the location of production wells directly in the zones of discontinuous disruptions of the productive formation (the location of injection wells is of little importance), firstly, even when using water flooding, from which the front of oil displacement is somewhat leveled, nevertheless, uniform displacement of oil to the bottom-hole zones of production wells directly through the zones of discontinuous disturbances of the reservoir is more difficult than in normal conditions, since water injection into injection wells in these zones is not effective and leads to crack opening (hydraulic fracturing), which ultimately does not provide a significant increase in both current and, moreover, final oil recovery; secondly, when placing production wells in zones of discontinuous disturbances of the productive formation, and injection wells inside blocks of tectonic origin, when developing a field for oil displacement and moving it to the bottom-hole zones of production wells, only a small part of the natural formation energy is used to displace oil in such conditions or it is necessary to attract energy from the outside, which increases the cost of oil production, or to drill an additional number of production wells, which is essential to increase the capital cost and material resources; thirdly, as the long-term practice of operating such fields has shown, the placement of wells directly in the zones of discontinuous disturbances of the reservoir, as in the method by analogy, in 85 cases out of 100 at any stage of the development of an oil field leads to the destruction of casing strings and even more the number of cases leads to a violation of the tightness of the annular space, as a result of which vertical fluid flows occur, which entails a violation of the natural hydrogeological regime in the overhead horizon, polluting the bowels of the earth and the environment. Under such conditions, hydrochemical and thermobaric anomalies are also observed. The elimination of the consequences of the destruction of only casing strings of wells, as well as the elimination of conventional casing annular flows, requires additional material and labor costs.

Целью изобретения является получение нового технического результата, а именно существенное увеличение как текущей, так и конечной нефтеотдачи, снижение при этом себестоимости добычи нефти и значительное сокращение капитальных затрат и материальных средств при одновременном предотвращении загрязнения земных недр и окружающей среды в процессе всего времени эксплуатации нефтяного месторождения от начальной стадии его разработки до конечной включительно. The aim of the invention is to obtain a new technical result, namely, a significant increase in both current and final oil recovery, while reducing the cost of oil production and a significant reduction in capital costs and material resources while preventing pollution of the earth's interior and the environment during the entire life of the oil field from the initial stage of its development to the final inclusive.

Для достижения цели изобретения в известном способе разработки нефтяного месторождения в тектонически осложненных осадочных толщах, включающем установление наличия блоков тектонического происхождения и их границ в пределах структуры или площади месторождения по данным геофизических исследований и исследований скважин, бурение добывающих и нагнетательных скважин, добычу нефти из добывающих скважин, закачку воды через нагнетательные скважины и использование методов воздействия на продуктивный пласт при разработке месторождения, нами в совокупности с указанными выше известными операциями предложено осуществлять указанные ниже новые операции, согласно которым по результатам геофизических исследований и полученным при исследовании скважин данным вычисляют коэффициенты тектоно-деформационного развития структуры в целом и отдельных ее участков, определяют величины относительных приращений толщин деформированных участков структуры, определяют величины геотермодинамического и геоэнергетического потенциалов отдельных участков структуры, рассчитывают коэффициенты унаследованной деформированности по всему этажу нефтегазоности, по указанным выше найденным величинам и коэффициентам устанавливают наличие деформированных блоков структуры с приподнятым и опущенным положением осадочной толщи относительно неизменной ее части и их границы, по границам деформированных блоков устанавливают наличие активных тектоно-деформированных зон, бурение скважин осуществляют вне активных тектоно-деформированных зон, при этом добывающие скважины располагают непосредственно внутри блоков, а нагнетательные скважины размещают в приграничной зоне блоков, причем в первую очередь на участках с наибольшим изменением геотермодинамического потенциала, введение месторождения в разработку производят по блокам последовательно, начиная с блоков с более высокими изменениями геоэнергетических потенциалов к блокам с меньшими изменениями потенциалов, при этом по каждому блоку месторождения на каждой стадии его разработки определяют геоэнергетический потенциал, по величине которого по блокам месторождения судят о состоянии выработки запасов нефти, производят регулирование разработки и осуществляют методы воздействия на продуктивный пласт. To achieve the objective of the invention, in a known method for developing an oil field in tectonically complicated sedimentary strata, including establishing the presence of blocks of tectonic origin and their boundaries within the structure or area of the field according to geophysical and well research, drilling production and injection wells, oil production from production wells , water injection through injection wells and the use of methods of impact on the reservoir during field development, n In conjunction with the above-mentioned known operations, it was proposed to carry out the following new operations, according to which, according to the results of geophysical studies and the data obtained from well studies, the coefficients of the tecton-deformation development of the structure as a whole and its individual sections are calculated, the relative thickness increments of the thickness of the deformed sections of the structure are determined, determine the values of geothermodynamic and geoenergetic potentials of individual sections of the structure, calculate the coefficients The inherited deformations of the entire oil and gas floor, according to the above values and coefficients, determine the presence of deformed structure blocks with the raised and lowered position of the sedimentary stratum relative to its unchanged part and their boundary, the presence of active tectonically deformed zones along the boundaries of the deformed blocks, drilling is carried out outside active tectonically deformed zones, while producing wells are located directly inside the blocks, and injection wells wells are placed in the border zone of the blocks, and first of all in the areas with the greatest change in geothermodynamic potential, the introduction of the field into development is carried out in blocks sequentially, starting from blocks with higher changes in geoenergetic potentials to blocks with smaller changes in potentials, while for each block of the field at each stage of its development, the geo-energy potential is determined, by the value of which the state of oil reserves is judged by the blocks of the field, carry out development regulation and implement methods of impact on the reservoir.

Из общедоступных источников патентной и научно-технической информации нам не известны способы разработки нефтяного месторождения в тектонически осложненных осадочных толщах, в которых вместе с изложенными выше известными операциями в совокупности были бы использованы указанные выше предложенные нами новые существенные признаки способа, обеспечивающие заявляемому способу получение нового технического результата, изложенного в цели изобретения. From publicly available sources of patent and scientific and technical information, we do not know how to develop an oil field in tectonically complicated sedimentary strata, in which, together with the above-known operations, the above-mentioned new essential features of the method, which provide the claimed method for obtaining a new technical the result set forth in the purpose of the invention.

Предлагаемый нами способ не следует из существующего уровня техники, а его отличительные признаки не совпадают с существенными признаками известных способов разработки нефтяных месторождений в тектонически осложненных осадочных толщах. Our proposed method does not follow from the existing level of technology, and its distinguishing features do not coincide with the essential features of known methods for developing oil fields in tectonically complicated sedimentary strata.

Предлагаемый способ разработки нефтяного месторождения в тектонически осложненных осадочных толщах разработан на основе неизвестного ранее, но нами впервые неожиданно установленного объективно существующего закономерного явления деформации горных пород в подземных условиях, заключающегося в том, что от давления горных пород и геотермодинамических процессов, происходящих в подземных условиях, в течение геологического времени часть осадочной толщи структуры, закончив свой процесс формирования, представляет собой в различной степени деформированные блоки, каждый из которых имеет свои геотермодинамические характеристики и связанные с этими факторами различия в характере проявления нефтегазонасыщенности и потенциальной продуктивности пластов. Вместе с этими нами установлено, что по границам блоков формируются активные тектоно-деформационные зоны, находящиеся до настоящего времени в напряженном состоянии. При этом блоки различной степени деформированности не отождествляются с блоками дизъюнктивной тектоники. The proposed method for the development of an oil field in tectonically complicated sedimentary strata is developed on the basis of a previously unknown, but for the first time unexpectedly established, objectively existing regular phenomenon of rock deformation in underground conditions, consisting in the fact that the pressure of rocks and geothermodynamic processes occurring in underground conditions during geological time, part of the sedimentary stratum of the structure, having completed its formation process, is in varying degrees and deformed blocks, each of which has its own geothermodynamic characteristics and the differences associated with these factors in the nature of the manifestation of oil and gas saturation and potential reservoir productivity. Together with these, we found that active tectono-deformation zones are formed at the block boundaries, which are still in a state of stress. Moreover, blocks of varying degrees of deformation are not identified with blocks of disjunctive tectonics.

На основе указанных выше установленных закономерностей предложены новые операции для осуществления способа разработки нефтяных месторождений в тектонически осложненных осадочных толщах и даны режимы осуществления таких операций, позволяющие при разработке нефтяных месторождений в таких условиях использовать объективно существующие, впервые установленные геологические закономерности с целью увеличения как текущей, так и конечной нефтеотдачи при резком сокращении материальных затрат и с одновременным полным сохранением экологии земных недр и окружающей среды. Based on the established patterns indicated above, new operations are proposed for implementing a method of developing oil fields in tectonically complicated sedimentary strata and modes of performing such operations are given that make it possible to use objectively existing, first established geological patterns when developing oil fields under such conditions in order to increase both current and and ultimate oil recovery with a sharp reduction in material costs and at the same time fully preserving the environment Earth's bowels and the environment.

На фиг. 1 схематически представлен геологический профиль по скважинам (или по точкам сейсмопрофилей) нефтяного месторождения (или площади); на фиг. 2 схема размещения нагнетательных и добывающих скважин на нефтяном месторождении, вводимом в разработку вновь согласно заявляемому способу; на фиг. 3 схема размещения нагнетательных и добывающих скважин на нефтяном месторождении, разрабатываемом по известному способу; на фиг. 4 схема размещения нагнетательных и добывающих скважин на нефтяном месторождении, ранее разрабатываемом известным способам, и схема перевода скважин для эксплуатации такого месторождения по заявляемому способу. In FIG. 1 schematically shows the geological profile of the wells (or points of seismic profiles) of an oil field (or area); in FIG. 2 layout of injection and production wells in an oil field, introduced into development again according to the claimed method; in FIG. 3 layout of injection and production wells in an oil field developed by a known method; in FIG. 4 is a diagram of the location of injection and production wells in an oil field previously developed by known methods, and a diagram of the translation of wells for operating such a field according to the claimed method.

Пример реализации заявляемого способа на нефтяном месторождении, вводимом в разработку впервые. An example implementation of the proposed method in an oil field, introduced into development for the first time.

На подготовленной структуре или на площади нефтяного месторождения по данным, полученным, например, при исследовании скважин 1, 2, 3 и 4 (или по точкам сейсмопрофилей), определяют глубины прогнозных отражающих горизонтов по профилям или глубинны залегания разновозрастных отложений в скважинах (фиг. 1). Известными способами выделяют в разрезе две и более разновозрастные регионально выдержанные толщи облекания, находят подошву 5 толщи облекания и кровлю 6, определяют максимальные 7 (A_пмакс) и минимальные 8 (A_пмин) значения в метрах абсолютных отметок подошвы 5 толщи облекания, рассчитывают максимальные толщины в метрах (Н_макс) толщи облекания и минимальные толщины (Н_мин) толщи облекания в пределах стратиграфических границ цикла осадконакопления, По уравнению (1) вычисляют коэффициент тектоно-деформационного развития изучаемой структуры облекания К.On the prepared structure or on the area of the oil field according to the data obtained, for example, during the study of wells 1, 2, 3 and 4 (or from the points of seismic profiles), the depths of the forecasting reflecting horizons are determined by profiles or the depths of deposits of different ages in the wells (Fig. 1 ) By known methods, two or more regionally aged coat thicknesses of different age are distinguished in the section, the sole 5 of the shell thickness and the roof 6 are found, the maximum 7 (A _pmax ) and minimum 8 (A _min ) values in meters of absolute marks of the sole 5 of the shell thickness are determined, maximum thicknesses are calculated in meters (H _max) oblekaniya thickness and minimum thickness (H _min) column oblekaniya within stratigraphic sedimentation cycle boundaries According to equation (1) calculating the ratio of tectonic deformation-studied structures oblekaniya K.

, безразмерный параметр (1)
Коэффициент тектоно-деформационного развития рассчитывают как для всей структуры (К), так и для отдельных участков (К_i). Для этой цели по каждой точке сейсмопрофилей или по каждой скважине определяют значение в метрах абсолютных отметок 9 (А_пi) подошвы толщи облекания и соответствующую толщину (Н_i). По уравнению (2) рассчитывают коэффициенты тектоно-деформационного развития толщи облекания для каждой точки сейсмопрофилей, скважины

, безразмерный параметр (2)
По сопоставлению величин коэффициентов тектоно-деформационного развития структуры облекания (К) и отдельного участка (К_i) устанавливают в первую очередь направленность деформационных процессов развития каждого участка, и по этому же признаку оценивают блоковое строение структуры, месторождения, залежи, устанавливают наличие деформированных приподнятых, деформированных опущенных блоков и неизменных блоков.

, dimensionless parameter (1)
The coefficient of tectonic-deformation development is calculated both for the entire structure (K) and for individual sections (K _i ). For this purpose, for each point of seismic profiles or for each well, the value in meters of absolute marks 9 (A _pi ) of the bottom of the thickness of the envelope and the corresponding thickness (H _i ) are determined. According to equation (2), the coefficients of tectonic-deformation development of the thickness of the envelope for each point of seismic profiles, wells are calculated

, dimensionless parameter (2)
By comparing the values of the coefficients of tectonic-deformational development of the cladding structure (K) and an individual site (K _i ), the orientation of the deformational processes of development of each site is established first and foremost, the block structure of the structure, deposits, deposits is assessed by the same sign, and the presence of deformed raised deformed dropped blocks and fixed blocks.

Далее определяют величины относительных приращений деформированных участков структуры по точкам сейсмопрофилей или по скважинам. Next, determine the values of the relative increments of the deformed sections of the structure at the points of seismic profiles or wells.

Количественную оценку относительных приращений толщин деформированных блоков (Δh) находят по уравнению (3)

, м (3)
где Δ А_пi приращение гипсометрических отметок между максимальной (А_пмакc) глубиной поверхности погребенной структуры и изменяющейся глубиной поверхности в каждой точке структуры по сейсмопрофилям или каждой скважине (А_пi), которое определяют по уравнению (4)

, м (4)
Δ H_i приращение деформируемых толщин структуры облекания между изменяющейся толщиной (Н_i) в каждой точке структуры (по сейсмопрофилям или каждой скважине) и минимальной толщиной (Н_мин), которое определяют по уравнению (5)
DH_i= H_i-H_мин,, м (5)
По параметру Δ h, определенному по уравнению (3) производят оценку приращений толщин деформированных блоков структуры облекания, соответственно, определяют степень их деформированности, выделяют и оконтуривают деформированные приподнятые блоки, деформированные опущенные блоки и неизменные блоки.A quantitative estimate of the relative thickness increments of the deformed blocks (Δh) is found by equation (3)

, m (3)
where Δ A _{pi is the} increment of the hypsometric marks between the maximum (A _pmc ) surface depth of the buried structure and the changing surface depth at each point of the structure according to seismic _profiles or each well (A _pi ), which is determined by equation (4)

, m (4)
Δ H _{i the} increment of deformable thicknesses of the enveloping structure between the changing thickness (N _i ) at each point of the structure (by seismic profiles or each well) and the minimum thickness (N _min ), which is determined by equation (5)
DH _i = H _i -H _min ,, m (5)
Using the parameter Δ h defined by equation (3), the thickness increments of the deformed blocks of the cladding structure are evaluated, respectively, the degree of their deformation is determined, the deformed raised blocks, the deformed lowered blocks and unchanged blocks are selected and outlined.

На основе данных, полученных по уравнениям (1) и (2) определяют величины геотермодинамического (D S) и геоэнергетического (D E) потенциалов деформированных приподнятых и опущенных блоков относительно неизменной части толщи облекания по уравнениям (6) и (7):
DS = k•l_п•K_i/K,, Дж/K (6)
ΔΕ = ΔT•k•l_п•K_i/K,, Дж (7)
где k 1,38•10^-23 Дж/K постоянная Больцмана;
K, K_i коэффициенты тектоно-деформационного развития соответственно структуры и отдельных участков, вычисляемые по уравнениям (1) и (2).Based on the data obtained according to equations (1) and (2), the values of the geothermodynamic (DS) and geoenergetic (DE) potentials of deformed raised and lowered blocks relative to an unchanged part of the envelope thickness are determined according to equations (6) and (7):
DS = k • l _p • K _i / K ,, J / K (6)
ΔΕ = ΔT • k • l _p • K _i / K ,, J (7)
where k 1.38 • 10 ^-23 J / K Boltzmann constant;
K, K _{i are} the tectonic-deformation development coefficients of the structure and individual sections, respectively, calculated by equations (1) and (2).

Δ T геотермический градиент, K/м. Δ T geothermal gradient, K / m.

Найденные по уравнениям (6) и (7) величины позволяют определить изменения энтропии и энергии тектоно-деформационного развития изучаемой структуры облекания. The values found from Eqs. (6) and (7) make it possible to determine the changes in the entropy and energy of the tecton-deformation development of the studied enveloping structure.

По изменению геотермодинамического (D S) и геоэнергетического (D E) потенциалов по всей толще облекания в комплексе с величиной относительных приращений толщин деформированных блоков (D h) определяют изменение степени деформированности
блоков залежи, определяют границы между деформированными пpиподнятыми, опущенными блоками и неизмененными блоками, уточняют границы контура нефтегазоносности и оценивают их потенциальную продуктивность, а на стадии разработки оценивают условия выработки запасов для каждого блока.The change in the degree of deformation is determined by the change in the geothermodynamic (DS) and geoenergetic (DE) potentials over the entire thickness of the envelope in combination with the relative increments of the thicknesses of the deformed blocks (D h)
blocks of deposits, determine the boundaries between deformed raised, lowered blocks and unchanged blocks, specify the boundaries of the oil and gas potential contour and evaluate their potential productivity, and at the development stage, evaluate the conditions for developing reserves for each block.

К границам деформированных блоков приурочены активные тектоно-деформационные зоны, выделение которых
производят по коэффициенту унаследованной деформированности (см. ниже формулу 8), который определяют не только в разновозрастных толщах облекания, но и по всему разрезу осадочного чехла.Active tectonic-deformation zones are confined to the boundaries of deformed blocks, the allocation of which
produced by the coefficient of inherited deformation (see formula 8 below), which is determined not only in the different thicknesses of the envelope, but throughout the sedimentary cover section.

Коэффициент унаследованной деформированности n определяют по уравнению (8)

(8)
где A'_пмакc и A'_пi максимальные и изменяющиеся абсолютные отметки поверхности нижележащей (по разрезу) погребенной структуры облекания; А''_пмакс и А''_пi максимальные и изменяющиеся абсолютные отметки поверхности вышележащей (по разрезу) структуры облекания.The coefficient of inherited deformation n is determined by equation (8)

(8)
where A ' _maxc and A' _{pi are the} maximum and changing absolute elevations of the surface of the underlying (along the section) buried structure of the encirclement; A '' _pmax and A '' _{pi are the} maximum and changing absolute elevations of the surface of the overlying (along the section) cladding structure.

Анализ результатов, полученных по уравнению (8), позволяет определить коэффициент унаследованной деформируемости (n) по всему этажу нефтегазоносности. An analysis of the results obtained by equation (8) allows us to determine the coefficient of inherited deformability (n) over the entire oil and gas bearing floor.

По величинам параметров: коэффициентов тектоно-деформационного развития структуры в целом (К) и отдельных ее участков (К_i), относительных приращений толщин деформированных блоков структуры (Δ h), геотермодинамического (D S) и геоэнергетического (D E) потенциалов отдельных участков структуры или залежи и коэффициентов унаследованной деформированности (n) строят карты изменения параметров в изолиниях.By the values of the parameters: the coefficients of tectonic-deformational development of the structure as a whole (K) and its individual sections (K _i ), the relative increments of the thicknesses of the deformed blocks of the structure (Δ h), the geothermodynamic (DS) and geoenergetic (DE) potentials of individual sections of the structure or deposit and inherited deformation coefficients (n) build maps of parameter changes in contours.

По значениям величин указанных параметров, характеризующих указанные выше закономерности деформации горных пород в подземных условиях, на картах наносят границы деформированных блоков структуры различной степени деформированности относительно неизменной части осадочной толщи (фиг. 2): приподнятых 10, опущенных 11 и неизменных 12, которые на фиг. 2 совпали с изолиниями. При этом по границам деформированных блоков и по коэффициенту унаследованной деформированности (n) устанавливают наличие активных тектоно-деформационных зон 13. На картах наносят параметры простирания таких зон, их протяженность и фиксируют их структурную приуроченность по разрезу, а также уточняют границы контура нефтегазоносности 14 по полученным при реализации заявляемого способа данным. According to the values of the parameters indicated, characterizing the above patterns of rock deformation under underground conditions, the maps show the boundaries of deformed blocks of a structure of varying degrees of deformation relative to an unchanged part of the sedimentary sequence (Fig. 2): elevated 10, omitted 11 and unchanged 12, which in Fig. . 2 coincided with contours. At the same time, the presence of active tectono-deformation zones 13 is established along the boundaries of deformed blocks and according to the coefficient of inherited deformation (n). On the maps the parameters of the strike of such zones, their length are plotted and their structural confinement along the section is recorded, and the boundaries of the oil and gas bearing contour 14 are also determined when implementing the proposed method data.

Затем на картах проектируют заложение нагнетательных и добывающих скважин для их последующего бурения. Then on the maps design the laying of injection and production wells for their subsequent drilling.

Заложение и бурение всех категорий скважин осуществляют вне активных тектоно-деформационных зон 13. The laying and drilling of all categories of wells is carried out outside the active tectonic-deformation zones 13.

Заложение добывающих скважин 15 производят непосредственно внутри приподнятых 10, опущенных 11 и неизменных 12 блоков. The laying of production wells 15 is carried out directly inside the raised 10, lowered 11 and unchanged 12 blocks.

Заложение нагнетательных скважин 16 производят на границах блоков с соблюдением следующего условия, а именно: заложение нагнетательных скважин 16 производится на приграничных участках с наибольшим изменением геотермодинамического и геоэнергетического потенциалов с последующим перемещением их в сторону уменьшения этих параметров (D S, D E). The laying of injection wells 16 is carried out at the boundaries of the blocks in compliance with the following conditions, namely: the laying of injection wells 16 is performed at the border areas with the greatest change in geothermodynamic and geoenergetic potentials with their subsequent movement in the direction of decreasing these parameters (D S, D E).

Введение месторождения в разработку производят по блокам последовательно. Вначале в разработку вводят блоки с более высокими изменениями геоэнергетических потенциалов D) E, затем последовательно вводят в работу блоки с меньшими изменениями геоэнергетических потенциалов. The introduction of the field into development is carried out in blocks in sequence. First, blocks with higher changes in geoelectric potentials D) E are introduced into the development, then blocks with smaller changes in geoelectric potentials are subsequently put into operation.

При разработке нефтяного месторождения по каждому его деформированному и неизменному блоку, по всему вскрытому разрезу и на каждой стадии его разработки проводят системный контроль за состоянием выработки запасов нефти существующими промыслово-геофизическими методами во всех скважинах непрерывно по разрезу, начиная от фонового замера при вводе залежи, пласта, скважины в разработку и периодически в процессе эксплуатации. По этим данным определяют по уравнению (7) геоэнергетический потенциал продуктивного пласта в каждой скважине каждого блока. На основе накопленной информации о добыче нефти, жидкости и изменения геоэнергетического потенциала (D E) на любой стадии разработки для каждого блока известными способами определяют условия выработки запасов нефти, применяют известные способы регулирования разработки и осуществляют воздействие на продуктивный пласт с целью интенсификации добычи нефти. When developing an oil field for each of its deformed and unchanged blocks, for the entire opened section and for each stage of its development, systematic monitoring of the state of oil production by existing field-geophysical methods in all wells is carried out continuously throughout the section, starting from the background measurement when entering the reservoir, formation, wells in development and periodically during operation. According to these data, the geoenergetic potential of the reservoir in each well of each block is determined by equation (7). Based on the accumulated information on oil, liquid production and changes in the geo-energy potential (D E) at any stage of development for each block, the conditions for the development of oil reserves are determined by known methods for each block, well-known methods of regulating development are applied and the reservoir is stimulated to enhance oil production.

Предлагаемый способ разработки нефтяного месторождения в тектонически осложненных осадочных толщах одинаково просто может быть реализован как на вновь вводимых в разработку нефтяных месторождениях, пример изложен выше и проиллюстрирован фиг. 2, а также может быть реализован и на нефтяных месторождениях уже находящихся в разработке, причем независимо от стадии разработки, т.е. даже на конечной стадии разработки месторождения, чтобы обеспечить увеличение как текущей, так и конечной нефтеотдачи, снизить при этом себестоимость добычи нефти и сократить текущие капитальные затраты и материальные средства при одновременном предотвращении загрязнения земных недр и окружающей среды за оставшийся период времени до конца разработки такого месторождения. The proposed method for developing an oil field in tectonically complicated sedimentary strata can equally easily be implemented as in newly commissioned oil fields, an example is set forth above and illustrated in FIG. 2, and can also be implemented in oil fields already under development, and regardless of the stage of development, i.e. even at the final stage of field development, in order to ensure an increase in both current and final oil recovery, while reducing the cost of oil production and reducing current capital costs and material resources while preventing pollution of the earth's interior and the environment for the remaining period of time before the end of the development of such a field .

Пример реализации предлагаемого способа на нефтяном месторождении, ранее находившемся в разработке известным способом
Рассмотрен вариант, когда нефтяное месторождение в тектонически осложненных осадочных толщах находилось в разработке и его эксплуатация велась по известному способу. Для сравнения вариант с известным способом разработки дан в условиях того же самого нефтяного месторождения, на котором был представлен и описанный выше способ по изобретению при введение его в разработку впервые.An example of the implementation of the proposed method in an oil field that was previously under development in a known manner
The option is considered when an oil field in tectonically complicated sedimentary strata was under development and its operation was carried out by a known method. For comparison, a variant with a known development method is given under the conditions of the same oil field in which the method of the invention described above was introduced when it was first introduced into development.

Размещение добывающих 15 и нагнетательных 16 скважин так, как они были пробурены для условий эксплуатации нефтяного месторождения известным способом, представлено на фиг. 3. Контур нефтегазоносности такого нефтяного месторождения, установленный при реализации на нем известного способа разработки, нанесен на фиг. 3 линией 17. The placement of producing 15 and injection 16 wells as they were drilled for operating conditions of an oil field in a known manner is shown in FIG. 3. The oil and gas contour of such an oil field, established when a known development method is implemented on it, is plotted in FIG. 3 line 17.

Для реализации предлагаемого способа на нефтяном месторождении в тектонически осложненных осадочных толщах, которое ранее эксплуатировалось известным способом, при расположении на нем скважин, представленном на фиг. 3, так же, как и при введении месторождения в разработку впервые по заявляемому способу по данным ранее проведенных геофизических и исследований всех пробуренных скважин определяют глубины прогнозных отражающих горизонтов по профилям или глубины залегания разновозрастных отложений в скважинах (как показано на фиг. 1). Известными способами выделяют в разрезе две и более разновозрастные региональные выдержанные толщи облекания, находят подошву 5 толщи облекания и кровлю 6, определяют максимальные 7 (А_пмакс) и минимальные 8 (А_пмин) значения в метрах абсолютных отметок подошвы 5 толщи облекания, рассчитывают максимальные толщины в метрах (Н_макс) толщи облекания и минимальные толщины (Н_мин) толщи облекания в пределах стратиграфических границ цикла осадконакопления. В приводимом ниже описании даны ссылки только на номера уравнений и формул. Сами уравнения и формулы (их всего восемь) вместе с входящими в них значениями приведены выше в описании примера реализации заявляемого способа на нефтяном месторождении, вводимом в разработку впервые.To implement the proposed method in an oil field in tectonically complicated sedimentary strata, which was previously operated in a known manner, with the wells located in it, shown in FIG. 3, as well as when introducing a field into development for the first time according to the claimed method, according to the data of previously conducted geophysical and studies of all drilled wells, the depths of forecast reflecting horizons are determined by profiles or depths of deposits of different age deposits in the wells (as shown in Fig. 1). By known methods, two or more regionally aged aged layers of thickness are distinguished in a section, they find a sole 5 of a thickness of a layer and a roof of 6, determine the maximum 7 (A _pmax ) and minimum 8 (A _min ) values in meters of absolute elevations of the sole 5 of a layer of thickness, calculate the maximum thicknesses in meters (N _max ) the thickness of the cladding and the minimum thickness (N _min ) of the thickness of the cladding within the stratigraphic boundaries of the sedimentation cycle. In the description below, reference is made only to the numbers of equations and formulas. The equations and formulas themselves (there are only eight), together with the values included in them, are given above in the description of an example implementation of the proposed method in an oil field, introduced into development for the first time.

По уравнению (1) вычисляют коэффициент тектоно-деформационного развития изучаемой структуры облекания (К), который рассчитывают как для всей структуры, так и для отдельных участков (К_i). Для этого по каждой скважине определяют значение в метрах абсолютных отметок 9 (A_пi) подошвы толщи облекания и соответствующую толщину (Н_i).According to equation (1), the coefficient of tectonic-deformation development of the studied structure of the envelope (K) is calculated, which is calculated both for the entire structure and for individual sections (K _i ). To do this, for each well, determine the value in meters of absolute marks 9 (A _pi ) of the bottom of the thickness of the sheathing and the corresponding thickness (N _i ).

По уравнению (2) рассчитывают коэффициенты тектоно-деформационного развития толщи облекания для каждой скважины (К_i).According to equation (2), the coefficients of tectonic-deformation development of the thickness of the envelope for each well (K _i ) are calculated.

По сопоставлению величин коэффициентов тектоно-деформационного развития структуры облекания (К) и отдельного участка (К_i) устанавливают в первую очередь направленность деформационных процессов развития каждого участка и по этому же признаку оценивают боковое строение структуры, месторождения, залежи, устанавливают наличие деформационных приподнятых, деформированных опущенных блоков и неизменных блоков.By comparing the values of the coefficients of tectonic-deformational development of the cladding structure (K) and an individual site (K _i ), the orientation of the deformational processes of development of each site is established first and foremost, the lateral structure of the structure, deposits, deposits are assessed, the presence of elevated, deformed dropped blocks and fixed blocks.

Далее определяют величины относительных приращений толщин деформированных блоков (D h) по уравнениям (3, 4 и 5). По величине D h определяют степень деформированности блоков, выделяют и оконтуривают деформированные приподнятые блоки, деформированные опущенные блоки и неизменные блоки. Next, determine the values of the relative increments of the thicknesses of the deformed blocks (D h) according to equations (3, 4 and 5). The value of D h determine the degree of deformation of the blocks, select and outline the deformed raised blocks, deformed dropped blocks and fixed blocks.

Затем определяют величины геотермодинамического (D S) и геоэнергетического (D E) потенциалов деформированных приподнятых и опущенных блоков относительно неизменной части толщи облекания по уравнениям (6) и (7). Then, the values of the geothermodynamic (D S) and geo-energy (D E) potentials of the deformed raised and lowered blocks relative to the unchanged part of the envelope thickness are determined according to equations (6) and (7).

По изменению геотермодинамического (D S) и геоэнергетического (D E) потенциалов по всей толще облекания в комплексе с величиной относительных приращений толщин деформированных блоков (D h) определяют изменение степени деформированности блоков залежи, определяют границы между деформированными приподнятыми, опущенными блоками и неизменными блоками, уточняют границы контура нефтегазоносности и оценивают их потенциальную продуктивность. By changing the geothermodynamic (DS) and geoenergetic (DE) potentials over the entire thickness of the envelope in combination with the relative increments of the thicknesses of the deformed blocks (D h), the change in the degree of deformation of the blocks of the deposit is determined, the boundaries between the deformed raised, lowered blocks and constant blocks are determined, the boundaries are specified contours of oil and gas potential and evaluate their potential productivity.

Далее по уравнению (8) определяют коэффициент унаследованной деформированности (n), что позволяет выделить активные тектоно-деформационные зоны. Then, according to equation (8), the coefficient of inherited deformation (n) is determined, which allows one to distinguish active tectonic-deformation zones.

По величинам параметров: коэффициентов тектоно-деформационного развития структуры в целом (К) и отдельных ее участков (К_i), относительных приращений толщин деформированных блоков структуры (D h), геотермодинамического (D S) и геоэнергетического (D E) потенциалов отдельных участков залежи и коэффициентов унаследованной деформированности (n) строят карты изменения параметров в изолиниях.By the values of the parameters: the coefficients of tectonic-deformational development of the structure as a whole (K) and its individual sections (K _i ), the relative increments of the thicknesses of the deformed blocks of the structure (D h), the geothermodynamic (DS) and geoenergetic (DE) potentials of individual deposits and the coefficients inherited deformation (n) build maps of changes in parameters in contours.

По значениям величин указанных параметров, характеризующих закономерности деформации горных пород в подземных условиях, на картах наносят границы деформированных блоков структуры различной степени деформированности относительно неизменной части осадочной толщи (фиг. 4): приподнятых 10, опущенных 11 и неизменных 12. Границы таких блоков на фиг. 4 совпали с изолиниями. According to the values of the indicated parameters characterizing the patterns of rock deformation in underground conditions, the maps show the boundaries of deformed structure blocks of varying degrees of deformation relative to an unchanged part of the sedimentary sequence (Fig. 4): elevated 10, omitted 11 and unchanged 12. The boundaries of such blocks in Fig. . 4 coincided with contours.

По границам деформированных блоков и по коэффициенту унаследованной деформированности (n) устанавливают наличие активных тектоно-деформационных зон 13. На картах наносят параметры простирания указанных зон, их протяженность, фиксируют их структурную приуроченность по разрезу, а также уточняют границы контура нефтегазоносности 14 по полученным при реализации заявляемого способа данным. Для сравнения отметим, что контур нефтегазоносности, уточненный при реализации заявляемого способа разработки на фиг. 4, нанесен линией 14. Для наглядности на фиг. 4 нанесены оба контура нефтегазоносности: 17 установленный при реализации известного способа разработки и контур нефтегазоносности 14 уточненный при реализации заявляемого способа разработки, оба для одного и того же нефтяного месторождения. The boundaries of the deformed blocks and the inherited deformation coefficient (n) determine the presence of active tectonic-deformation zones 13. The maps show the strike parameters of these zones, their extent, record their structural confinement along the section, and also specify the boundaries of the oil and gas contour 14 from the implementation the proposed method data. For comparison, we note that the oil and gas potential specified during the implementation of the proposed development method in FIG. 4, plotted by line 14. For clarity, in FIG. 4 both oil and gas circuits are plotted: 17 installed during the implementation of the known development method and oil and gas contour 14 specified during the implementation of the inventive development method, both for the same oil field.

Затем проводят анализ расположения (сетки) всех ранее пробуренных скважин на таком нефтяном месторождении при эксплуатации его известным способом. Then conduct an analysis of the location (grid) of all previously drilled wells in such an oil field when operating it in a known manner.

Те скважины 18 независимо от того, добывающие эти скважины или нагнетательные, которые до реализации предлагаемого способа оказались ранее пробуренными внутри границ активных тектоно-деформационных зон 13, ликвидируют, например, путем полного цементирования их стволов. Those wells 18, irrespective of whether these wells are producing or injected, which, prior to the implementation of the proposed method, were previously drilled inside the boundaries of active tectonic-deformation zones 13, are liquidated, for example, by completely cementing their trunks.

Те скважины, которые оказались размещенными непосредственно внутри блоков 10, 11 и 12, независимо от того, какими они были при эксплуатации месторождения известным способом, должны быть при реализации заявляемого способа только добывающими скважинами 15. Если непосредственно внутри блоков при известном способе эксплуатации были пробурены нагнетательные скважины, их при реализации заявляемого способа переводят из нагнетательных скважин в добывающие 19. Those wells that were located directly inside the blocks 10, 11 and 12, regardless of what they were during the operation of the field in a known manner, should be used only by producing wells during the implementation of the proposed method 15. If injection wells were drilled directly inside the blocks with the known method of operation wells, when implementing the proposed method, they are transferred from injection wells to production wells 19.

Те скважины, которые оказались расположенными в приграничной зоне блоков, независимо от их назначения при разработке месторождения известным способом все должны быть нагнетательными скважинами 16. В противном случае ранее пробуренные в приграничной зоне добывающие скважины при реализации заявляемого способа переводят в нагнетательные 20. Those wells that turned out to be located in the border zone of the blocks, regardless of their purpose in the development of the field in a known manner, should all be injection wells 16. Otherwise, production wells previously drilled in the border zone during implementation of the proposed method are converted to injection 20.

При этом в первую очередь по заявляемому способу вводят в работу скважины тех блоков, которые имеют более высокие изменения геоэнергетических потенциалов, переходя к блокам с меньшими изменениями таких потенциалов. In this case, first of all, according to the claimed method, wells of those blocks that have higher changes in geoenergetic potentials are brought into operation, passing to blocks with smaller changes in such potentials.

По каждому блоку месторождения в процессе эксплуатации определяют геоэнергетический потенциал, по величине которого по блокам месторождения судят о состоянии выработки запасов нефти, производят регулирование разработки и осуществляют воздействие на продуктивный пласт. For each block of the field during operation, the geo-energetic potential is determined, by the value of which the blocks of the field are judged on the state of oil reserves development, development regulation is carried out, and impact on the reservoir is carried out.

Способ согласно заявляемому изобретению может быть реализован в любое время и на любых нефтяных месторождениях, образовавшихся в тектонически осложненных осадочных толщах. Объемы геофизических исследований и исследований скважин, равно как и объемы работ по составлению проектов разработки нефтяных месторождений и объемы исследований в процессе реализации заявляемого способа не превышают объемы существующих ныне способов. При этом при реализации заявляемого способа не требуется каких-либо новых или дополнительных исследований, не требуется привлекать какие-либо новые исследовательские приборы. The method according to the claimed invention can be implemented at any time and in any oil fields formed in tectonically complicated sedimentary strata. The volume of geophysical research and well research, as well as the volume of work on drafting oil field development projects and the volume of research in the process of implementing the proposed method do not exceed the volume of existing methods. Moreover, when implementing the proposed method does not require any new or additional research, it is not required to attract any new research devices.

Реализация предлагаемого способа может быть начата немедленно всеми нефтегазодобывающими предприятиями России и по экспертным оценкам по сравнению с известными способами позволит:
увеличить текущую добычу нефти от 5 до 30%
увеличить конечную нефтеотдачу на 10-20%
снизить себестоимость добычи нефти на 16-38%
сократить капитальные затраты и материальные средства на 18-40%
одновременно при этом за счет исключения случаев разрушения обсадных колонн скважин и возникающих после этого межпластовых перетоков пластовых флюидов и выбросов их на поверхность через стволы таких скважин полностью предотвратить загрязнение земных недр и окружающей среды в процессе всего времени эксплуатации такого нефтяного месторождения. ЫЫЫ2The implementation of the proposed method can be started immediately by all oil and gas companies in Russia and, according to expert estimates, compared with known methods will allow:
increase current oil production from 5 to 30%
increase final oil recovery by 10-20%
reduce the cost of oil production by 16-38%
reduce capital costs and material resources by 18-40%
at the same time, due to the elimination of cases of destruction of casing strings and subsequent inter-reservoir flows of formation fluids and their release to the surface through the trunks of such wells, pollution of the earth’s bowels and the environment during the entire lifetime of such an oil field can be completely prevented. YYY2

Claims

A method of developing an oil field in tectonically complicated sedimentary strata, including determining the presence of blocks of tectonic origin and their boundaries within the structure or area of the field according to geophysical and well research, drilling production and injection wells, oil production from production wells, water injection through injection wells and the use of methods of influencing the reservoir during field development, characterized in that according to the results of geophysical Of these studies and the data obtained during the study of wells, the coefficients of tectonic-deformation development of the structure as a whole and its individual sections are calculated, the relative increments of the thicknesses of the deformed sections of the structure are determined, the values of the geothermodynamic and geoenergetic potentials of individual sections of the structure are determined, and the inherited deformation coefficients are calculated for the entire oil and gas bearing floor, the above values and coefficients found establish the presence of deformations structured blocks with elevated and lowered positions of the sedimentary stratum relative to its unchanged part and boundary, the presence of active tectonically deformation zones is established along the boundaries of the deformed blocks, wells are drilled outside active tectonically deformation zones, while production wells are located directly inside the blocks, and injection wells wells are placed in the border zone of blocks, and first of all in areas with the greatest change in geothermodynamic potential, the introduction of a month Development deposits are made in blocks sequentially, starting from blocks with higher changes in geoenergy potentials to blocks with lesser changes in potentials, while for each block of the field at each stage of its development, the geoenergy potential is determined, by the value of which the state of reserves development is judged by the blocks of the field oil, regulate the development and implement methods of impact on the reservoir.