СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ В НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ КРЕМНИСТЫХ ОПОКОВИДНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ
METHOD OF GAS DEPOSIT DEVELOPMENT IN LOW PERMEABLE SILICEOUS OPOKAMORPHIC RESERVOIRS

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для разработки газовых залежей в нетрадиционных для Западной Сибири низкопроницаемых порово-трещиноватых опоковидных коллекторах Березовской свиты.
Газовые залежи Березовской свиты относятся к верхнемеловым отложениям и, в основном, сосредоточенны в центральной части Западно-Сибирского бассейна. До недавнего времени эти отложения для нефтегазодобывающих компаний не представляли промышленный интерес. Активно велось изучение и разработка газовых залежей традиционного типа сеноманского комплекса. В этой связи, среди опубликованных изобретений прямых аналогов на разработку низкопроницаемых кремнистых опоковидных коллекторов нет.
Известен способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами с проведением многократного гидравлического разрыва пласта (RU2528309C1, МПК Е21В43/20, Е21В43/26, опубл. 10.09.2014), включающий бурение горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин с параллельно расположенными горизонтальными стволами либо подбор таких уже пробуренных скважин, определение первоначального направления максимального главного напряжения пласта, проведение многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальных стволах добывающих и нагнетательных скважин, закачку воды через горизонтальные нагнетательные скважины и отбор продукции через горизонтальные добывающие. При этом сначала проводят многократный гидравлический разрыв пласта в горизонтальных стволах добывающих скважинах, получая трещины параллельно максимального главного напряжения пласта, ведут закачку воды в горизонтальные нагнетательные скважины с температурой t, равной текущей температуре пласта t, и отбор продукции через горизонтальные добывающие скважины. В ближайший зимний период закачиваемую воду охлаждают до температуры (0,5-0,7)t и закачивают в объеме, определяемом предлагаемой формулой, фиксируют изменение максимального главного напряжения пласта в призабойной зоне нагнетательной скважины в результате закачки холодной воды, проводят многократный гидравлический разрыв пласта в горизонтальном стволе нагнетательной скважины, получая трещины параллельно измененного максимального главного напряжения пласта, после чего вновь переходят на закачку неохлажденной воды.
Недостатком данного способа является то, что строительство горизонтальных добывающих скважин ведется исходя из предполагаемой оценки распространения продукции пласта без учета наиболее вероятных для каждой залежи геологической и седиментологической неоднородности (анизотропия латеральной проницаемости).
Известен способ эффективной разработки газовых месторождений в низкопроницаемых породах (RU2515776 С1, МПК Е21В43/16, Е21В43/26, опубл. 20.05.2014), включающий бурение на месторождении вертикальных и горизонтальных скважин, в том числе с многоствольным окончанием, воздействуют через них на газовую залежь путем гидроразыва низкопроницаемых пород. Согласно изобретению бурят на газовую залежь вертикальную скважину, а на ее забой в залежи навигационно бурят по периферии вертикально-горизонтальные протяженные скважины и соединяют их в единую гидравлически связанную систему. После этого обеспечивают стадию стимулирования притока природного газа к необсаженным горизонтальным буровым каналам в залежи. Для этого в периферийные вертикально-горизонтальные скважины нагнетают насосами воду с ее стоком в вертикальную скважину. Эту скважину прикрывают и поднимают давление в горизонтальных буровых каналах до величины, превышающей горное давление вышележащих пород на этой глубине. Затем начинают нагнетать в вертикально-горизонтальные скважины воздух высокого давления, а вертикальную скважину открывают в атмосферу. Давление в горизонтальных буровых каналах снижают от максимального до минимального 0,1-0,2 МПа. Подобное пневмогидравлическое импульсное воздействие на залежь через горизонтальные буровые каналы повторяют многократно и стимулируют этим раскрытие микропор и микротрещин в зонах залежи, прилегающих к горизонтальным буровым каналам, а, следовательно, приток природного газа к вновь созданным искусственным коллекторам.
Недостатком данного способа является низкий технологический контроль за эффективностью гидроразрыва пласта, сложность реализации и неприменимость к низкопроницаемым кремнистым опоковидным коллекторам по причине высокой набухающей способности глинистых минералов при контакте с водой, приводящего к полной потери проницаемости пласта.
Известен способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами с проведением многостадийного гидроразрыва пласта (RU2672292C1, МПК Е21В43/26, Е21В43/30, опубл. 13.11.2018), включающий этапы, на которых бурят добывающую горизонтальную скважину с МГРП, после чего проводят геофизические исследования по схеме каротаж - воздействие - каротаж для контроля процесса производства и определения геометрии трещины ГРП. Рассчитывают фактическую геометрию созданных трещин. По полученным результатам геофизических исследований рассчитывают область дренирования ГС с МГРП и выбирают предварительную сетку для бурения последующих двух горизонтальных скважин. Производят бурение двух параллельно расположенных добывающих ГС относительно первой по предварительно выбранной сетке, с проведением анализа интерференции горизонтальных скважин с МГРП при их одновременной эксплуатации и оценки оптимальности выбранной сетки. Проектируют и разбуривают всю залежь нефти по технологии ГС+МГРП по оптимальной плотности сетки скважин. Технический результат достигается тем, что перед проектированием и полным разбуриванием залежи нефти определяется оптимальная сетка горизонтальных скважин, исключающая интерференцию между ними после проведения многостадийного ГРП, вследствие чего увеличивается охват дренирования и конечный коэффициент извлечения нефти (КИН), а также снижаются капитальные затраты на строительство за счет уменьшения плотности сетки скважин. По предложенному способу производят бурение горизонтальных скважин по пласту с наилучшими коллекторскими свойствами (по результатам геофизических исследований в пробуренных скважинах на участке, но ранее не эксплуатирующих данный продуктивный горизонт) по рассчитанной плотности сетки. Технологию и интервалы стадий ГРП выбирают по результатам успешности проведения различных видов ГРП на пробуренных наклонно-направленных скважинах, с учетом максимального вовлечения в работу всех продуктивных пропластков горизонта.
Недостатком данного способа является то, что строительство горизонтальных скважин планируется и ведется без учета неоднородности пласта, которая может быть вызвана природными трещинами (анизотропия латеральной проницаемости), что накладывает ограничения в части его реализации на этапе планирования размещения скважин и портов ГРП в горизонтальном стволе. Соответственно масштабируемость технологии будет значительно ограничена геологическими особенностями и ФЕС пласта, а также неопределенностями результатов ПГИ.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки нефтяной залежи с трещиноватым коллектором (RU2660973, МПК Е21В43/20, опубл. 11.07.2018), включающий бурение пилотной скважины, определение по данным геофизических исследований в продуктивном коллекторе преобладающего направления трещиноватости залежи, бурение из пилотной скважины одинаковых разнонаправленных парных горизонтальных стволов, которые направлены в противоположные стороны от скважины. Причем первая пара горизонтальных стволов бурится перпендикулярно направлению естественной трещиноватости. При этом после проводки каждого горизонтального ствола отбором определяют прирост дебита продукции в пилотной вертикальной скважине. По завершению строительства горизонтальных стволов, прирост дебитов парных стволов суммируют. Отбирают две наиболее продуктивные в суммарном выражении пары стволов, при виде сверху по направлению пар строят векторы с началом в пилотной вертикальной скважине, пропорциональные суммарному дебиту этих пар с углом между ними, не превышающим 90°. Суммируют полученные векторы. Параллельно направлению полученного вектора строят дополнительную пилотную скважину с несколькими наклонными и горизонтальными однонаправленными стволами, но с разными зенитными углами, имеющими одинаковую длину вскрытого участка в залежи. Определяют продуктивность каждого ствола, отбирают два наиболее продуктивных ствола и по направлению этих стволов в вертикальной плоскости строят векторы с началом в дополнительной пилотной скважине, пропорциональные их дебиту, суммируют полученные векторы. Параллельно направлению полученных векторов по направлению в горизонтальной и вертикальной плоскостях оснащают всю залежь добывающими и нагнетательными скважинами.
Недостатком данного способа является технологическая сложность определения направления действительной миграции продукции в пласте, неучет наиболее вероятных для каждой залежи геологической и седиментологической неоднородности (анизотропия латеральной проницаемости), а значит и непригодность к применению на залежах большой протяженности.
Технической проблемой при использовании заявляемого изобретения является создание эффективной технологии разработки газовых залежей в низкопроницаемых кремнистых опоковидных коллекторах Березовской свиты.
Осуществление заявленного технического решения позволяет достичь технический результат, который заключается в повышении эффективности разработки газовой залежи за счет комплексного изучения объекта на предварительном этапе и диагностирования естественной трещиноватости и расстановки портов ГРП вдоль горизонтального ствола на этапе бурения добывающих скважин.
max
Указанный технический результат достигается способом разработки газовой залежи, характеризующейся наличием низкопроницаемых кремнистых порово-трещиноватых опоковидных коллекторов, включающим бурение горизонтальных добывающих скважин преимущественно с восходящим профилем в целевом интервале пласта и размещением кустов на участках залежи с развитой естественной трещиноватостью. Азимут бурения горизонтальных стволов выбирается перпендикулярно направлению максимального напряжения пласта δ, организация притока природного газа к горизонтальному стволу обеспечивается методом многостадийного гидравлического разрыва (МГРП), добыча природного газа в режиме истощения пластовой энергии.
Новым является то, что на этапе бурения горизонтальных добывающих скважин осуществляется диагностирование наличия естественных трещин в продуктивном коллекторе с использованием специальных комплексов ГИС (LWD) и методом «каротаж-воздействие-каротаж», а изучение развития естественной трещиноватости выполняется на предварительном этапе комплексного изучения объекта: сейсмические наблюдения, специальный комплекс ГИС (кросс-дипольный АКШ, электрические микроимиджеры), СГК/ИНГК-С, исследование керна, моделирование объекта с учетом геомеханических свойств и системы естественных микро и макротрещин.
Также новым является то, что для достижения максимального охвата разработкой низкопроницаемого порово-трещиноватого опоковидного газового коллектора Березовской свиты, характеризующегося высокой латеральной изменчивостью проницаемости, объем закачки и расположение портов ГРП вдоль горизонтального ствола выбирают в зависимости от наличия или отсутствия трещиноватости - на участке ГС в зоне отсутствия трещиноватости для повышения равномерности выработки и эффективности вовлечения запасов в разработку, размещение портов ГРП предпочтительно более плотное с расстоянием между портами L1. В зоне наличия трещиноватости, ввиду хорошей гидродинамической связанности коллектора, рекомендуется менее плотное размещение портов ГРП с расстоянием между портами L2>L1, например в 1,25-1,5 раза.
Заявляемый способ поясняется иллюстрациями.
max
тр
На фиг.1 изображен в плане фрагмент газовой залежи 1 с порово-трещиноватым опоковидным коллектором Березовской свиты, характеризующегося высокой латеральной изменчивостью проницаемости. Горизонтальные добывающие скважины 3 и 4 с проведением МГРП размещены преимущественно в зонах развития естественной трещиноватости 2. Принятые обозначения: δ - направление максимального напряжения пласта, δ - направление трещин МГРП добывающих горизонтальных скважин, L1 - расстояние между портами ГРП в зоне отсутствия естественной трещиноватости коллектора, L2 - расстояние между портами ГРП в зоне наличия естественной трещиноватости коллектора, при этом L2>L1.
На фиг.2 представлен базовый и оптимизированный варианты размещения портов ГРП.
На фиг.3 - график технологической эффективности за 20-летний период.
Заявленный способ реализуется в следующей последовательности.
На газовой залежи 1 с порово-трещиноватым опоковидным коллектором Березовской свиты до бурения горизонтальных добывающих скважин проводят комплексное изучение объекта для уточнения геологического строения, фильтрационно-емкостных и подсчетных параметров. Определяют разрывные тектонические нарушения (амплитудные и безамплитудные разломы), наличие микротрещиноватости по разрезу и количественные характеристики трещин (геометрические параметры, интенсивность трещин на 1 м пласта), геомеханические свойства породы, ориентацию и магнитуду горизонтальных напряжений на разных участках залежи, газодинамические параметры пласта. С учетом полученных знаний о пласте строят цифровую модель залежи с учетом геомеханических свойств и системы естественных микро и макро трещин. На основе геомеханического моделирования картируют зоны трещиноватости, которые потенциально буду вносить вклад в работу коллектора. Данная информация используется в качестве входных и граничных условий для гидродинамической модели и оценки вариантов с расстановкой проектного фонда скважин. После проведения многовариантных расчетов проводят технико-экономическое обоснование разработки залежи для перехода к этапу реализации проектного бурения.
Для диагностирования естественной трещиноватости на количественном уровне, в процессе бурения горизонтальных добывающих скважин 3 и 4 применяются геофизические приборы АКШ (SonicScope или аналоги) и микро-имиджеров (MicroScopeHD или аналоги) в составе компоновки приборов LWD с использованием буровых растворов на водной основе. При бурении скважин с растворами на углеводородной основе для количественной характеристики трещин предусмотрен специальный комплекс, позволяющий диагностировать и интерпретировать естественную трещиноватость после бурения скважины (прибор QuantaGeo или аналоги). Для диагностирования трещиноватости на качественном уровне в компоновке предусматривается датчик забойного давления - в случае пересечения зоны с естественной трещиноватостью возможно поглощение/фильтрация бурового раствора в пласт и локальное снижение циркуляционной плотности. В качестве дополнительной информации также могут служить данные с высокочувствительных датчиков измерения уровня бурового раствора на поверхности - в случае повышенной фильтрации в пласт часть раствора будет возвращаться в скважины при выключении насосов на поверхности (эффект «баллунинга»). Дополнительно, на этапе бурения в горизонтальных скважинах 3 и 4 проводят оценку наличия естественной трещиноватости методом «каротаж-воздействие-каротаж». Для этого в необсаженную скважину закачивают жидкость с радиоактивным изотопом (с содержанием минимального количества водной фазы), после чего проводят гамма-каротаж. Зоны трещиноватости вдоль горизонтального ствола выделяются по расхождению кривой ГК, записанной во время бурения, и кривой ГК, записанной после закачки жидкости с радиоактивным изотопом. Возможен вариант использования нагретой жидкости вместо жидкости с радиоактивным изотопом и записью высокочувствительной термометрии до и после закачки нагретой жидкости.
На основе геофизических данных, полученных в процессе бурения о зонах развития естественной трещиноватости в горизонтальный ствол скважин 3 и 4 спускают систему заканчивания для проведения МГРП.
В скважине 4, с учетом прохождения горизонтального ствола частично в зоне трещиноватости, порты ГРП расставляют с уплотненным шагом L1 и большим объемом закачки проппанта на участке отсутствия трещиноватости, а на участке наличия трещиноватости с увеличенным шагом L2 (например, до 1,5*L1) и меньшим объемом закачки проппанта.
В скважине 3, с учетом наличия вдоль всего горизонтального ствола естественной трещиноватости, порты ГРП расставляют равномерно с увеличенным шагом L2.
По завершению размещения портов ГРП производят гидравлический разрыв пласта путем закачки проппанта на жидкостях разрыва углеводородной или водной основы. В случае использования в качестве жидкости разрыва гель ГРП на водной основе, для снижения набухания глинистых минералов породы Березовской свиты в состав жидкости разрыва добавляют стабилизатор глин и раствор KCl.
После освоения горизонтальных скважин и вывода на стабильный режим, осуществляется добыча природного газа в режиме истощения пластовой энергии, не превышая безопасную депрессию на пласт, рассчитанную по результатам геомеханического моделирования.
В качестве примера реализации заявляемого способа, на гидродинамической модели в симуляторе tNavigator выполнена оценка эффективности метода оптимизации размещения портов ГРП относительно зоны трещиноватости. Технологическая эффективность за 20-летний период составила до 14% дополнительной накопленной добычи газа, при этом, прирост годовой добычи в первые 5 лет эксплуатации достигает 30% (фиг.2, фиг.3).
Таким образом, при осуществлении заявляемого способа разработки, заявляемая совокупность существенных признаков обеспечивает достижение технического результата.