Способ разработки многопластовой нефтяной залежи с применением гидравлического разрыва пласта
METHOD FOR DEVELOPMENT OF MULTI-LAYER OIL DEPOSIT WITH APPLICATION OF HYDRAULIC FRACTURING OF FORMATION

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено при разработке многопластовой нефтяной залежи с применением гидравлического разрыва пласта (ГРП).
Известен способ разработки многопластовой нефтяной залежи с применением гидравлического разрыва пласта (RU 2565617, МПК Е21В 43/14, 43/26 опубл. 20.10.2015 г.), включающий закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор пластовых флюидов через добывающие скважины, осуществление ГРП с получением эффективной трещины гидроразрыва. Согласно изобретению из каждой скважины производят бурение пилотного ствола. В процессе этого бурения производят поэтапное вскрытие пилотным стволом сверху вниз многопластовой нефтяной залежи. Геофизическими методами определяют вязкость пластовой жидкости и направление минимального напряжения в пласте по азимуту. Осуществляют тест-закачки и определяют величину минимального напряжения. После бурения пилотного ствола в скважине в зависимости от вязкости и направления напряжения из пилотного ствола скважины в каждом продуктивном пласте в различных направлениях снизу вверх бурят по одному боковому стволу. Бурение боковых стволов впластах с вязкостью до 20 мПа⋅с производят в направлении, перпендикулярном направлению минимального напряжения в пласте. Осуществляют ГРП ссозданием в пласте из бокового ствола продольных трещин. Бурение боковых стволов в пластах с вязкостью свыше 20 мПа⋅с производят в направлении, параллельном направлению минимального напряжения в пласте. В этом случае ГРП осуществляют ссозданием в пласте из бокового ствола поперечных трещин. Перед забуриванием каждого бокового ствола в пилотном стволе скважины ниже пласта устанавливают разбуриваемый пакер. При проведении ГРП с созданием продольных трещин спускают в боковой ствол технологическую колонну труб с фильтром и пакером. Производят посадку пакера на входе в боковой ствол и производят в боковом стволе ГРП закачкой жидкости разрыва по технологической колонне труб через фильтр под давлением выше величины минимального напряжения. После этого извлекают технологическую колонну труб с фильтром из скважины и разбуривают пакер в пилотном стволе. Производят бурение бокового ствола в следующем вышележащем пласте. При проведении ГРП с созданием поперечных трещин спускают в боковой ствол технологическую колонну труб, оснащенную снизу гидромониторной насадкой. В боковом стволе закачкой жидкости разрыва по технологической колонне труб через гидромониторную насадку производят поинтервальный ГРП под давлением выше величины минимального напряжения с перемещением технологической колонны труб. После этого извлекают технологическую колонну труб с гидромониторной насадкой из скважины и разбуривают пакер в пилотном стволе.
Известен способ разработки многопластовой нефтяной залежи с применением гидравлического разрыва пласта (RU 2513791, МПК Е21В 43/16, 43/26, опубл. 20.04.2014 г.), включающий закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор пластовых флюидов через добывающие скважины, осуществление ГРП с получением эффективной трещины гидроразрыва. Согласно изобретению определяют проницаемость каждого продуктивного пласта, вскрытого скважиной. Классифицируют продуктивные пласты по проницаемости. В зависимости от проницаемости продуктивного пласта проводят перфорацию в добывающих и нагнетательных скважинах. Нагнетательные скважины пускают под закачку, а в добывающих скважинах проводят ГРП во всех продуктивных пластах. При этом в продуктивных пластах с проницаемостью менее 10 мД проводят ГРП с созданием трещин гидроразрыва с закрепленной полудлиной свыше 100 м и закрепленной шириной в продуктивной части от 1,5 до 3 мм. В продуктивных в пластах с проницаемостью свыше 100 мД проводят ГРП с созданием трещин гидроразрыва с закрепленной полудлиной до 40 м и закрепленной шириной от 5 до 20 мм. В продуктивных пластах с проницаемостью от 10 до 100 мД проводят ГРП с созданием трещин гидроразрыва с закрепленной полудлиной от 40 до 100 м и закрепленной шириной от 3 до 7 мм.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки многопластовой нефтяной залежи при наличии высокопроницаемого пропластка с применением гидравлического разрыва пласта (RU 2374435, МПК Е21В 43/16, 43/26, опубл. 27.11.2009 г.), включающий закачку вытесняющего агента через нагнетательные сважины, отбор пластовых флюидов через эксплуатационные скважины, осуществление ГРП с получением эффективной трещины гидроразрыва.
Согласно изобретению ГРП проводят не сразу по всем пропласткам, а избирательно, в зоне низкопроницаемых пластов, исключая перфорацию высокопроницаемого пласта с проницаемостью в три и более раза выше средней по пластам. Далее, после проектного отбора запасов нефти проводят перфорацию высокопроницаемого пласта с последующей эксплуатацией последнего, выполняют ствол с вертикальным вхождением в эксплуатационный объект для обеспечения максимального градиента давления разрыва и для создания оптимальной трещины гидроразрыва. Одновременно в нагнетательных скважинах проводят ГРП в интервалах с низкой проницаемостью. При этом для создания вертикальной фильтрации между высокопроницаемым пропластком, неперфорированным, и низкопроницаемым проводят боковой горизонтальный ствол в низкопроницаемом интервале с последующим поинтервальным ГРП.
Недостатками указанных аналогов являются:
- сложность и трудоемкость разработки, связанные с необходимостью выполнения большого объема буровых работ;
- низкая скорость ввода многопластового месторождения в разработку, связанная с необходимостью поэтапного введения в разработку пластов с различными фильтрационно-емкостными свойствами;
- низкая эффективность проведения ГРП в скважинах многопластовой нефтяной залежи, связанная с неуправляемым развитием трещины по высоте.
Задачей изобретения является упрощение и удешевление способа разработки многопластовой нефтяной залежи, повышение скорости ввода многопластовой нефтяной залежи в разработку.
Техническим результатом изобретения является повышение эффективности разработки многопластовой нефтяной залежи за счет применения ГРП с управляемым развитием трещины по высоте.
Поставленная задача решается, и технический результат достигается способом разработки многопластовой нефтяной залежи с применением гидравлического разрыва пласта, включающим закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор пластовых флюидов через добывающие скважины, осуществление гидравлического разрыва пласта.
В отличие от прототипа предварительно на многопластовой нефтяной залежи определяют преимущественные направления максимальных и минимальных горизонтальных напряжений, строят в шахматном порядке ряды добывающих и нагнетательных скважин в направлении максимальных горизонтальных напряжений, причем расстояние между рядами добывающих и нагнетательных скважин выбирают не более 500 метров, расстояние между добывающими скважинами в ряду выбирают не более 500 метров, расстояние между нагнетательными скважинами вряду выбирают не менее 1000 метров, добывающие скважины выполняют условно-вертикальными - с отходом от вертикали не более 20 метров, а нагнетательные скважины выполняют с двуствольным горизонтальным окончанием с отходом горизонтальных стволов в противоположные от центрального ствола стороны, имеющих длины, равные расстоянию между добывающими скважинами в ряду, причем горизонтальные стволы располагают в центральной части многопластовой залежи в направлении, параллельном рядам добывающих скважин, далее в добывающих скважинах при помощи импульсного нейтрон-нейтронного каротажа определяют текущую насыщенность коллекторов, по результатам которой проводят избирательную перфорацию в интервалах с максимальным нефтенасыщением и выполняют гидравлический разрыв пласта с созданием трещин гидроразрыва в пределах продуктивного пласта и в направлении максимального горизонтального напряжения, а в нагнетательных скважинах выполняют многостадийный гидравлический разрыв пласта с созданием продольных горизонтальному стволу трещин гидроразрыва в направлении максимального горизонтального напряжения, обеспечивающих гидродинамическую связь со всеми пластами многопластовой нефтяной залежи.
Сущность изобретения поясняется чертежами, где на фиг. 1 представлен участок разработки по предлагаемому способу; на фиг. 2 представлен поперечный профиль многопластвой нефтяной залежи с расположенными на ней условно-вертикальной добывающей и двуствольной горизонтальной нагнетательной скважинами; на фиг 3-6 представлены результаты расчетов, выполненные на геолого-гидродинамической модели по двум вариантам: вариант 1-е прорывом трещины в добывающих скважинах из верхнего нефтенасыщенного пласта в нижний водонасыщенный, вариант 2 - без прорыва трещины в добывающих скважинах из верхнего нефтенасыщенного пласта в нижний водонасыщенный, где на фиг. 3 показана годовая добыча жидкости, на фиг. 4 - годовая добыча нефти, на фиг. 5 - накопленные отборы жидкости, на фиг. 6 - накопленные отборы нефти.
На фиг. 1, 2 обозначено: добывающие скважины 1, нагнетательные скважины 2, горизонтальные стволы 3 нагнетательных скважин, трещины гидроразрыва 4 добывающих скважин, трещины гидроразрыва 5 нагнетательных скважин.
Предлагаемый способ реализуется следующим образом.
На многопластовой нефтяной залежи определяют преимущественные направления максимальных и минимальных горизонтальных напряжений, например как описано в способе определения направлений действия главных нормальных напряжений в условиях объемного напряженного состояния горного массива (RU 2029085, МПК Е21С 39/00, опубл. 20.02.1995 г.). По результатам строят в шахматном порядке ряды добывающих 1 и нагнетательных 2 скважин в направлении максимальных горизонтальных напряжений (фиг. 1), причем расстояние между рядами добывающих и нагнетательных скважин выбирают не более 500 метров, расстояние между добывающими скважинами в ряду выбирают не более 500 метров, расстояние между нагнетательными скважинами в ряду выбирают не менее 1000 метров.
Добывающие скважины 1 выполняют условно-вертикальными - с отходом от вертикали не более 20 метров, а нагнетательные скважины 2 выполняют с двуствольным горизонтальным окончанием с отходом горизонтальных стволов 3 в противоположные от центрального ствола стороны (фиг. 1, 2). Направление горизонтальных стволов 3 выполняют параллельно рядам добывающих скважин 1, а длины горизонтальных стволов 3 выполняют равными расстоянию между добывающими скважинами 1 в ряду, причем горизонтальные стволы располагают в центральной части многопластовой залежи.
Далее в добывающих скважинах при помощи импульсного нейтрон-нейтронного каротажа определяют текущую насыщенность коллекторов. По определенной текущей насыщенности проводят избирательную перфорацию в интервалах с максимальным нефтенасыщением и выполняют ГРП с созданием трещин гидроразрыва 4 (фиг. 1, 2) в пределах продуктивного пласта и в направлении максимального горизонтального напряжения, а в нагнетательных скважинах выполняют многостадийный ГРП с созданием продольных горизонтальному стволу трещин гидроразрыва 5 (фиг. 2) в направлении максимального горизонтального напряжения, обеспечивающих гидродинамическую связь со всеми пластами многопластовой нефтяной залежи.
Таким образом, в зависимости от текущей насыщенности коллекторов и направления максимальных и минимальных горизонтальных напряжений, разрабатывают многопластовую нефтяную залежь с применением ГРП.
Для расчета и сравнения различных вариантов реализации способа разработки многопластовой нефтяной залежи с применением ГРП была создана геолого-гидродинамическая модель с двумя пластами - верхний нефтенасыщенный, нижний водонасыщенный. На данной модели разместили ряды добывающих и нагнетательных скважин согласно фиг. 1. и рассчитали два варианта разработки:
1. Вариант 1 - по которому, при выполнении ГРП в добывающих скважинах происходит приобщение нижележащего водонасыщенного пласта.
2. Вариант 2 - по которому, при выполнении ГРП в добывающих скважинах не происходит приобщение нижележащего водонасыщенного пласта.
Из представленных на фиг. 3-6 результатов расчетов видно, что годовая добыча жидкости по варианту разработки 1 больше чем по варианту 2 (фиг. 3), однако годовая добыча нефти (фиг. 4) больше по варианту разработки 2, когда не происходит прорыва трещины в добывающей скважине. Аналогичная картина наблюдается при сравнении накопленных отборов жидкости и нефти (фиг. 5, 6).
Таким образом, предложенное изобретение позволяет упростить и удешевить разработку многопластовой нефтяной залежи, повысить скорость ввода многопластовой нефтяной залежи в разработку, а также повысить эффективность проведения ГРП за счет управляемого развития трещины гидроразрыва по высоте.