Способ разработки мощной многопластовой слабопроницаемой нефтяной залежи
DEVELOPMENT METHOD OF POWERFUL MULTI-ZONE LOW-PERMEABILITY OIL DEPOSIT

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке мощной многопластовой слабопроницаемой нефтяной залежи с применением горизонтальных скважин, многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП) и применением водогазового воздействия.
3
Известен способ МГРП горизонтального ствола скважины, включающий формирование трещин последовательно в различных интервалах продуктивного пласта, вскрытого горизонтальным стволом скважины, путем установки пакера, подачи жидкости гидроразрыва через фильтр, установленный в каждой из соответствующих каждому из этих интервалов частей горизонтального ствола с изоляцией остальных его частей. Установку пакера осуществляют в вертикальном стволе скважины, первоначально гидроразрыв осуществляют в интервале пласта с наибольшей проницаемостью подачей жидкости - носителя с проппантом с установкой «головы» проппантовой пробки, перекрывающей соответствующий участок горизонтального ствола, между фильтрами, с указанной изоляцией путем формирования полимерной корки на соответствующих фильтрах, повторяют указанную операцию на каждом из остальных интервалов последовательно по степени снижения их проницаемости с предварительным удалением корки с соответствующего этому интервалу фильтра, причем полимерную корку формируют путем подачи в скважину специального состава, а ее удаление осуществляют жидкостью-растворителем с содержанием разрушителя геля 0,6-1,2 кг/м воды (патент РФ №2362010, кл. Е21В 43/267, опубл. 20.07.2009).
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки низкопроницаемой нефтяной залежи, включающий вскрытие вертикальной скважиной нефтяной залежи, проводку бокового горизонтального ствола, проведение многократного гидравлического разрыва пласта, отбор продукции и закачку рабочего агента оборудованием для одновременно-раздельной добычи и закачки. Согласно изобретению, выделяют залежь с проницаемостью не более 2 мД, проводят гидравлический разрыв пласта в основном стволе скважины, получая трещину в вертикальной плоскости, затем в направлении максимальных нефтенасыщенных толщин проводят боковой горизонтальный ствол со спуском эксплуатационной колонны до расстояния С не менее 100 м и не более 300 м от плоскости трещины гидроразрыва основного ствола, далее расстояния С боковой горизонтальный ствол выполняют открытым, обсаженным, либо со спуском перфорированного хвостовика, причем угол между плоскостью трещины гидроразрыва и направлением бокового горизонтального ствола должен составлять от 45° до 90°, в боковом горизонтальном стволе проводят многократный гидравлический разрыв пласта с расстоянием между ступенями не менее 10 м и не более 100 м, причем первую ступень многократного гидроразрыва проводят на расстоянии С, считая от «пятки» бокового горизонтального ствола, основной вертикальный ствол используют для нагнетания рабочего агента в данную залежь, а боковой горизонтальный ствол - для отбора продукции, посредствам оборудования для одновременно-раздельной добычи и закачки (патент РФ №2526937, кл. Е21В 43/26, Е21В 43/14, опубл. 27.08.2014 - прототип).
Общим недостатком известных способов является их низкая эффективность при наличии на залежи нескольких пластов. В результате нефтеотдача залежи по известному способу остается невысокой.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи мощной многопластовой слабопроницаемой нефтяной залежи.
3
Задача решается тем, что в способе разработки мощной многопластовой слабопроницаемой нефтяной залежи, включающем бурение параллельных горизонтальных скважин, проведение гидроразрыва пласта, закачку в нагнетательные скважины рабочего агента, в качестве которого используют водогазовую смесь, отбор продукции из добывающих скважин, согласно изобретению, выбирают залежь, состоящую из трех пластов, совпадающих в структурном плане, толщина не коллектора между которыми не превышает 10 м, общая нефтенасыщенная толщина среднего пласта составляет не менее 40 м, а газосодержание в нефти данного пласта - не менее 250 м/т, скважины бурят с расстоянием между горизонтальными стволами в продуктивной части среднего пласта 300-1000 м в плане, горизонтальные стволы ориентируют вдоль биссектрисы, образуемой между вектором максимального напряжения пласта и направлением естественных трещин, нагнетательные скважины размещают у кровли среднего пласта, добывающие - возле подошвы среднего пласта, во всех скважинах проводят многостадийный гидравлический разрыв пласта (МГРП) таким образом, чтобы образуемые трещины в нагнетательных скважинах создавали гидродинамическую связь с верхним пластом, а в добывающих скважинах - с нижним пластом, стадии МГРП в добывающих и нагнетательных скважинах размещают в шахматном порядке, после первоначального отбора продукции пласта и снижения пластового давления до уровня не ниже давления насыщения нефти газом, в нагнетательные скважины начинают вести закачку водогазовой смеси, в качестве воды для приготовления водогазовой смеси используют пластовую и/или сточную воду с данной залежи, в качестве газа - попутный нефтяной газ также с данной залежи, причем соотношение воды и газа в смеси определяют по результатам лабораторных исследований по нефтевытеснению и гидродинамического моделирования с достижением максимальной нефтеотдачи, а объемы воды и газа для закачки определяют по объемам данных рабочих агентов, отбираемых из добывающих скважин и/или доступных для отбора, прорыв рабочего агента к добывающим скважинам, а также недопущение снижения пластового давления ниже давления насыщения нефти газом контролируют режимами и временем работы всех скважин залежи.
Сущность изобретения.
На нефтеотдачу мощной многопластовой слабопроницаемой нефтяной залежи, представленной несколькими пластами, существенное влияние оказывает вовлечение данных пластов искусственными трещинами в разработку с максимальным охватом. Однако существующие технические решения не в полной мере позволяют выполнить данную задачу. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи мощной низкопроницаемой нефтяной залежи. Задача решается следующим образом.
1
2
3
1
2
1
3
5
7
9
11
2
4
6
8
10
На фиг. 1 представлено схематическое изображение вертикального разреза участка нефтяной залежи с профилем одной добывающей и одной нагнетательной горизонтальных скважин, причем данные скважины при рассмотрении в профиль расположены не в одной вертикальной плоскости, а на определенном расстоянии. Обозначения: 1 - верхний нефтенасыщенный пласт, 2 - средний нефтенасыщенный пласт, 3 - нижний нефтенасыщенный пласт, 4 - пропласток не коллектора между пластами 1-2, 5 - пропласток не коллектора между пластами 2-3, 6 - горизонтальная добывающая скважина, 7 - горизонтальная нагнетательная скважина, 8 - пакера, h - общая нефтенасыщенная толщина пласта 1, h - общая нефтенасыщенная толщина пласта 2, h - общая нефтенасыщенная толщина пласта 3, а - общая толщина пропластка не коллектора 4, а - общая толщина пропластка не коллектора 5, S, S, S, S, S, S - трещины стадий МГРП в добывающих скважинах 6, S, S, S, S, S - трещины стадий МГРП в нагнетательных скважинах 7, ВНК - водно-нефтяной контакт.
Способ реализуют следующим образом.
3
Подбирают залежь, состоящую из трех пластов 1, 2, 3, совпадающих в структурном плане, толщина не коллектора 4, 5 между которыми не превышает 10 м (фиг.1). Общая нефтенасыщенная толщина среднего пласта 2 составляет не менее 40 м, а газосодержание в нефти данного пласта 2 - не менее 250 м/т.
На залежи бурят добывающие 6 и нагнетательные 7 скважины. Нагнетательные 7 скважины размещают у кровли среднего пласта 2, добывающие 6 - возле подошвы среднего пласта 2. Горизонтальные стволы скважин 6 и 7 ориентируют вдоль биссектрисы, образуемой между вектором максимального напряжения пласта и направлением естественных трещин, что позволяет поддерживать дебит нефти скважин как можно дольше. Горизонтальные стволы скважин 6 и 7 размещают параллельно друг другу. Расстояние между горизонтальными стволами скважин в продуктивной части среднего пласта 2 составляет 300-1000 м в плане. В горизонтальных стволах скважин 6 и 7 устанавливают пакера 8 (например, набухающие), что позволяет разделить горизонтальные стволы на секции (для стадий МГРП), а также при необходимости отсекать определенные секции горизонтальных стволов.
3
Согласно исследованиям, при общей нефтенасыщенной толщине среднего пласта 2 менее 40 м, предлагаемый способ может быть менее эффективным ввиду интерференции трещин МГРП и, соответственно, снижения нефтеотдачи. При толщине не коллектора 4 и 5 между пластами соответственно 1-2 и 2-3 более 10 м, возникают сложности с тем, чтобы вовлечь верхний 1 и нижний 3 пласты в разработку, т.к. при этом необходимо создавать высокие трещины, что даже при современном техническом развитии достаточно сложно. При газосодержании пласта 2 менее 250 м/т, эффективность способа также снижается ввиду недостаточных объемов газа для применения в водогазовой смеси для закачки. Размещение горизонтальных стволов нагнетательных скважин 7 у кровли продуктивного пласта 2, а добывающих 6 - у подошвы продуктивного пласта 2 позволяет осуществлять вертикальное вытеснение нефти, где помимо капиллярных сил, положительное влияние оказывают гравитационные силы. Расположение горизонтальных стволов нагнетательных 7 и добывающих 6 скважин на минимальном расстоянии 300-1000 м друг от друга в плане позволяет осуществлять латеральное вытеснение нефти и избежать резкого прорыва рабочего агента к добывающим скважинам 6. Причем расстояние менее 300 м не обеспечивает должного латерального вытеснения, а более 1000 м - эффект практически не наблюдается ввиду низкой проницаемости коллектора.
2
4
6
8
10
1
3
5
7
9
11
1
3
5
7
9
11
2
4
6
8
10
Далее во всех скважинах проводят МГРП таким образом, чтобы образуемые трещины S, S, S, S, S в нагнетательных скважинах 7 создавали гидродинамическую связь с верхним пластом 1, а трещины S, S, S, S, S, S в добывающих скважинах 6 - с нижним пластом 3. Стадии МГРП с трещинами S, S, S, S, S, S и S, S, S, S, S соответственно в добывающих 6 и нагнетательных 7 скважинах размещают в шахматном порядке. Указанное расположение позволяет создать максимальный охват пластов 1-3. После МГРП скважины 6 и 7 пускают в добычу.
После первоначального отбора продукции пластов 1-3 и снижения пластового давления до уровня не ниже давления насыщения нефти газом, в нагнетательные 7 скважины начинают вести закачку водогазовой смеси. В качестве воды для приготовления водогазовой смеси используют пластовую и/или сточную воду с данной залежи, в качестве газа - попутный нефтяной газ также с данной залежи. Соотношение воды и газа в смеси определяют по результатам лабораторных исследований по нефтевытеснению и гидродинамического моделирования с достижением максимальной нефтеотдачи. Объемы воды и газа для закачки определяют по объемам данных рабочих агентов, отбираемых из добывающих скважин и/или доступных для отбора.
В процессе разработки прорыв рабочего агента, либо (при наличии ВНК)  подошвенных вод к добывающим скважинам 6, а также недопущение снижения пластового давления ниже давления насыщения нефти газом контролируют режимами и временем работы всех скважин 6 и 7 залежи.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи.
Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи мощной многопластовой слабопроницаемой нефтяной залежи.
Примеры конкретного выполнения способа.
1
2
2
1
2
3
Пример 1. Мощная многопластовая слабопроницаемая нефтяная залежь представлена тремя продуктивными пластами 1, 2, 3, совпадающими в структурном плане (фиг.1). Верхний пласт 1 является чисто нефтенасыщенным, средняя абсолютная проницаемость составляет 5 мД, общая нефтенасыщенная толщина h=15 м. Средний пласт 2 является чисто нефтенасыщенным, средняя абсолютная проницаемость составляет 1 мД, общая нефтенасыщенная толщина h=40 м, газосодержание в нефти - 250 м/т, начальное пластовое давление - 35 МПа, давление насыщения нефти газом - 15 МПа. Нижний нефтенасыщенный пласт 2 имеет ВНК с соответствующей водоносной областью, средняя абсолютная проницаемость составляет 2 мД, общая нефтенасыщенная толщина h=25 м. Нефть пластов 1-3 характеризуется низкой вязкостью - 1 мПа·с. Толщина не коллектора 4 составляет a=7 м, толщина не коллектора 5 - a=10 м.
На залежи бурят три добывающие 6 и три нагнетательные 7 скважины длинами горизонтальных стволов нагнетательных скважин 7 по 500 м, добывающих скважин 6 - по 600 м. Нагнетательные 7 скважины размещают у кровли среднего пласта 2, добывающие 6 - возле подошвы среднего пласта 2. Горизонтальные стволы скважин 6 и 7 ориентируют вдоль биссектрисы, образуемой между вектором максимального напряжения пласта и направлением естественных трещин. Горизонтальные стволы скважин 6 и 7 размещают параллельно друг другу. Расстояние между горизонтальными стволами скважин в продуктивной части среднего пласта 2 составляет 300 м в плане. Таким образом, учитывая, что горизонтальные стволы всех шести скважин (трех добывающих 6 и трех нагнетательных 7) пробурены параллельно, расстояние в плане между крайними горизонтальными стволами скважин на залежи составляет 5·300=1500 м. В соответствии с дизайном МГРП горизонтальные стволы скважин 6 и 7 разделяют набухающими пакерами 8 ТАМ на секции по 100 м.
2
4
6
8
10
1
3
5
7
9
11
1
3
5
7
9
11
2
4
6
8
10
Далее во всех скважинах проводят МГРП в соответствии с дизайном, таким образом, чтобы образуемые трещины S, S, S, S, S в нагнетательных скважинах 7 создавали гидродинамическую связь с верхним пластом 1, а трещины S, S, S, S, S, S в добывающих скважинах 6 - с нижним пластом 3. Стадии МГРП с трещинами S, S, S, S, S, S и S, S, S, S, S соответственно в добывающих 6 и нагнетательных 7 скважинах размещают в шахматном порядке.
После первоначального отбора продукции пластов 1-3 и снижения пластового давления до уровня давления насыщения нефти газом 15 МПа, в нагнетательные 7 скважины начинают вести закачку водогазовой смеси. В качестве воды для приготовления водогазовой смеси используют сточную воду с данной залежи, в качестве газа - попутный нефтяной газ также с данной залежи. Соотношение воды и газа составляет: 30% - газ и 70% - вода. Данное соотношение определяют по результатам лабораторных исследований по нефтевытеснению и гидродинамического моделирования с достижением максимальной нефтеотдачи. Объемы воды и газа для закачки определяют по объемам данных рабочих агентов, отбираемых из добывающих скважин и/или доступных для отбора.
В процессе разработки прорыв рабочего агента и подошвенных вод к добывающим скважинам 6, а также недопущение снижения пластового давления ниже давления насыщения нефти газом контролируют режимами и временем работы всех скважин 6 и 7 залежи.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи.
Пример 2. Выполняют как пример 1. Коллектор характеризуется иными геолого-физическими характеристиками и размерами. На залежи бурят три добывающие 6 и четыре нагнетательные 7 скважины длинами горизонтальных стволов как нагнетательных, так и добывающих скважин по 3200 м (2 мили).  Расстояние между горизонтальными стволами скважин в продуктивной части среднего пласта 2 составляет 1000 м в плане. В качестве воды для приготовления водогазовой смеси используют пластовую воду с данной залежи.
В результате разработки, которое ограничили достижением обводненности залежи до 98%, было добыто 1137 тыс.т нефти, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) составил 0,224 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 802 тыс.т нефти, КИН составил 0,158 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,066 д.ед.
Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения мощной многопластовой слабопроницаемой нефтяной залежи, повысить охват и равномерность выработки запасов за счет МГРП и организации вертикально-латерального вытеснения нефти, применения закачки воды и газа, а также оптимизации параметров закачки и режимов работы скважин.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи мощной многопластовой слабопроницаемой нефтяной залежи.