Способ разработки участка слабопроницаемого нефтяного пласта
DEVELOPMENT METHOD OF LOW-PERMEABILITY OIL FORMATION SECTION

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке участка слабопроницаемого нефтяного пласта с использованием вертикальных трещин многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП) в целях поддержания пластового давления (ППД).
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).
Недостатком известного способа является низкая нефтеотдача ввиду отсутствия системы ППД.
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).
Известный способ предусматривает создание системы ППД, однако, ее эффективность остается низкой ввиду того, что, во-первых, закачка рабочего агента осуществляется лишь в одной точке, во-вторых, принудительная закачка рабочего агента приводит к росту трещин в пласте и прорыву рабочего агента к трещинам, из которых ведется добыча. В результате нефтеотдача залежи по известному способу остается невысокой.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи участка слабопроницаемого нефтяного пласта.
Задача решается тем, что в способе разработки участка слабопроницаемого нефтяного пласта, включающем выделение нефтенасыщенного пласта со средней абсолютной проницаемостью не более 2 мД, бурение в данном пласте горизонтальной скважины, цементирование в горизонтальном стволе затрубного пространства между обсадной колонной и коллектором, вторичное вскрытие коллектора, проведение многостадийного гидравлического разрыва пласта - МГРП, применение пакеров для разделения горизонтальных стволов на участки, отбор продукции из горизонтальной скважины, согласно изобретению, подбирают участок нефтенасыщенного пласта, выше или ниже которого имеется водонасыщенный пласт, причем между указанными нефтенасыщенным и водонасыщенным пластами общая толщина пропластка не коллектора составляет не более 30 м, после проведения первоначального МГРП в нефтенасыщенном пласте, скважину пускают в добычу и эксплуатируют до снижения дебита нефти до 5-10% от первоначального дебита нефти, полученного в среднем за первый месяц эксплуатации, после чего проводят повторный МГРП в каждой второй стадии первоначального МГРП, причем высоту трещин выполняют таким образом, чтобы трещинами пройти пласт не коллектора и вовлечь водонасыщенный пласт, после повторного МГРП проводят опробование каждой новой стадии МГРП, при получении притоков нефти, скважину отрабатывают на нефть, затем изолируют стадии повторного МГРП пакерами, скважину оставляют на перераспределение давления сроком до 2 месяцев, после чего пускают в добычу, причем ввиду того, что стадии повторного МГРП изолированы, добычу ведут только из стадий первоначального МГРП, при этом стадии повторного МГРП обеспечивают поддержание пластового давления из водонасыщенного пласта.
Сущность изобретения
На нефтеотдачу слабопроницаемого нефтяного пласта существенное влияние оказывает вовлечение нефтяного пласта искусственными трещинами в разработку, а также ППД в данном пласте. Опыт разработки слабопроницаемых коллекторов с применением технологии МГРП показывает быстрое падение пластового давления. При этом для ППД использование нагнетательных скважин затруднено ввиду низкой проницаемости коллектора. Таким образом, существующие технические решения не в полной мере позволяют эффективно разрабатывать слабопроницаемый нефтяной пласт. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи участка слабопроницаемого нефтяного пласта. Задача решается следующим образом.
1
10
На фиг. 1 представлено схематическое изображение вертикального разреза участка пласта с профилем горизонтальной скважины. Обозначения: 1 - слабопроницаемый нефтяной пласт, 2 - горизонтальная скважина, 3 - водонасыщенный пласт, 4 - пропласток не коллектора, 5 - пакера, H - общая толщина нефтенасыщенного пласта 1, h - общая толщина пропластка не коллектора 4, L - длина горизонтального ствола скважины 2, S-S - стадии МГРП.
Способ реализуют следующим образом.
На участке слабопроницаемого нефтяного пласта 1, средняя абсолютная проницаемость которого составляет не более 2 мД, а общая нефтенасыщенная толщина - Н, бурят горизонтальную скважину 2 длиной L горизонтального ствола (фиг. 1). Выше или ниже нефтяного пласта 1 имеется водонасыщенный пласт 3, причем между указанными нефтенасыщенным 1 и водонасыщенным 3 пластами имеется пропласток не коллектора 4, общей толщиной h не более 30 м.
Согласно постановлению Правительства РФ №700-Р, при значениях проницаемости 2 мД и менее, коллектора относятся к категории трудноизвлекаемых запасов и для них действуют пониженные ставки налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ), что позволяет разрабатывать их экономически эффективно.
Затрубное пространство между обсадной колонной горизонтального ствола и коллектором пласта 1 цементируют (на фиг. 1 не показано). Выполняют дизайн МГРП и проводят вторичное вскрытие пласта 1, перфорации размещают в соответствии с дизайном МГРП.
1
10
1
10
Далее проводят первоначальный МГРП со стадиями S-S, в результате которого получают соответствующие стадиям трещины. Данные трещины стадий S-S охватывают лишь продуктивный пласт 1. После проведения первоначального МГРП в нефтенасыщенном пласте 1, скважину 2 пускают в добычу и эксплуатируют до снижения дебита нефти до 5-10%, от первоначального дебита нефти, полученного в среднем за первый месяц эксплуатации.
Согласно исследованиям, при общей толщине h пропластка не коллектора 4 более 30 м, практически невозможно вовлечь выше или нижезалегающий водонасыщенный пласт 3 в разработку, т.к. при этом необходимо создавать высокие трещины, что даже при современном техническом развитии достаточно сложно.
Согласно расчетам, при снижении в результате эксплуатации после первоначального МГРП дебита нефти до значения более 10% от первоначального дебита нефти, полученного в среднем за первый месяц эксплуатации, проведение повторного МГРП не целесообразно, т.к. энергетический потенциал нефтенасыщенного пласта 1 не исчерпан. При снижении дебита нефти до значения менее 5% от первоначального дебита нефти, полученного в среднем за первый месяц эксплуатации, в большинстве случаев, эксплуатация экономически не рентабельна.
2
4
6
8
10
Затем проводят повторный МГРП в каждой второй стадии первоначального МГРП, например, в стадиях S, S, S, S, S. Высоту трещин стадий повторного МГРП выполняют таким образом, чтобы данными трещинами пройти пласт 4 не коллектора и вовлечь водонасыщенный пласт 3. Таким образом, в результате повторного МГРП создают связь между нефтенасыщенным 1 и водонасыщенным 3 пластами.
2
4
6
8
10
2
4
6
8
10
После повторного МГРП проводят опробование каждой новой стадии S, S, S, S, S. При получении притоков нефти, скважину отрабатывают на нефть, затем изолируют стадии S, S, S, S, S повторного МГРП пакерами 5.
2
4
6
8
10
1
3
5
7
9
2
4
6
8
10
Далее скважину 2 оставляют на перераспределение давления сроком до 2 месяцев, после чего пускают в добычу. Ввиду того, что стадии S, S, S, S, S повторного МГРП изолированы, добычу ведут только из стадий S, S, S, S, S первоначального МГРП. При этом стадии S, S, S, S, S повторного МГРП обеспечивают поддержание пластового давления из водонасыщенного пласта 3, в котором давление выше, чем в нефтенасыщенном пласте 1.
Согласно исследованиям, при остановке скважины на перераспределение давления сроком более, чем 2 месяца, в большинстве коллекторов дальнейшего существенного для добычи перераспределения давления не происходит.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка нефтяного пласта.
Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи участка слабопроницаемого нефтяного пласта.
Примеры конкретного выполнения способа.
Пример 1. На участке слабопроницаемого нефтяного пласта 1, средняя абсолютная проницаемость которого составляет 2 мД, а общая нефтенасыщенная толщина Н=20 м, бурят горизонтальную скважину 2 длиной горизонтального ствола L=1000 м (фиг. 1). Ниже нефтяного пласта 1 имеется водонасыщенный пласт 3, причем между указанными нефтенасыщенным 1 и водонасыщенным 3 пластами имеется пропласток не коллектора 4, общей толщиной h=30 м.
Затрубное пространство между обсадной колонной горизонтального ствола и коллектором пласта 1 цементируют. Проводят исследования, по данным которых выполняют дизайн МГРП и проводят вторичное вскрытие пласта 1. Перфорации размещают в соответствии с дизайном МГРП.
1
10
1
10
Далее проводят первоначальный МГРП с десятью стадиями S-S, в результате которого получают соответствующие стадиям трещины. Данные трещины стадий S-S выполняют высотой не более 20 м, что позволяет охватить лишь продуктивный пласт 1. После проведения первоначального МГРП в нефтенасыщенном пласте 1, скважину 2 пускают в добычу. Первоначальный дебит нефти в среднем за первый месяц эксплуатации составил 30 т/сут. В результате эксплуатации в течение 2 лет пластовое давление в зоне отбора участка нефтенасыщенного пласта 1 снижается, при этом дебит нефти уменьшается до 3 т/сут.
2
4
6
8
10
Затем проводят повторный МГРП в каждой второй стадии первоначального МГРП: в стадиях S, S, S, S, S. Высоту трещин стадий повторного МГРП выполняют 40-50 м, таким образом, чтобы данными трещинами пройти пласт 4 не коллектора и вовлечь водонасыщенный пласт 3. Таким образом, в результате повторного МГРП создают связь между нефтенасыщенным 1 и водонасыщенным 3 пластами.
2
4
6
8
10
2
4
6
8
10
После повторного МГРП проводят опробование каждой новой стадии S, S, S, S, S. Скважину 2 отрабатывают на нефть в течение 3 месяцев. Через 3 месяца отработки обводненность скважины 2 достигает 98%. Затем изолируют стадии S, S, S, S, S повторного МГРП пакерами 5.
2
4
6
8
10
1
3
5
7
9
2
4
6
8
10
Далее скважину 2 оставляют на перераспределение давления сроком на 2 месяца, после чего пускают в добычу. Дебит нефти при этом составил 18 т/сут. Ввиду того, что стадии S, S, S, S, S повторного МГРП изолированы, добычу ведут только из стадий S, S, S, S, S первоначального МГРП. При этом стадии S, S, S, S, S повторного МГРП обеспечивают поддержание пластового давления из водонасыщенного пласта 3, в котором давление выше, чем в нефтенасыщенном пласте 1. До снижения дебита нефти до минимально экономически рентабельного значения 0,5 т/сут скважина 2 проработала 8 лет.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка нефтяного пласта.
Пример 2. Выполняют как пример 1. Нефтенасыщенный пласт 1 характеризуется иными геолого-физическими характеристиками. Водонасыщенный пласт 3 расположен выше нефтяного пласта 1, между которыми также имеется пропласток не коллектора 4. Первоначальный дебит нефти в среднем за первый месяц эксплуатации составил 40 т/сут. В результате эксплуатации дебит нефти уменьшается до 2 т/сут. Затем проводят повторный МГРП в каждой второй стадии первоначального МГРП, причем высоту трещин стадий повторного МГРП выполняют, таким образом, чтобы данными трещинами пройти вверх пласт 4 не коллектора и вовлечь водонасыщенный пласт 3. Таким образом, в результате повторного МГРП создают связь между нефтенасыщенным 1 и водонасыщенным 3 пластами. После повторного МГРП проводят опробование каждой стадии повторного МГРП. Скважину 2 не отрабатывают на нефть, а сразу пускают в эксплуатацию, предварительно изолировав стадии повторного МГРП пакерами 5. Эксплуатацию скважины 2 ведут в периодическом режиме: 3 месяца эксплуатируют и на 1 месяц оставляют в бездействии на перераспределение пластового давления.
В результате разработки, которое ограничили снижением дебита нефти скважины 2 до значения 0,5 т/сут за 10 лет эксплуатации было добыто 62,0 тыс.т нефти, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) участка составил 0,228 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях эксплуатация продлилась всего 5 лет и было добыто 42,1 тыс.т нефти, КИН составил 0,155 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,073 д.ед.
Предлагаемый способ позволяет повысить охват нефтенасыщенного пласта, поддерживать пластовое давление и, как следствие, увеличить коэффициент нефтеизвлечения участка слабопроницаемого нефтяного пласта за счет применения технологии МГРП и естественного давления в выше- или нижележащем водоносном пласте.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи участка слабопроницаемого нефтяного пласта.