Способ разработки слабопроницаемого пласта нефтяной залежи
DEVELOPMENT METHOD OF LOW-PERMEABLE RESERVOIR OF OIL DEPOSIT

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке слабопроницаемого пласта нефтяной залежи с использованием вертикальных трещин гидравлического разрыва пласта (ГРП) и 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 залежи 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 пласта, во-вторых, принудительная закачка рабочего агента приводит к росту трещин в пласте и прорыву рабочего агента к трещинам МГРП, из которых ведется добыча. В результате нефтеотдача залежи по известному способу остается невысокой.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи слабопроницаемого пласта нефтяной залежи.
нас
нас
Задача решается тем, что в способе разработки слабопроницаемого пласта нефтяной залежи, включающем подбор залежи, в которой средняя абсолютная проницаемость нефтенасыщенного пласта составляет не более 2 мД, бурение в данном пласте системы вертикальных и горизонтальных скважин, цементирование в продуктивном пласте затрубного пространства между эксплуатационной колонной и пластом, вторичное вскрытие пласта, проведение гидравлического разрыва пласта - ГРП и многостадийного гидравлического разрыва пласта - МГРП, применение пакеров, отбор продукции из скважин, согласно изобретению, подбирают залежь, где выше или ниже нефтенасыщенного пласта имеется водонасыщенный пласт, причем между указанными нефтенасыщенным и водонасыщенным пластами имеется пропласток не коллектора, общей толщиной не более 30 м, после проведения в нефтенасыщенном пласте первоначального МГРП в горизонтальных скважинах и первоначального ГРП в вертикальных скважинах, все скважины пускают в добычу и эксплуатируют до снижения пластового давления в среднем по залежи до (1…1,2)·Р, где Р - давление насыщения нефти газом, затем проводят повторный МГРП в каждой второй горизонтальной скважине и повторный ГРП во всех вертикальных скважинах, причем высоту трещин выполняют таким образом, чтобы трещинами пройти пласт не коллектора и вовлечь водонасыщенный пласт в эксплуатацию, проводят опробование каждой скважины повторного ГРП и МГРП, при получении притоков нефти, данные скважины отрабатывают на нефть, после чего все скважины оставляют на перераспределение пластового давления сроком до 2 месяцев, затем пускают в добычу горизонтальные скважины, в которых не проводили повторный МГРП, при этом скважины, в которых проводили повторный МГРП используют для целей поддержания пластового давления, где вода из водонасыщенного пласта самопроизвольно перекачивается в нефтенасыщенный пласт за счет разницы давлений.
Сущность изобретения
На нефтеотдачу слабопроницаемого пласта нефтяной залежи существенное влияние оказывает вовлечение запасов нефти искусственными трещинами в разработку, а также ППД в данном пласте. Опыт разработки таких пластов с применением технологий ГРП и 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 слабопроницаемые пласты нефтяных залежей. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи слабопроницаемого пласта нефтяной залежи. Задача решается следующим образом.
1
4
1
5
На фиг. 1 представлено схематическое изображение плана залежи с размещением вертикальных и горизонтальных скважин. На фиг. 2 приведено схематическое изображение разреза А-А залежи с размещением вертикальных и горизонтальных скважин. Обозначения: 1 - слабопроницаемый пласт нефтяной залежи, 2 - водонасыщенный пласт, 3 - пропласток не коллектора, V-V - вертикальные скважины, H-H - горизонтальные скважины, Z - общая толщина нефтенасыщенного пласта 1, Y - общая толщина пропластка не коллектора 3, А-А - разрез.
Способ реализуют следующим образом.
1
4
1
5
На залежи, в которой средняя абсолютная проницаемость нефтенасыщенного пласта 1 составляет не более 2 мД, бурят систему вертикальных V-V и горизонтальных H-H скважин (фиг. 1).  Выше или ниже нефтяного пласта 1 имеется водонасыщенный пласт 2, причем между указанными нефтенасыщенным 1 и водонасыщенным 2 пластами имеется пропласток не коллектора 3 (фиг. 2), общей толщиной Y 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 и пластом 1 (для вертикальных и горизонтальных скважин) и 2 (для вертикальных скважин) цементируют (на фиг. 1 и 2 не показано). Выполняют дизайн ГРП и МГРП и проводят вторичное вскрытие пласта 1, перфорации размещают в соответствии с дизайном ГРП и МГРП.
1
5
1
4
Далее в продуктивном пласте 1 проводят первоначальный МГРП в горизонтальных скважинах H-H и первоначальный ГРП в вертикальных скважинах V-V. В результате получают соответствующие трещины, которые охватывают лишь продуктивный пласт 1.
нас
нас
После проведения первоначального ГРП и МГРП в нефтенасыщенном пласте 1, все скважины залежи пускают в добычу и эксплуатируют до снижения пластового давления в среднем по залежи до (1…1,2)·Р, где Р - давление насыщения нефти газом.
Согласно исследованиям, при общей толщине Y пропластка не коллектора 3 более 30 м, практически невозможно вовлечь выше- или нижезалегающий водонасыщенный пласт 2 в разработку, т.к. при этом необходимо создавать высокие трещины, что даже при современном техническом развитии достаточно сложно.
нас
нас
Согласно расчетам, при снижении в результате эксплуатации после первоначального ГРП и МГРП пластового давления в среднем по залежи до значения более 1,2·Р, проведение повторного МГРП не целесообразно, т.к. энергетический потенциал нефтенасыщенного пласта 1 не исчерпан. При снижении пластового давления в среднем по залежи до значения менее Р, нефтеотдача залежи оказывается низкой ввиду разгазирования нефти и повышения ее вязкости.
2
4
1
4
Далее проводят повторный МГРП в каждой второй горизонтальной скважине H, H и повторный ГРП во всех вертикальных скважинах V-V. При этом высоту трещин выполняют таким образом, чтобы трещинами пройти пласт не коллектора 3 и вовлечь в разработку водонасыщенный пласт 2. Таким образом, в результате повторного ГРП и МГРП создают связь между нефтенасыщенным 1 и водонасыщенным 2 пластами.
После повторного ГРП и МГРП проводят опробование тех скважин, в которых проводили повторный ГРП и МГРП. При получении притоков нефти, данные скважины отрабатывают на нефть. Далее все скважины останавливают и оставляют на перераспределение пластового давления сроком до 2 месяцев.
Согласно исследованиям, при остановке скважин на перераспределение давления в пласте сроком более, чем 2 месяца, в большей части пластов дальнейшего существенного для добычи перераспределения давления не происходит.
1
3
5
2
4
1
4
Затем пускают в добычу горизонтальные скважины H, H, H, в которых не проводили повторный МГРП. При этом скважины H, H и V-V, в которых проводили повторный МГРП, используют для целей поддержания пластового давления, где вода из водонасыщенного пласта 2, в котором давление выше, чем в нефтенасыщенном пласте 1, самопроизвольно перекачивается в нефтенасыщенный пласт 1 за счет разницы давлений.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи нефтяного пласта.
Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи слабопроницаемого пласта нефтяной залежи.
Примеры конкретного выполнения способа.
1
4
1
5
нас
Пример 1. На залежи, в которой средняя абсолютная проницаемость нефтенасыщенного пласта 1 составляет 2 мД, а общая нефтенасыщенная толщина Z=15 м, бурят систему, состоящую из четырех вертикальных V-V и пяти горизонтальных H-H скважин (фиг. 1). Ниже нефтяного пласта 1 имеется водонасыщенный пласт 2, причем между указанными нефтенасыщенным 1 и водонасыщенным 2 пластами имеется пропласток не коллектора 3 (фиг. 2) общей толщиной Y=30 м. Нефтенасыщенный пласт 1 залегает на глубине 1630 м, начальное пластовое давление составляет 17 МПа, давление насыщения нефти газом Р=4,1 МПа.
Затрубное пространство между обсадной колонной и пластом 1 (для вертикальных и горизонтальных скважин) и 2 (для вертикальных скважин) цементируют (на фиг. 1 и 2 не показано). Проводят исследования, по данным которых выполняют дизайн ГРП и МГРП и осуществляют вторичное вскрытие пласта 1, перфорации размещают в соответствии с дизайном ГРП и МГРП.
1
5
1
4
Далее в продуктивном пласте 1 проводят первоначальный МГРП в горизонтальных скважинах H-H и первоначальный ГРП в вертикальных скважинах V-V. В результате получают соответствующие трещины. Данные трещины выполняют высотойне более 15 м, что позволяет охватить лишь продуктивный пласт 1.
нас
После проведения первоначального ГРП и МГРП в нефтенасыщенном пласте 1, все скважины залежи пускают в добычу. В результате эксплуатации в течение 3 лет пластовое давление в среднем по залежи снижается до 1,2⋅Р=1,2⋅4,1=4,9 МПа.
2
4
1
4
Затем проводят повторный МГРП в горизонтальных скважинах H, H и повторный ГРП во всех вертикальных скважинах V-V. При этом высоту трещин выполняют 40-45 м таким образом, чтобы трещинами пройти пласт не коллектора 3 и вовлечь в разработку водонасыщенный пласт 2. В результате повторного ГРП и МГРП создают связь между нефтенасыщенным 1 и водонасыщенным 2 пластами.
2
4
1
4
После повторного ГРП и МГРП проводят опробование скважин H, H и V-V. Опробование показало промышленные притоки нефти. Данные скважины отрабатывают на нефть в течение 3 месяцев. Через 3 месяца отработки обводненность указанных скважин достигает 98%. После этого все скважины останавливают и оставляют на перераспределение пластового давления сроком на 2 месяца.
1
3
5
2
4
1
4
Затем пускают в добычу горизонтальные скважины H, H, H, в которых не проводили повторный МГРП. При этом скважины H, H и V-V, в которых проводили повторный МГРП, используют для целей поддержания пластового давления, где вода из водонасыщенного пласта 2, в котором давление выше, чем в нефтенасыщенном пласте 1, самопроизвольно перекачивается в нефтенасыщенный пласт 1 за счет разницы давлений.
До снижения дебита нефти скважин до минимально экономически рентабельного значения 0,5 т/сут залежь проработала 9 лет.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи нефтяного пласта.
нас
2
4
1
4
Пример 2. Выполняют как пример 1. Нефтенасыщенный пласт 1 характеризуется иными геолого-физическими характеристиками. Водонасыщенный пласт 2 расположен выше нефтяного пласта 1, между которыми также имеется пропласток не коллектора 3. В результате эксплуатации после первоначального ГРП и МГРП пластовое давление в среднем по залежи снизилось до Р=4,1 МПа. Затем проводят повторный МГРП в горизонтальных скважинах H, H и повторный ГРП во всех вертикальных скважинах V-V, причем высоту трещин стадий повторного ГРП и МГРП выполняют таким образом, чтобы данными трещинами пройти вверх пласт 3 не коллектора и вовлечь в разработку водонасыщенный пласт 2.
Скважины после повторного ГРП и МГРП не отрабатывают на нефть. Скважины, в которых не проводили повторный ГРП и МГРП сразу пускают в эксплуатацию. Эксплуатацию скважин ведут в периодическом режиме: 3 месяца эксплуатируют и на 1 месяц оставляют в бездействии на перераспределение пластового давления.
Пример 3. Выполняют как пример 1. В продуктивном пласте 1 залежи бурят только горизонтальные скважины.
В результате разработки, которое ограничили обводнением всех скважин залежи до 98%, за 12 лет эксплуатации было добыто 446,3 тыс.т нефти, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) составил 0,241 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях эксплуатация продлилась всего 6 лет и было добыто 292,6 тыс.т нефти, КИН составил 0,158 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,083 д.ед.
Предлагаемый способ позволяет повысить охват нефтенасыщенного пласта, поддерживать пластовое давление и, как следствие, увеличить коэффициент нефтеизвлечения слабопроницаемого пласта нефтяной залежи за счет применения технологий ГРП, МГРП и естественного давления в выше- или нижележащем водоносном пласте.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи слабопроницаемого пласта нефтяной залежи.