Способ разработки низкопроницаемого коллектора
DEVELOPMENT METHOD OF LOW-PERMEABILITY RESERVOIR

Изобретение может быть использовано для разработки низкопроницаемых коллекторов, где применяется бурение горизонтальных скважин с многостадийным гидравлическим разрывом пласта (МГРП) и необходимо поддержание пластового давления.
Для увеличения продуктивности горизонтальные секции скважин с МГРП обычно ориентируют по направлению минимального горизонтального напряжения. При использовании заявленного способа горизонтальные секции могут быть расположены и по направлению к максимальному горизонтальному стрессу (напряжению).
Известен способ разработки нефтяного пласта по патенту RU 2613713 (дата публикации: 21.03.2017, МПК Е21В 43/00, Е21В 43/26). Способ разработки нефтеносного пласта, в соответствии с которым в пласте бурят и чередуют через один ряд, размещая на расстоянии друг от друга, ряды горизонтальных эксплуатационных скважин и ряды горизонтальных нагнетательных скважин. При этом горизонтальные стволы эксплуатационных скважин и горизонтальные стволы нагнетательных скважин располагают по направлению минимального горизонтального напряжения в пласте так, чтобы обеспечить распространение трещин гидроразрыва перпендикулярно направлению горизонтальных стволов скважин. В обсадных колоннах нагнетательных и эксплуатационных скважин устанавливают по меньшей мере два порта гидроразрыва пласта, расположенных на расстоянии друг от друга и обеспечивающих сообщение между скважинами и пластом. Общими признаками заявленного технического решения с известным способом является бурение горизонтальных эксплуатационных скважин (добывающие скважины с горизонтальными секциями), горизонтальных стволов нагнетательных скважин (нагнетательные скважины с горизонтальными секциями), проведение гидроразрыва (многостадийный гидроразрыв пласта), установка по меньшей мере двух портов гидроразрыва пласта (с установкой портов).
Недостатком известного способа является невысокая продуктивность добывающих скважин в результате неравномерной и на некоторых участках низкой приемистостью нагнетательных скважин. В результате при неравномерном распределении профиля заводнения по портам не обеспечивается максимальная нефтеотдача пласта.
Известен способ разработки нефтяной залежи по патенту RU 2394981 (дата публикации: 20.07.2010, МПК Е21В 43/20, Е21В 7/06). Способ разработки нефтяной залежи включает разбуривание залежи вертикальными и/или наклонными скважинами, отбор продукции через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, бурение в добывающих скважинах из вертикального или наклонного ствола бокового ствола и отбор продукции из обоих стволов. При бурении бокового ствола интервал зарезки бокового ствола выбирают ниже зон поглощений и интенсивных водопроявлений, ниже зон осыпаний неустойчивых горных пород, ниже уровня жидкости в скважине. Боковой ствол забуривают в интервале плотных, непроницаемых, бесприточных пластов. Общими признаками заявленного способа и известного способа разработки залежи является разбуривание залежи скважинами, отбор продукта через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, бурение бокового ствола скважины, отбор продукции.
Недостатком известного способа является недостаточная нефтеотдача пласта и как следствие низкая продуктивность добывающих скважин за счет отсутствия равномерного распределения рабочей жидкости в пласте через нагнетательные скважины.
Техническим результатом является повышение продуктивности добывающих скважин с горизонтальными секциями, в частности повышение извлечения углеводородов (нефтеотдачи) пластов при разработке низкопроницаемых коллекторов.
Низкопроницаемыми коллекторами являются нефтяные месторождения с низким коэффициентом нефтеотдачи. Коэффициент нефтеотдачи объектов с низкопроницаемыми коллекторами в настоящее время не превышает 6%.
Технический результат достигается за счет применения способа разработки низкопроницаемого коллектора, при котором осуществляют:
бурение скважин с горизонтальной секцией;
многостадийный гидравлический разрыв пласта (МГРП) в горизонтальных секциях скважин с размещением портов; эксплуатацию скважин на истощение;
запуск рабочей жидкости в режиме нагнетания по крайней мере в одну из скважин (нагнетательная скважина);
контроль обводнения продукции в скважинах, работающих в режиме добычи (добывающие скважины);
определение добывающей скважины, в которой произошло обводнение продукции более чем на 15% за месяц;
проведение промыслово-геофизических исследований и определение приемистости по портам по крайней мере в одной нагнетательной скважине, соседней с добывающей скважиной, в которой произошло обводнение продукции более чем на 15% за месяц;
остановку нагнетательной скважины, которая привела к обводнению продукции в добывающей скважине;
проведение зарезки по меньшей мере одного бокового ствола (ЗБС) от основного ствола в данной нагнетательной скважине;
размещение портов в боковом стволе нагнетательной скважины в зонах, находящихся ближе к портам основного ствола нагнетательной скважины, на которых приемистость меньше 60% максимального значения приемистости по одному порту основного ствола нагнетательной скважины, чем к портам с приемистостью выше указанного порога;
закачку рабочей жидкости в боковой ствол нагнетательной скважины при штуцировании или при остановке основного ствола нагнетательной скважины.
Таким образом, технический результат достигается за счет обеспечения выравнивания профиля заводнения в пласте при проведении забуривания бокового ствола нагнетательной скважины и установки портов для дополнительного повышения заводнения в зонах с недостаточной приемистостью основного ствола нагнетательной скважины.
При штуцировании основного ствола нагнетательной скважины профиль заводнения выравнивается за счет суммарной распределенной работы основного и бокового стволов нагнетательной скважины. При этом уменьшается расход рабочей жидкости по основному стволу, что позволяет снизить обводненность продукции через порт основного ствола, по которому обеспечивается максимальная приемистость, например в результате авто-ГРП.
При остановке основного ствола нагнетательной скважины ранее созданный фронт (профиль) заводнения в пласте дополняют работой портов ЗБС, расположенных в зонах недостаточного заводнения, тем самым сдвигая в данных зонах фронт заводнения к добывающей скважине.
Бурение скважин могут осуществлять перпендикулярно максимальному пластовому напряжению. Горизонтальные секции скважин (добывающих и нагнетательных) могут быть расположены взаимо параллельно.
Соотношение количества нагнетательных скважин к количеству добывающих скважин может находиться в диапазоне от 1:1 до 1:3.
Соотношение количества добывающих скважин к количеству нагнетательных скважин может находиться в диапазоне от 1:1 до 1:3. Предпочтительно соотношение 1:2 добывающих скважин к нагнетательным соответственно.
Нагнетательные скважины могут быть расположены с чередованием через одну, две или три добывающие скважины.
Добывающие скважины могут быть расположены с чередованием через одну, две или три нагнетательные скважины.
Расстояние между горизонтальными секциями скважин может находиться в диапазоне от 700 м до 1500 м.
После проведения зарезки по меньшей мере одного бокового ствола от основного ствола нагнетательной скважины до закачки рабочей жидкости в боковой ствол нагнетательной скважины могут проводить отработку бокового ствола нагнетательной скважины.
Промыслово-геофизические исследования могут проводить в соседней с добывающей скважиной нагнетательной скважине, по которой получено обводнение продукции, т.е. расположенной ближе к добывающей скважине, чем другие нагнетательные скважины.
При осуществлении способа могут дополнительно определять обводненность (степень обводнения) продукции в результате прорыва из нагнетательной скважины в добывающую скважину с помощью датчиков давления.
При осуществлении способа в зонах дальнейшего размещения портов в боковом стволе нагнетательной скважины проводят многостадийный гидравлический разрыв пласта.
Скважины (добывающие или нагнетательные) могут быть выполнены обсаженными или необсаженными.
Способ разработки низкопроницаемых коллекторов поясняется фигурами:
на фиг. 1 - этап эксплуатации скважин на истощение;
на фиг. 2 - этап запуска рабочей жидкости в режиме нагнетания в две скважины (нагнетательные скважины);
на фиг. 3 - этап проведения зарезки по одному боковому стволу (ЗБС) от основного ствола нагнетательной скважины и заводнения через него;
на фиг. 4 - система поддержания пластового давления (ППД) на примере добывающей скважины ГС 1Д и нагнетательной скважины ГС 1Н;
на фиг. 5 - распределение приемистости по портам (П1, П2, П3, П4, П5) основного ствола нагнетательной скважины;
на фиг. 6 - динамика изменения дебита, приемистости и обводненности (обводнения) нагнетательной скважины ГС 1Н и добывающей скважины ГС 1Д;
на фиг. 7 - распределение приемистости по портам (П1, П2, П3, П4, П5) основного ствола нагнетательной скважины после проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ).
Под геолого-техническими мероприятиями в данном случае понимается проведение зарезки бокового ствола нагнетательной скважины и проведение заводнения.
Способ разработки низкопроницаемого коллектора осуществляют следующим образом.
Производят бурение скважин с горизонтальной секцией (фиг. 1). Длина горизонтальной секции скважин в среднем составляет 1000 м. Рекомендуется располагать горизонтальные секции скважин на расстоянии не менее 500 м. друг от друга Осуществляют многостадийный гидравлический разрыв пласта в горизонтальных секциях скважин с размещением портов. Далее осуществляют эксплуатацию скважин на истощение до падения дебита нефти ниже 1 тонны/порт скважины с МГРП (фиг. 1). После проведения отработки скважин на истощение осуществляют запуск рабочей жидкости в режиме нагнетания по меньшей мере в одну скважину. На фиг. 2 видно, что в режим нагнетания выведена скважина 1, а вторая скважина работает в режиме эксплуатации (добывающая скважина 2).
На фиг. 4 представлен участок разработки месторождения, на котором обозначены две скважины: добывающая скважина ГС 1Д и нагнетательная скважина ГС 1Н. На нагнетательной скважине выполнено пять портов. При работе скважины ГС 1Н в режиме нагнетания распределение приемистости по портам выглядит, как представлено на фиг. 5.
Приемистость по порту П5 составляет 40% от общей приемистости основного ствола нагнетательной скважины, по порту П4 - 25%, по порту П3 - 10%, по порту П2 - 15%, по порту П1 - 10%.
На фиг. 6 представлены результаты анализа разработки нагнетательной скважины ГС 1Н и добывающей скважины ГС 1Д в течении нескольких лет.
Степень обводнения продукции может быть более 15%, т.е. 20%, 25% и т.д.
При мониторинге обводненности (обводнения) продукции в скважинах, работающих в режиме добычи (добывающие скважины), установлено, что рост обводненности (В) продукции за октябрь составляет 18% (фиг. 6). Реакция на изменение режима ГС 1Д видна через месяц - рост дебита жидкости и дебита нефти.
При установлении обводненности продукции в добывающей скважине ГС 1Д выше 15% проводят промыслово-геофизические исследования в соседней нагнетательной скважине ГС 1Н, расположенной ближе, чем другие нагнетательные скважины (на фиг. не обозначены). В результате промыслово-геофизических исследований определяют зону прорыва рабочей жидкости в добывающую скважину ГС 1Д. В приведенном варианте на участке расположения порта П5 скважины ГС 1Н замечена максимальная приемистость нагнетательной скважины 40% от общей приемистости. После определения наиболее «нагруженного» порта нагнетательной скважины, через который происходит прорыв, осуществляют остановку нагнетательной скважины ГС 1Н.
В дальнейшем осуществляют зарезку бокового ствола 3 (ЗБС) (фиг. 3) от основного ствола нагнетательной скважины ГС 1Н и отработку бокового ствола 3 в случае наличия притока нефти в продукции скважины с ЗБС (фиг. 4). При этом осуществляют размещение портов П1', П2', П3' в боковом стволе нагнетательной скважины ГС 1Н в зонах, максимально приближенных (находящихся ближе) к портам (П1, П2, ПЗ) основного ствола нагнетательной скважины ГС 1Н, на которых приемистость меньше 60% максимального значения приемистости по одному порту П5 основного ствола нагнетательной скважины. На фиг. 5 видно, что максимальная приемистость обеспечена на порту П5 и составляет 40%. В данном случае в зоне, приближенной к портам, на которых приемистость составляет меньше 24% (т.е. 60% от 40%), необходимо установить порты на боковом стволе скважины ГС 1Н. В приведенном примере такими портами являются порты: П1, П2 и П3, т.к. на них приемистость составляет 10%, 15% и 10% соответственно.
В данном примере закачку рабочей жидкости в боковой ствол нагнетательной скважины ГС 1Н осуществляют при штуцировании основного ствола нагнетательной скважины ГС 1Н. Результаты выравненной приемистости по портам нагнетательной скважины ГС 1Н представлены на фиг. 7.
На фиг. 7 видно, что распределение приемистости после проведения заявленного ГТМ обеспечило увеличение приемистости на хвосте нагнетательной скважины при уменьшении приемистости на портах, по которым вероятнее всего возникает обводнение продукта в добывающей скважине.
В результате видно, что при предотвращении обводненности продукции при использовании изобретения обеспечивается повышение приемистости на ранее менее задействованных портах нагнетательной скважины 1. Следовательно, за счет выравнивания профиля 4 заводнения пласта от нагнетательной скважины 1 повышается продуктивность в соседней добывающей скважине 2 (фиг. 2, фиг. 3).
Основной и боковой стволы нагнетательной скважины предпочтительно выполнять обсаженными (с обсадными колоннами скважин), т.к. в этом случае обеспечивается более точное распределение приемистости вдоль ствола нагнетательной скважины.
Таким образом за счет выравнивания приемистости нагнетательных скважин при установке портов в боковых скважинах в зонах с минимальной приемистостью основного ствола нагнетательной скважины обеспечивается повышение нефтеотдачи пласта в добывающие скважины.