СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЗАЛЕЖИ УГЛЕВОДОРОДОВ
METHOD TO OPERATE HYDROCARBON ACCUMULATION

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано на завершающей стадии разработки массивных и пластово-массивных залежей, имеющих покрышку большой толщины и подстилаемых активно внедряющейся в продуктивную часть пласта подошвенной водой, в частности для увеличения дренирующей площади призабойной зоны пласта (ПЗП).
Широко известны способы эксплуатации углеводородных залежей с применением горизонтальных скважин (ГС), с помощью которых ведется бурение боковых стволов (БС) из простаивающего, обводненного и низкодебитного фонда скважин [Бердин Т.Г. Проектирование разработки нефтегазовых месторождений системами горизонтальных скважин. - М.: Недра, 2001. - С.78].
Недостатком этого способа является то, что при эксплуатации залежи с активной подошвенной водой возможно обводнение вновь пробуренных БС, причем из-за небольшой дренируемой площади ПЗП конечный коэффициент нефтегазоотдачи таких БС не высок.
Из известных способов эксплуатации углеводородных залежей, близких к заявляемому, является способ, включающий прокладку ГС, перфорацию ее и формирование трещин с помощью гидравлического разрыва пласта (ГРП) [Первые аспекты целесообразности применения горизонтальных скважин на газонефтяных месторождениях Украины. / Бойко Р.Ф., Бойко B.C. - Ивано-Франковск, 1997. - С.19].
Недостатком этого способа является то, что при эксплуатации залежи с активной подошвенной водой возможно обводнение ГС, причем из-за небольшой дренируемой площади ПЗП конечный коэффициент их нефтегазоотдачи в среднем не превышает 90-92%.
Одним из близких известных способов эксплуатации углеводородных залежей к заявляемому является способ, включающий прокладку ГС, перфорацию ее и формирование трещин с помощью ГРП в продуктивном пласте, проводимого последовательно, начиная с конца, дальнего от вертикального участка скважины, путем изоляции каждого перфорируемого интервала от остальной колонны пакером и последующую эксплуатацию ГС через трещины разрыва пласта [пат. РФ. №2305755, Е21В 43/00, 43/26].
Недостатком этого способа является то, что при эксплуатации залежи с активной подошвенной водой из-за небольшой дренируемой площади ПЗП конечный коэффициент их нефтегазоотдачи в среднем не превышает 90-92%.
Наиболее близким из известных способов эксплуатации углеводородных залежей к заявляемому, выбранным в качестве прототипа, является способ, включающий прокладку ГС, перфорацию ее и формирование трещин с помощью ГРП в продуктивном пласте, проводимого последовательно, начиная с конца, дальнего от вертикального участка скважины, путем изоляции каждого перфорируемого интервала от остальной колонны пакером и последовательного наращивания величины давления разрыва, начиная с дальнего конца скважины, от минимально возможной расчетной его величины до максимально возможной величины и последующую эксплуатацию ГС через трещины разрыва пласта, причем пакеры для изоляции перфорируемых интервалов спускают на гибкой трубе (ГТ), а ГРП и подготовительно-заключительные работы (ПЗР) по закачиванию проппанта для закрепления трещин разрыва в раскрытом положении и вымывания остатков проппанта после завершения ГРП осуществляют за один цикл перемещением ГТ по горизонтальному участку, начиная с дальнего конца, при этом максимальное давление разрыва принимают величиной, не превышающей предельно-допустимой величины по разрушению скелета горной породы данного пласта, а эксплуатацию залежи осуществляют при депрессиях на пласт, не допускающих подтягивание подошвенной воды [пат. РФ. №2366805, Е21В 43/16, 43/26].
3
При существующих способах разработки и эксплуатации месторождений увеличить дренируемую площадь ПЗП и повысить величину конечного коэффициента нефтегазоотдачи не удается ввиду узости дренируемой площади ПЗП одной ГС и массового обводнения добывающих скважин, обусловленного подтягиванием водяного конуса подошвенной воды или поднятием нефте- или газоводяного контакта к интервалам перфорации скважин через негерметичный цементный камень их заколонного пространства. Дорогостоящие капитальные ремонты по ликвидации притока пластовых вод и промывке песчаных пробок в скважинах делают в конечном итоге добычу нефти или газа из такой залежи нерентабельной. Но увеличение только на один процент нефтегазоотдачи по таким месторождениям, как Медвежье, Уренгойское и Ямбургское, позволит дополнительно добывать углеводородное сырье в объеме более 100 млрд. м, что равносильно открытию нового месторождения.
Повысить коэффициент конечной промышленной нефтегазоотдачи объективно не позволяют следующие обстоятельства: необходимость создания перепадов давления внутри самого продуктивного пласта для обеспечения притоков нефти или газа к скважинам, что, в свою очередь, интенсифицирует приток пластовой воды, а также приводит к разрушению коллектора при падении пластового давления и увлажнения его внедряющейся пластовой водой.
Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в увеличении дренируемой площади ПЗП.
Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в увеличении дренируемой площади ПЗП и обеспечении максимально возможной добычи нефти или газа из залежи углеводородов.
Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в известном способе эксплуатации залежи углеводородов, включающем прокладку ГС, перфорацию ее и формирование трещин с помощью ГРП, последующую эксплуатацию ГС через трещины разрыва пласта, в отличии от прототипа, при эксплуатации залежи с активной подошвенной водой и низким коэффициентом нефтегазоотдачи в ГС параллельно плоскости газо- или нефтеводяного контакта бурятся один или несколько БС, в которых проводится ГРП, при этом ГРП в каждом интервале БС осуществляют от минимально возможной расчетной его величины в дальнем от горизонтального ствола участке до максимально возможной величины в наиболее близком участке, причем максимальное давление разрыва принимают величиной, не превышающей предельно-допустимой величины по разрушению скелета горной породы в зоне расположения данного бокового ствола, а эксплуатацию залежи осуществляют при депрессиях на пласт, не допускающих подтягивание подошвенной воды. При этом пакеры для изоляции перфорируемых интервалов спускаются и устанавливаются на гибкой трубе, а гидравлический разрыв пласта и все подготовительно-заключительные операции по закачиванию проппанта, закрепляющего трещину разрыва в раскрытом положении, и вымыванию остатков проппанта после завершения гидравлического разрыва осуществляется за один цикл путем перемещения гибкой трубы по боковому стволу, начиная с конца, дальнего от горизонтального ствола скважины.
Отличительным признаком заявляемого изобретения является увеличение дренируемой площади ПЗП, расположенной в плоскости, параллельной площади газо- или нефтеводяного контакта.
На фиг. показана схема реализации заявляемого способа: 1 - вертикальный участок ГС, 2 - горизонтальный участок ГС, 3 - трещины разрыва из ГС, 4 - первый БС, 5 - трещины разрыва из первого БС, 6 - второй БС, 7 - трещины разрыва из второго БС, 8 - газо- или нефтеводяной контакт, 9 - продуктивная часть пласта; 10 - обводненная часть пласта, 11 - кровля пласта.
Способ реализуется следующим образом. после завершения бурения и крепления ГС ее горизонтальный участок 2, который может размещаться как в кровле 11 пласта, так и в верхней продуктивной части 9 пласта, удаленном от обводненной части 10 пласта на расстоянии не менее, чем на 2-5 м, перфорируется в тех интервалах, где предполагается осуществить ГРП. Таких перфорированных интервалов может быть несколько, изолированных или не изолированных друг от друга заколонными пакерами (не показано).
В скважину спускают гибкую трубу (не показано) с установленными на ней одним или несколькими изоляционными пакерами (не показано) до самого удаленного от основного вертикального участка 1 интервала горизонтального участка 2 ГС. Проводят запакеровку (приведение в рабочее положение) изоляционных пакеров, отсекающих выбранный интервал от остальной части горизонтального участка ствола. После этого в выбранном интервале проводят ГРП с минимально возможной расчетной величиной давления разрыва. В образовавшуюся трещину разрыва 3 закачивают жидкость-песконоситель, осуществляя закрепление трещины разрыва 3 проппантом. Изоляционные пакеры распакеровывают (приводятся в транспортное положение) и остатки проппанта, не проникшего в трещину разрыва 3, удаляют из скважины в процессе ее промывки. Затем гибкую трубу перемещают по горизонтальному участку 2 ГС в следующий выбранный интервал, ближе к основному вертикальному участку 1, вновь проводятся запакеровку изоляционных пакеров и ГРП. В процессе проведения ГРП давление разрыва последовательно увеличивают от минимально возможной расчетной его величины на удаленном от основного вертикального участка 1 в интервале до максимально возможной, но не превышающей предельно-допустимой величины, при которой продуктивный пласт начнет разрушаться, на близком к основному вертикальному участку 1 интервале. При проведении работ в такой последовательности будет соблюдено условие, позволяющее осуществлять гидроразрыв пласта и все ПЗР по закачиванию проппанта, закрепляющего трещину разрыва 3 в раскрытом положении, и вымыванию остатков проппанта, не вошедших в трещину разрыва 3, после завершения гидроразрыва пласта за один цикл.
Параллельно плоскости газо- или нефтеводяного контакта 8 бурят один или несколько боковых стволов. После этого в скважину повторно спускается гибкая труба (не показано) с установленными на ней одним или несколькими изоляционными пакерами (не показано). С помощью уипстока (не показано), размещенного в боковом стволе и предназначенного для направления гибкой трубы в искривленный участок ствола из основного ствола, гибкую трубу вводят в выбранный, например, первый боковой ствол 4, перемещают по нему до самого удаленного от горизонтального участка 2 интервала. В первом боковом стволе 4 проводят запакеровку изоляционных пакеров, отсекающих выбранный интервал от остальной части первого бокового ствола 4. После этого в выбранном интервале первого бокового ствола 4 проводят гидроразрыв пласта, в образовавшуюся трещину разрыва 5 закачивают жидкость-песконоситель, осуществляя закрепление трещины разрыва 5 проппантом. Изоляционные пакеры распакеровываются и остатки проппанта, не проникшего в трещину разрыва 5, удаляютя из скважины в процессе ее промывки. Затем гибкую трубу перемещают по первому боковому стволу 4 в следующий выбранный интервал, ближе к горизонтальному участку 2 ГС, вновь проводят запакеровку изоляционных пакеров и гидроразрыв пласта (ГРП).
При этом ГРП в каждом интервале бокового ствола осуществляют от минимально возможной расчетной его величины в дальнем от горизонтального участка 2 ГС до максимально возможной величины в наиболее близком участке, причем максимальное давление разрыва принимают величиной, не превышающей предельно-допустимой величины по разрушению скелета горной породы в зоне расположения данного БС, а эксплуатацию залежи осуществляют при депрессиях на пласт, не допускающих подтягивание подошвенной воды.
Далее по аналогичной технологии проводится ГРП во всех остальных БС ГС, например, второго БС 6. Последующую эксплуатацию горизонтальной скважины, расположенной в залежи с активной подошвенной водой и низким коэффициентом нефтегазоотдачи осуществляют через трещины разрыва пласта.
Реализация заявляемого изобретения позволяет повысить коэффициент конечной нефтегазоотдачи за счет увеличения дренируемой площади ПЗП и при этом не обводнить скважину, при этом гидравлический разрыв пласта и все подготовительно-заключительные операции по закачиванию проппанта, закрепляющего трещину разрыва в раскрытом положении, и вымыванию остатков проппанта после завершения гидравлического разрыва осуществляют за один цикл путем перемещения гибкой трубы по боковому стволу, начиная с конца, дальнего от горизонтального ствола скважины.