СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ ПРИ НАЛИЧИИ ВЫСОКОПРОНИЦАЕМОГО ПРОПЛАСТКА С ПРИМЕНЕНИЕМ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА
METHOD OF MULTI-LAYERED OIL FIELD DEVELOPMENT WITH PRESENTS OF HIGHLY PERMEABLE INTERLAYER USING HYDRAULIC FRACTURING

Изобретение относится к области разработки многопластовых нефтяных месторождений и может быть использовано в нефтегазовой промышленности.
При наличии в разрезе пласта нескольких пропластков, один из которых имеет проницаемость значительно выше остальных, отбор нефти идет в основном из высокопроницаемого пропластка. В случае закачки воды для поддержания пластового давления происходит ускоренный прорыв воды по высокопроницаемому пропластку и снижение производительности скважины и, как следствие, снижение темпа отбора запасов.
Известен способ разработки многопластовой нефтяной залежи [1], включающий разделение пластов на две группы: в первую группу включают пласты с более высокой проницаемостью (так называемый суперколлектор), во вторую - менее проницаемые пласты, проводят отбор нефти из пластов через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, пробуренные в пласты второй группы, которые затем останавливают, бурят нагнетательные скважины непосредственно в суперколлектор и/или используют нагнетательные скважины, пробуренные в суперколлектор, при этом ликвидируют гидродинамическую связь добывающих скважин непосредственно с суперколлектором, бурят дополнительные добывающие скважины над суперколлектором, закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины в суперколлектор, отбирают нефть через добывающие скважины над суперколлектором. Добывающие скважины при этом выполняют горизонтально.
Недостатком известного способа является низкая по добыче нефти эффективность горизонтальных скважин в прерывистых многослоистых пластах, т.е. они не обеспечивают достаточный охват пропластков, что подтверждается многими исследованиями, проведенными специалистами различных предприятий [2, 3, 4].
Во-вторых, при закачке рабочего агента в суперколлектор возможен опережающий прорыв рабочего агента в соседние скважины. При превышении вертикального градиента давления на цементное кольцо будут происходить перетоки по заколонному пространству в ранее пробуренные добывающие скважины [5], эффективность вытеснения нефти и воздействие давлением на добычу в горизонтальных скважинах будет снижена.
В-третьих, в данной ситуации не используется ГРП, что является высокоэффективным способом увеличения проницаемости в низкопроницаемом коллекторе. В прерывистых пластах при наличии большого количества глинистых разделов (перемычек) без проведения ГРП невозможно создать вертикальную фильтрацию и повысить эффективность разработки такого типа залежи.
Известно техническое решение на «Способ разработки многопластовой нефтяной залежи с применением гидравлического разрыва пласта» (6), включающее закачку через нагнетательные скважины вытесняющего агента, отбор через эксплуатационные скважины флюидов и осуществление гидравлического разрыва пласта, проводимого комплексно на всей совокупности нагнетательных и эксплуатационных скважин, при этом направление трещин гидроразрыва задают подбором зенитных и азимутальных углов проводки нагнетательных и эксплуатационных скважин из расчета исключения неоднородности фильтрационных потоков, при этом предлагается обработка трещин гидроразрыва для увеличения их эффективной работы.
Изобретение позволяет увеличить коэффициент нефтеизвлечения за счет снижения остаточной нефтенасыщенности.
Однако ГРП проводится комплексно по всем пластам, что влечет за собой неравномерную выработку.
Недостатком является и то, что с увеличением зенитного угла уменьшается градиент давления гидроразрыва пласта, что сказывается на качестве (размерах) трещины.
Вхождение ствола скважины с зенитным углом в наклонно направленных скважинах снижает качество цементирования в интервалах между эксплуатационным объектом и водоносным пластом.
Таким образом, вхождение наклонного ствола скважины в эксплуатационный объект не позволяет создать качественное цементное кольцо в заколонном пространстве и оптимальную трещину после проведения гидроразрыва пласта.
Задачей изобретения является снижение неравномерной выработки пластов многопластовой залежи, обеспечение качественного отбора путем выделения высокопроницаемого пропластка, исключения его первоначальной перфорации и проведения гидроразрыва в соседних зонах с размещением в продуктивном пласте вертикального ствола скважины для повышения качества цементирования и создания оптимальной трещины гидроразрыва.
Задача решается тем, что в способе разработки многопластовой нефтяной залежи при наличии высокопроницаемого пропластка с применением ГРП, с закачкой вытесняющего агента через нагнетательные сважины отбор пластовых флюидов через эксплуатационные скважины, осуществление гидравлического разрыва пласта с получением эффективной трещины гидроразрыва, гидроразрыв проводят не сразу по всем пропласткам, а избирательно, в зоне низкопроницаемых пластов, исключая перфорацию высокопроницаемого пласта с проницаемостью в три и более раза выше средней по пластам, далее после проектного отбора запасов нефти проводят перфорацию высокопроницаемого пласта с последующей эксплуатацией последнего, выполняют ствол для вертикального вхождения в эксплуатационный объект с максимальным градиентом давления разрыва для создания оптимальной трещины гидроразрыва, при этом одновременно в нагнетательном фонде скважин проводят гидроразрыв в интервалах с низкой проницаемостью; для получения вертикальной фильтрации между высокопроницаемым пропластком (неперфорированным) и низкопроницаемым проводят боковой горизонтальный ствол в низкопроницаемом интервале с последующим поинтервальным гидроразрывом.
Результатом применения изобретения является повышение эффективности разработки многопластовой нефтяной залежи при наличии высокопроницаемого пропластка, превышающего среднюю проницаемость по пласту в три и более раза.
Наилучшие результаты качественного цементирования интервала эксплуатационного объекта получены при вертикальном вхождении ствола скважины в пласт [7]. Промысловым анализом определено влияние зенитного угла на градиент давления разрыва [8], найдена обратная зависимость между этими параметрами: с увеличением зенитного угла уменьшается градиент давления гидроразрыва и, следовательно, давление разрыва будет минимальным и недостаточным для развития трещины. Достичь разрыва пласта в скважинах с минимальным зенитным углом можно при большем давлении, что позволит не только получить разрыв, но и создать качественную трещину за счет давления, затрачиваемого на развитие трещины.
Проведенные модельные исследования выявили удовлетворительную зависимость между проводимостью трещины и величиной зенитного угла, а анализ влияния зенитного угла ствола скважины в эксплуатационном объекте на производительность скважины также подтвердил, что скважины с вертикальным вхождением ствола скважины в пласт имеют лучшую производительность, чем скважины с максимальным зенитным углом. Таким образом, вертикальное вхождение ствола скважины в продуктивный пласт снимает вопрос подбора зенитного и азимутального угла при проводке скважин [9]. При проектировании скважин на кустовых площадках выбор зенитного угла и азимутального направления не реален.
10
Для обоснования технического решения проведен промысловый анализ эффективности гидравлического разрыва пласта на Талинской площади Красноленинского месторождения. Эксплуатационный объект ЮК в среднем имеет четыре пропластка, один из которых имеет высокую проницаемость, превышающую среднюю по пласту в три и более раз, и является суперколлектором.
10
На фиг.1 показана зависимость между начальным дебитом жидкости и максимальной проницаемостью суперколлектора в пласте ЮК.
10
На фиг.2 показана зависимость между удельным дебитом жидкости на тонну пропанта и максимальной проницаемостью суперколлектора в пласте ЮК.
10
На фиг.3 - пример двухэтапной разработки пласта ЮК Талинского месторождения Красноленинской площади скв.2720.
На фиг.4 - пример создания вертикальной фильтрации на скв.2720 Талинского месторождения Красноленинской площади.
10
10
Получена зависимость (фиг.1) между начальным дебитом жидкости и максимальной проницаемостью суперколлектора пласта ЮК. В анализе участвовало свыше 300 скважин, построенных на пласт ЮК. Промысловые материалы обработаны согласно (9). Как видно, между дебитом жидкости и максимальной проницаемостью суперколлектора существует обратная зависимость с корреляционным отношением, равным 0,6.
Рассмотрена зависимость между начальным удельным дебитом жидкости на тонну пропанта и максимальной проницаемостью (фиг.2). Получена обратная зависимость с корреляционным отношением, равным 0,7.
Такой вывод о наличии обратной зависимости дебита жидкости от максимальной проницаемости суперколлектора связан с особенностью формирования трещины при наличии в коллекторе высокопроницаемого пропластка.
Рассмотрена зависимость между начальным удельным дебитом жидкости на тонну пропанта и средней проницаемостью по разрезу. Практически нет связи между этими параметрами (корреляционное отношение 0,13). Такое положение, возможно, связано с тем, что приоритетом при создании трещины ГРП является интервал высокопроницаемого пропластка, а не матрица коллектора.
Данный вывод позволяет обосновать техническое решение по разработке многопластовой залежи, имеющей высокопроницаемый пропласток и превышающий среднюю проницаемость пласта в три и более раза.
Таким образом, предлагается на многопластовой залежи, имеющей высокопроницаемый пропласток, производить в низкопроницаемом интервале, разделенном глинистым разделом, гидравлический разрыв пласта. Для повышения качества цементирования и создания оптимальной трещины гидроразрыв ствол скважины в зоне продуктивного (эксплуатационного пласта) проводится вертикально. После отбора проектного объема нефти из низкопроницаемого интервала вскрывается перфорацией высокопроницаемый пропласток. Для создания вертикальной фильтрации в высокопроницаемый пропласток бурится в низкопроницаемом интервале боковой горизонтальный ствол с последующим поинтервальным гидроразрывом с предварительной резкой щелевых каналов.
Данное технологическое решение позволит добыть дополнительный объем нефти из низкопроницаемого интервала пласта и повысить коэффициент нефтеотдачи пласта в целом на 5-7%, что видно из диаграммы, где идет активное вовлечение в выработку низкопроницаемого участка с проницаемостью 41 мД за счет использования предлагаемого способа, создания вертикальной фильтрации из суперколлектора в низкопроницаемый участок пласта.
Таким образом, изобретение позволяет снизить неравномерность выработки пластов многопластовой залежи и обеспечить максимальный отбор флюидов.
Источники информации:
1. Способ разработки многопластовой нефтяной залежи. №2170344 Е21В 43/20. публ. 2001.07.10 - аналог.
2.Саунин В.И. Выбор конструкции забоя и технологии заканчивания скважин на нефтяных месторождениях Западной Сибири. Нефтяное хозяйство, №12, 2004 г., с.64-67.
3.Проект разработки Кошильского месторождения. ООО "ТННЦ", 2006 г.
4. Каневская Р.Д., Дияшев И.Р., Некипелов Ю.В. (ОАО "Сибнефть", НииПП «ИНПЕТРО») Применение гидравлического разрыва пласта для интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи, Нефтяное хозяйство N5, 2002 г., с.96-100.
5.Технологический регламент по технологии гидравлического разрыва пласта для интенсификации притока пластового флюида. РД 00158758-212-2000, Тюмень, 2001 г., с.68.
6. Способ разработки нефтегазовой залежи с применением гидравлического разрыва пласта. №2135750 Е21В 43/20, 43/26. Публ. 27.08.1999 - прототип.
7. Разработка и внедрение требований к разобщению продуктивных пластов с подошвенной водой при заканчивании скважин на месторождениях Западной Сибири. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук, Тюмень, 1984 г., с.162.
8. Саунин В.И., Ягафаров А.К. ЗАО «ТННЦ» Оценка напряженности геологической среды и ее влияние на эффективность строительства скважин. Проблемы геологии и разработки нефтегазовых месторождений. (Сборник научных трудов ЗАО Тюменский нефтяной научный центр", посвященный 5-летию образования Центра). - Тюмень, 2006. - 412 с.
9. Щиголев Б.М. Математическая обработка наблюдений, М., Наука, 1969 г., с.344.