Способ разработки проницаемых верхнеюрских отложений с использованием горизонтальных скважин с МСГРП и поддержания пластового давления за счет высоконапорной закачки воздуха
METHOD FOR DEVELOPMENT OF PERMEABLE UPPER JURASSIC DEPOSITS USING HORIZONTAL WELLS WITH MULTI-STAGE HYDRAULIC FRACTURING AND MAINTAINING RESERVOIR PRESSURE DUE TO HIGH-PRESSURE AIR INJECTION

Область техники
Предлагаемое изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, и может быть использовано при разработке трудноизвлекаемыхколлекторов, а именно для разработки верхнеюрских отложений. В настоящее время ведется большая исследовательская работа в области поиска методов разработки керогеносодержащих коллекторов. Одним из направлений подобной работы является поиск способов поддержания пластового давления в проницаемой части разреза и стабилизации фронта вытеснения с учетом особенностей строения верхнеюрских отложений.
Уровень техники
Известен способ разработки нефтяного месторождения [RU 2139421 С1, дата публикации 10.10.1999], включающий в себя нагнетание кислородсодержащей смеси через нагнетательную скважину и создание в пласте зоны окисления нефти. При температуре пласта выше 65°С создают в нем зону окисления с радиусом не менее радиуса (R) зоны полного потребления кислорода в пласте при перемещении зоны окисления по направлению к добывающей скважине. Недостатком данного способа является неравномерность распространения зон дренирования, а также небезопасность процесса закачки рабочего агента, за счет возможности появления кислорода в добывающих скважинах.
Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти [RU 2304707 С1, дата публикации 20.08.2007]. Способ включает в себя бурение нагнетательной скважины в сводовой части залежи, циклическую закачку пара с воздухом, и добычей нефти из нижележащих по пласту скважин. Недостатком данного способа является ограничение его использования в нетрадиционных коллекторах верхнеюрских отложений, отсутствие системы мониторинга фронта вытеснения, прорыва нагнетательного агента, а также использование в качестве добывающих вертикальные скважины без ГРП.
Известен способ разработки нефтекерогеносодержащих месторождений [RU 2418944 С1, дата публикации 20.05.2011], включающий создание в пласте зоны внутрипластовых окислительных и термодинамических процессов, отличающийся тем, что в пласт закачивают через нагнетательную скважину кислородосодержащую водовоздушную смесь, а термогидродинамические процессы регулируют величиной водовоздушного отношения кислородосодержащей смеси из условия прогрева зоны пласта до температуры не ниже 250°С. Подобная технология имеет один существенный недостаток. Так закачиваемый воздух и продукты реакции за счет гравитационной сепарации занимают более верхнюю часть пласта, что приводит к преждевременным прорывам газа. Так за счет более высоких гипсометрической отметки происходит преждевременный прорыв газа по сравнению с скважинами, находящимися на тех же отметках, что и воздухонагнетательная скважина.
Наиболее близким аналогом заявленного изобретения является способ [RU 2565613 С1, дата публикации 20.10.2015], в котором сооружают вертикальную нагнетательную скважину и добывающую скважину с горизонтальным участком. Горизонтальный участок скважины расположен в подошвенной части залежи, а забой вертикальной скважины расположен над забоем горизонтального участка скважины. Горизонтальный участок скважины разделяют на зоны по направлению от устья к забою с помощью отверстий на фильтре, расположенных в продольных рядах, несовпадающих друг с другом. Внутри фильтра устанавливают хвостовик с продольным рядом отверстий, отверстия которого расположены во всех зонах горизонтального участка скважины. Продольный ряд отверстий хвостовика при повороте технологической колонны труб с устья скважины может быть совмещен только с одним из продольных рядов фильтра, что позволяет выборочно открывать и перекрывать доступ в зоны скважины.
Недостатком данного способа является то что в таком способе необходимо сооружать вертикальную нагнетательную скважину для каждой добывающей скважины с горизонтальным участком, что увеличивает сложность способа и количество проводимых операций. Кроме того, использование комбинации фильтра с хвостовиком для открывания и закрывания отверстий в горизонтальном участке скважины неудобно в эксплуатации, поскольку требует точного совмещения отверстий хвостовика с отверстиями фильтра в скважине на глубине, что представляет собой сложную инженерную задачу.
Задачей настоящего изобретения является создание способа разработки верхнеюрских отложений с улучшенными технико-экономическими показателями и продление периода работы добывающих скважин с увеличением конечного коэффициента извлечения нефти (КИН) и контроля положения фронта вытеснения.
Раскрытие сущности изобретения
Технический результат заявленного способа разработки верхнеюрских отложений заключается в существенном улучшении технико-экономических показателей и продлении периода работы добывающих скважин с увеличением конечного КИН и контроля положения фронта вытеснения.
С целью улучшения и оптимизации процесса термогазового воздействия (далее также - ТГВ) и поддержания пластового давления предложена принципиально новая схема расположения нагнетательных и добывающих скважин, а также применена новая комплексная система мониторинга прорыва газа.
Для решения вышеуказанной задачи и достижения технического результата предлагается способ разработки верхнеюрских отложений, в котором:
размещают вертикальную скважину в верхней части локальных структур,
осуществляют перфорацию вертикальной скважины напротив целевого пласта,
размещают несколько добывающих скважин с горизонтальным участком, забой которых находится ниже по структуре, чем перфорация вертикальной скважины напротив целевого пласта,
причем горизонтальные участки добывающих скважин оснащают портами для многостадийного гидроразрыва пласта,
через перфорацию вертикальной скважины нагнетают воздух, а из добывающих скважин добывают нефтесодержащую продукцию,
отличающийся тем, что
до нагнетания воздуха через вертикальную скважину производят многостадийный гидроразрыв пласта через порты в горизонтальных участках добывающих скважин,
при этом добывающие скважины с горизонтальным участком располагают вокруг вертикальной скважины на расстоянии 900-2600 м.
Проведение многостадийного гидроразрыва пласта позволяет улучшить проницаемость пласта и размещать нагнетательную скважину на большем расстоянии от добывающих скважин без снижения эффекта термогазового воздействия на пласт, при этом обеспечивая продление периода работы добывающих скважин с увеличением конечного коэффициента извлечения нефти (КИН). Стимуляция ствола горизонтальной скважины методом многостадийного гидроразрыва пласта позволяет создать сеть трещин во всех типах коллектора верхнеюрских отложений, что в свою очередь позволяет выровнять выработку нефти из разных частей разреза.
Размещение воздухонагнетательной вертикальной скважины в верхней части локальных структур позволяет получить следующие преимущества:
• выровнять фронт вытеснения сгенерированными углеводородными газами и CO2. За счет гравитационного разделения более тяжелые углеводородные газы и CO2 занимают гипсометрически более низкое положение перед фронтом горения. За счет гравитационных сил их расположение в плане будет равномерно;
• уменьшение объема добываемых паразитарных газов N2. За счет гравитационной сепарации;
• более легкие газы, а именно N2 занимает более высокое положение, тем самым снижается объем его добычи и газовый фактор в добывающей скважине;
• при сохранении энергетического баланса (объем закачиваемых газов в пластовых условиях больше на 10% объема добываемых флюидов) газы занимают более высокое положение по структуре, тем самым происходит выравнивание фронта вытеснения и, как следствие, повышается период работы скважин с низким газовым фактором.
Расположение скважин вокруг вертикальной скважины на расстоянии 900-2600 м позволяет использовать одну нагнетательную скважину для создания фронта термогазового воздействия, который будет вытеснять нефть по направлению к горизонтальным стволам добывающих скважин, при этом обеспечивая продление периода работы добывающих скважин с увеличением конечного коэффициента извлечения нефти (КИН). В известных вариантах, ввиду незначительного расстояния между скважинами, пластовое давление быстрее снижается и тем самым, некоторые скважины вводятся уже в зону пониженного пластового давления. В предлагаемом варианте за счет расположения скважин согласно структурному фактору, проведению многостадийного гидроразрыва пласта и увеличению расстояния между скважинами происходит увеличение добычи нефти с меньшим количеством скважин.
Порты для многостадийного гидроразрыва пласта могут представлять собой любые известные из уровня техники порты, которые позволяют осуществлять многостадийный гидроразрыв пласта, например, скользящие муфты, вращающиеся муфты, клапаны и так далее.
Предпочтительно, горизонтальные участки добывающих скважин размещают под углом 40-120° друг к другу в горизонтальной плоскости.
Такое расположение горизонтальных участков добывающих скважин по отношению к вертикальной скважине позволяет создать максимально благоприятные условия для распространения фронта термогазового воздействия, который будет вытеснять нефть по направлению к горизонтальным стволам добывающих скважин, при этом обеспечивая продление периода работы добывающих скважин с увеличением конечного коэффициента извлечения нефти (КИН).
Предпочтительно, порты для многостадийного гидроразрыва пласта оснащены муфтами, выполненными с возможностью селективного открывания и закрывания отверстий для обеспечения сообщения между трубным и затрубным пространством.
Муфты с возможностью селективного открывания и закрывания отверстий для обеспечения сообщения между трубным и затрубным пространством позволяют повысить надежность процесса открытия и закрытия отверстий в горизонтальных участках добывающей скважины, что обеспечивает продление периода работы добывающих скважин за счет упрощения конструкции. Использование вышеуказанных муфт в стволе горизонтальной скважины позволяет отсечь интервалы, по которым происходит прорывы газов горения, подобный способ позволяет расширить применение горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта (МСГРП) при использовании технологии закачки воздуха.
Предпочтительно, расстояние от вертикальной скважины до добывающих скважин с горизонтальным участком рассчитывают по формуле:
где:
L - длина горизонтального ствола, [м];
R - расстояние от добывающей скважины до нагнетательной, [м], которое представляет собой расстояние от условной середины проекции горизонтальной добывающей скважины до проекции забоя нагнетательной скважины на горизонтальную плоскость;
f
X - полудлина трещины гидроразрыва пласта, [м];
K - коэффициент работы скважины, доли ед.;
2
k - проницаемость пласта, [м];
ω - структурный фактор, доли ед.;
ς - угол падения пласта [°];
N - количество портов многостадийного гидроразрыва пласта (МСГРП);
hэф - эффективная толщина продуктивного пласта, [м].
f
Полудлина трещины гидроразрыва пласта X - это расстояние от оси ствола скважины до вершины трещины закрепленной трещины.
Коэффициент работы скважины K - это доля ствола скважины, участвующая в притоке. Имеет размерность доли единицы, где 1 - весь ствол. В практике Западно-Сибирского региона принимается равным 0.25.
Структурный фактор ω - это отношение максимальной абсолютной отметки рассматриваемой структуры к текущей в пределах рассматриваемого месторождения. Ближе к 1 самые высокие отметки, ближе к 0 - низкие отметки. Абсолютная высота (отметка) - это высота точки над уровнем океана (моря), которая показывает высоту или глубину наблюдаемой точки в метрах по отношению к уровню Мирового океана.
Эффективная толщина продуктивного пласта hэф - это суммарная толщина коллекторов углеводородов в пределах продуктивного пласта.
Вышеуказанная формула позволяет рассчитать расстояние от добывающей скважины до нагнетательной с учетом всех параметров и выбрать оптимальные условия для распространения фронта термогазового воздействия, который будет вытеснять нефть по направлению к горизонтальным стволам добывающих скважин, при этом обеспечивая продление периода работы добывающих скважин с увеличением конечного коэффициента извлечения нефти (КИН).
Предпочтительно, из нефтесодержащей продукции, добываемой из добывающих скважин, отбирают пробу газа и определяют на хроматографе содержание в ней маркеров фронта вытеснения нефти при термогазовом воздействии: азота (N2), двуокиси углерода (CO2), сероводорода (H2S), монооксида углерода (СО) и непредельных углеводородов,
затем сравнивают содержание маркеров фронта вытеснения нефти при термогазовом воздействии в пробе газа с содержанием указанных маркеров в пробе газа, отобранной до проведения термогазового воздействия,
на основании указанного сравнения определяют процессы, которые происходят на фронте вытеснения нефти при термогазовом воздействии.
Мониторинг маркеров фронта вытеснения нефти при термогазовом воздействии позволяет оперативно определять, какие процессы происходят на фронте и корректировать работу всей системы, при этом обеспечивая продление периода работы добывающих скважин с увеличением конечного коэффициента извлечения нефти (КИН).
Для решения вышеуказанной задачи и достижения технического результата предлагается также предлагается система для разработки верхнеюрских отложений, включающая:
вертикальную скважину, размещенную в верхней части локальных структур,
вертикальная скважина имеет перфорацию напротив целевого пласта,
несколько добывающих скважин с горизонтальным участком, забой которых находится ниже по структуре, чем перфорация вертикальной скважины напротив целевого пласта,
причем горизонтальные участки добывающих скважин оснащен портами для многостадийного гидроразрыва пласта,
перфорация вертикальной скважины предназначена для нагнетания воздуха, а добывающие скважины предназначены для добычи нефтесодержащей продукции,
отличающаяся тем, что
добывающие скважины с горизонтальным участком располагают вокруг вертикальной скважины на расстоянии 900-2600 м.
Предпочтительно, горизонтальные участки добывающих скважин размещают под углом 40-120° друг к другу в горизонтальной плоскости.
Предпочтительно, порты для многостадийного гидроразрыва пласта оснащены муфтами, выполненными с возможностью селективного открывания и закрывания отверстий для обеспечения сообщения между трубным и затрубным пространством.
Предпочтительно, расстояние от вертикальной скважины до добывающих скважин с горизонтальным участком рассчитывается по формуле:
где L - длина горизонтального ствола, [м];
R - расстояние добывающей скважины до нагнетательной, [м];
f
X - полудлина трещины гидроразрыва пласта, [м];
K - коэффициент работы скважины, доли ед.;
2
k - проницаемость пласта, [м];
ω - структурный фактор, доли ед.;
ς - угол падения пласта [°];
N - количество портов многостадийного гидроразрыва пласта;
hэф - эффективная толщина продуктивного пласта, [м].
Предпочтительно, система дополнительно оснащена хроматографом для анализа проб газа, отобранных из нефтесодержащей продукции, добываемой из добывающих скважин, выполненным с возможностью определения содержания в пробе маркеров фронта вытеснения нефти при термогазовом воздействии: азота (N2), двуокиси углерода (CO2), сероводорода (H2S), монооксида углерода (СО) и непредельных углеводородов.
Краткое описание чертежей
Чертежи представлены для лучшего понимания изобретения, однако специалисту в данной области техники будет очевидно, что раскрытое изобретение не ограничивается вариантом, представленным на них.
На фиг.1 представлено схематическое изображение вертикальной скважины в верхней части локальной структуры в соответствии с настоящим описанием изобретения.
На фиг.2 представлен вид сверху на схему взаимного расположения вертикальной и нагнетательных скважин.
На фиг.3 представлена карта распределения структурного фактора, на которой показано взаимное расположение вертикальной и нагнетательных скважин.
На фиг.4 представлена структурная карта опытного участка, на которой показано взаимное расположение вертикальной и нагнетательных скважин.
На фиг.5 показано расположение скважин в базовом варианте (вариант 1).
На фиг.6 показано расположение скважин в предлагаемом способе (вариант 2).
На фиг.7 показано сопоставление накопленной добычи нефти для известного и предлагаемого способа.
Осуществление изобретения
Для разработки верхнеюрских отложений, размещают вертикальную скважину 1 в верхней части локальных структур 4, осуществляют перфорацию 2 вертикальной скважины напротив целевого пласта.
Размещают несколько добывающих скважин 5 с горизонтальным участком, забой которых находится ниже по структуре, чем перфорация 2 вертикальной скважины напротив целевого пласта. Позиция 6 показывает гипсометрические отметки.
Геологическая структура - это форма залегания и пространственное соотношение горных пород и образуемых ими совокупностей, определяющие строение земной коры в целом или какой-либо ее части.
Горизонтальные участки добывающих скважин оснащают скользящими муфтами, которые являются портами для многостадийного гидроразрыва пласта и позволяют осуществлять селективное открывание и закрывание отверстий для обеспечения сообщения между трубным и затрубным пространством.
Производят многостадийный гидроразрыв пласта через порты в горизонтальных участках добывающих скважин.
Затем через перфорацию вертикальной скважины нагнетают воздух 3, а из добывающих скважин добывают нефтесодержащую продукцию.
Добывающие скважины с горизонтальным участком располагают вокруг вертикальной скважины на расстоянии 900-2600 м, на фиг.4 расстояние между скважинами составляет 1189,7, 1303,6 и 2519,8 м. Горизонтальные участки добывающих скважин размещены под углом 40-120° друг к другу в горизонтальной плоскости.
Расстояние от вертикальной скважины 1 до добывающих скважин 5 с горизонтальным участком рассчитывают по формуле:
где L - длина горизонтального ствола, [м];
R - расстояние добывающей скважины до нагнетательной, [м];
f
X - полудлина трещины гидроразрыва пласта (МСГРП), [м];
K - коэффициент работы скважины, доли ед.;
2
k - проницаемость пласта, [м];
ω - структурный фактор, доли ед.;
ς - угол падения пласта [°];
N - количество портов многостадийного гидроразрыва пласта (МСГРП);
hэф - эффективная толщина продуктивного пласта, [м].
В результате подстановки параметров из таблицы 1 в патентуемую формулу получаем расстояния от нагнетательной до горизонтальных добывающих скважин. Для скважины 103G:
-15
3
-15
R=(1000*500*0,22*8,29*10(0,88+sin2°)/(10*4*10)=1303,6 м
Для скважины 104G:
-15
3
-15
R=(1000*500*0,24*7,6*10*(0,8+sin2°)/(10*4*10)=1189,7 м
Для скважины 111G:
-15
3
-15
R=(1500*500*0,25*13,8*10*(0,9+sin2°)/(15*4*10)=2519,8 м
Из нефтесодержащей продукции, добываемой из добывающих скважин 5, отбирали пробу газа и определяли на хроматографе содержание в ней маркеров фронта вытеснения нефти при термогазовом воздействии: азота (N2), двуокиси углерода (CO2), сероводорода (H2S), монооксида углерода (СО) и непредельных углеводородов.
Затем сравнивали содержание маркеров фронта вытеснения нефти при термогазовом воздействии в пробе газа с содержанием указанных маркеров в пробе газа, отобранной до проведения термогазового воздействия.
На основании указанного сравнения определяли процессы, которые происходят на фронте вытеснения нефти при термогазовом воздействии:
по наличию N2 в количестве выше фоновых определяют наличие процесса высокотемпературного окисления;
по наличию CO2 в количестве выше фоновых определяют наличие высокотемпературного окисления;
по наличию СО в количестве выше фоновых определяют наличие низкотемпературного окисления;
по наличию непредельных углеводородов определяют наличие процесса преобразования керогеносодержащих пород.
В результате применения вышеописанной системы и способа для разработки верхнеюрских отложений был обеспечен прирост добычи нефти при разработке верхнеюрских отложений, при сокращении количества скважин по сравнению с традиционным способом, а также осуществлялся оперативный контроль положения фронта вытеснения.
Проведены дополнительные расчеты на геолого-гидродинамической модели (ГГДМ) для оценки эффективности применения предлагаемого способа разработки проницаемых верхнеюрских отложений. За базовый вариант (вариант 1) принят известный способ разработки RU 2418944 С1, дата публикации 20.05.2011.
На двух идентичных ГГДМ (фиг 5, фиг 6), отличающиеся только видом добывающих скважин проведены расчеты.
Вариант 1. Закачка воздуха в купол (скв 3019) с приемистостью 24 тыс.м3/сут и 4 добывающие вертикальные скважины. Вариант 1 показан на фиг.5.
Вариант 2. Закачка воздуха в купол (скв 3019) с приемистостью 24 тыс.м3/сут и 4 добывающие горизонтальные скважины. Вариант 2 показан на фиг.6.
Начало расчета - 01.01.2020. Минимальное забойное давление на добывающих скважинах составляет 100 атм. Нагнетательная скв. 3019 первый год работает в качестве добывающей (отработка), во второй год вводятся 4 добывающие скважины с 01.01.2021, окончание расчета - 01.01.2026.
В известном варианте, закачиваемый воздух и продукты реакции за счет гравитационной сепарации занимают более верхнюю часть пласта, приводящие к преждевременным прорывам газа, тем самым отсутствует поддержание пластового давления. В предлагаемом втором варианте накопленная добыча больше на 51,9% (таблица 2, фиг.7).
На фиг.7 показано сопоставление накопленной добычи нефти для известного и предлагаемого способа.
Описанный пример осуществления приведен исключительно в целях иллюстрации. Специалисту будет очевидно, что возможны и иные варианты осуществления без изменения сущности изобретения.