Способ разработки мощной низкопроницаемой нефтяной залежи
DEVELOPMENT METHOD OF POWERFUL LOW-PERMEABILITY OIL DEPOSIT

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке мощной низкопроницаемой нефтяной залежи с использованием вертикальных трещин многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП) и применением газлифтного способа эксплуатации.
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).
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).
Общим недостатком известных способов является их низкая эффективность при наличии на залежи нескольких пластов. В результате нефтеотдача залежи по известному способу остается невысокой.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи мощной низкопроницаемой нефтяной залежи.
3
Задача решается тем, что в способе разработки мощной низкопроницаемой нефтяной залежи, включающем бурение на залежи горизонтальных скважин (ГС), цементирование горизонтальных стволов между обсадной колонной и коллектором, вторичное вскрытие коллектора, проведение многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП), применение пакеров для разделения горизонтальных стволов на участки, отбор продукции из ГС, согласно изобретению, подбирают залежь, состоящую из двух пластов, совпадающих в структурном плане, причем верхний пласт является чисто нефтенасыщенным, а нижний - имеет водно-нефтяной контакт, либо также является чисто нефтенасыщенным, общая толщина не коллектора между пластами не превышает 20 м, общая нефтенасыщенная толщина верхнего продуктивного пласта составляет не менее 30 м, нижнего - не менее 20 м, нефть пластов характеризуется газосодержанием не менее 300 м/т, ГС бурят у подошвы верхнего продуктивного пласта с расстоянием между горизонтальными стволами 500-1500 м в плане, горизонтальные стволы размещают параллельно друг другу и ориентируют вдоль биссектрисы, образуемой между вектором максимального напряжения пласта и направлением естественных трещин, все ГС выполняют добывающими, во всех ГС проводят МГРП таким образом, чтобы образуемые трещины создавали гидродинамическую связь между верхним и нижним продуктивными пластами, после отбора продукции пластов и падения пластового давления до значения, при котором дебит ГС по жидкости снижается не более, чем в четыре раза от первоначального, скважину, в которой произошло данное падение дебита, переводят на газлифтный способ эксплуатации, причем в качестве газа используют попутно добываемый нефтяной газ с данной залежи, указанные операции проводят во всех ГС залежи, прорыв воды с водоносной области нижнего пласта к ГС, а также недопущение снижения пластового давления ниже давления насыщения нефти газом контролируют режимами и временем работы всех скважин залежи.
Сущность изобретения
На нефтеотдачу мощной низкопроницаемой нефтяной залежи, представленной несколькими пластами, существенное влияние оказывает вовлечение данных пластов искусственными трещинами в разработку с максимальным охватом. Однако существующие технические решения не в полной мере позволяют выполнить данную задачу. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи мощной низкопроницаемой нефтяной залежи. Задача решается следующим образом.
1
2
1
10
На фиг. 1 представлено схематическое изображение вертикального разреза участка нефтяной залежи с профилем одной из ГС. Обозначения: 1 - верхний нефтенасыщенный пласт, 2 - нижний нефтенасыщенный пласт, 3 - водонасыщенный пласт, 4 - пропласток не коллектора, 5 - горизонтальная скважина, 6 - пакера, h - общая нефтенасыщенная толщина пласта 1, h - общая нефтенасыщенная толщина пласта 2, а - общая толщина пропластка не коллектора 4, L - длина горизонтального ствола скважины 5, S-S- стадии МГРП, ВНК - водно-нефтяной контакт.
Способ реализуют следующим образом.
1
2
3
Подбирают залежь, состоящую из двух мощных продуктивных пластов, совпадающих в структурном плане. Верхний пласт 1 является чисто нефтенасыщенным, а нижний 2 - имеет водно-нефтяной контакт (ВНК) с соответствующей водоносной зоной 3, либо является чисто нефтенасыщенным (фиг.1). Толщина a не коллектора 4 между пластами 1 и 2 не превышает 20 м. Общая нефтенасыщенная толщина h верхнего продуктивного пласта 1 составляет не менее 30 м, общая нефтенасыщенная толщина h нижнего пласта 2 - не менее 20 м. Нефть пластов 1 и 2 характеризуется высоким газосодержанием - не менее 300 м/т.
1
2
3
Согласно исследованиям, при толщине a не коллектора 4 между пластами 1 и 2 более 20 м, возникают сложности с тем, чтобы вовлечь нижний пласт 2 в разработку, т.к. при этом необходимо создавать высокие трещины, что даже при современном техническом развитии достаточно сложно. При общей нефтенасыщенной толщине h верхнего продуктивного пласта 1 менее 30 м, эффективность предлагаемого способа снижается, т.к. для вовлечения в разработку нижнего пласта 2, создание высоких трещин предполагает их рост не только вниз, но и вверх. Трещины при небольшой толщине пласта 1, будут «пробивать» кровлю пласта 1, что может привести к быстрому обводнению скважины 5 и снизить нефтеотдачу. При общей нефтенасыщенной толщине h нижнего продуктивного пласта 2 менее 20 м возникает опасность подтягивания конуса воды из водоносной области или водоносного пласта 3 к скважине 5, что также приводит к снижению нефтеотдачи. При газосодержании пластов 1 и 2 менее 300 м/т, эффективность газлифтного способа эксплуатации снижается ввиду недостаточных объемов газа.
У подошвы верхнего продуктивного пласта 1 бурят ГС 5 с расстоянием между горизонтальными стволами 500-1500 м в плане (не показано на фиг.1) и длинами стволов L. Горизонтальные стволы размещают параллельно друг другу и ориентируют вдоль биссектрисы, образуемой между вектором максимального напряжения пласта и направлением естественных трещин, что позволяет поддерживать высокий дебит нефти скважин как можно дольше. Горизонтальные стволы цементируют между обсадной колонной и коллектором. Проводят исследования, по данным которых выполняют дизайн МГРП. Коллектор вторично вскрывают, перфорации размещают в соответствии с дизайном МГРП. Все ГС 5 выполняют добывающими.
Согласно расчетам, при расстоянии между горизонтальными стволами скважин менее 500 в плане возникает интерференция трещин МГРП, тогда как при данном расстоянии более 1500 м охват пласта воздействием от трещин МГРП снижается. В обоих случаях это приводит к снижению нефтеотдачи.
1
10
Далее во всех ГС 5 проводят МГРП со стадиями S-S таким образом, чтобы образуемые трещины создавали гидродинамическую связь между верхним 1 и нижним 2 продуктивными пластами. Для разделения горизонтальных стволов на участки применяют пакера 6. После МГРП скважины 5 пускают в добычу жидкости.
После отбора продукции пластов 1, 2 и падения пластового давления до значения, при котором дебит ГС по жидкости снижается не более, чем в 4 раза от первоначального, скважину, в которой произошло данное падение дебита, переводят на газлифтный способ эксплуатации. В качестве газа используют попутно добываемый нефтяной газ с данной залежи. Согласно расчетам, при снижении дебита ГС по жидкости более, чем в 4 раза, значительно снижается темп отбора нефти. Для его поддержания используют газлифтный способ эксплуатации, что особо эффективно при наличии достаточных объемов газа.
Указанные операции проводят во всех ГС залежи. Прорыв воды с водоносной области нижнего пласта к ГС, а также недопущение снижения пластового давления ниже давления насыщения нефти газом контролируют режимами и временем работы всех скважин залежи.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки нефтяной залежи.
Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи мощной низкопроницаемой нефтяной залежи.
Примеры конкретного выполнения способа.
1
2
3
Пример 1. Подбирают залежь, состоящую из двух мощных пластов, совпадающих в структурном плане. Верхний пласт 1 является карбонатным чисто нефтенасыщенным, а нижний карбонатный пласт 2 имеет ВНК с соответствующей водоносной терригенной зоной 3 (фиг.1). Средняя абсолютная проницаемость верхнего пласта 1 составляет 1 мД, общая нефтенасыщенная толщина h=30 м. Средняя абсолютная проницаемость нижнего пласта 2 составляет 5 мД, общая нефтенасыщенная толщина h=20 м. Толщина не коллектора 4 составляет a=20 м. Нефть пластов 1 и 2 характеризуется низкой вязкостью - 1 мПа·с  и высоким газосодержанием - 300 м/т.
У подошвы верхнего продуктивного пласта 1 бурят две ГС 5 с расстоянием между горизонтальными стволами 500 м в плане (не показано на фиг.1) и длинами стволов L=1500 м. Горизонтальные стволы размещают параллельно друг другу и ориентируют вдоль биссектрисы, образуемой между вектором максимального напряжения пласта и направлением естественных трещин. Горизонтальные стволы цементируют между обсадной колонной и коллектором. Проводят исследования, по данным которых выполняют дизайн МГРП. Коллектор вторично вскрывают, перфорации размещают в соответствии с дизайном МГРП. Обе ГС 5 выполняют добывающими.
1
10
Далее в обоих ГС 5 проводят МГРП с 10 стадиями S-S. Дизайн МГРП предусматривает, чтобы образуемые трещины создавали гидродинамическую связь между верхним 1 и нижним 2 продуктивными пластами. Для разделения горизонтальных стволов на участки применяют пакера 6. После МГРП скважины 5 пускают в добычу жидкости на естественном режиме (режим фонтанирования) с применением штуцеров. Начальный дебит жидкости (после выхода на установившийся режим и отбора закачанных жидкостей МГРП) по двум скважинам составил 580 т/сут и 440 т/сут при обводненности не более 5%.
Постепенно штуцера c меньшим сечением заменяют на штуцера c большим сечением. После отбора продукции пластов 1, 2 и падения пластового давления до значения, при котором дебит по жидкости одной из ГС (второй скважины) снижается в 4 раза от первоначального, т.е. до 110 т/сут, данную скважину переводят на газлифтный способ эксплуатации. В качестве газа используют попутно добываемый нефтяной газ с данной залежи.
Указанные операции проводят также и в первой скважине, при аналогичном падении дебита жидкости до 145 т/сут. Прорыв воды с водоносной области нижнего пласта к ГС, а также недопущение снижения пластового давления ниже давления насыщения нефти газом контролируют режимами и временем работы обоих скважин залежи.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки нефтяной залежи.
Пример 2. Выполняют как пример 1. Нефтенасыщенные пласты 1 и 2 характеризуются иными геолого-физическими характеристиками и размерами. Пласт 2 является чисто нефтенасыщенным без подошвенной воды. Бурят 4 скважины. Расстояние между горизонтальными стволами в плане составляет 1500 м.
В результате разработки, которое ограничили снижением дебита нефти по залежи до значения 10 т/сут, было добыто 568 тыс.т нефти, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) залежи составил 0,211 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 42,1 тыс.т нефти, КИН составил 0,153 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,058 д.ед.
Предлагаемый способ позволяет повысить охват залежи и поддерживать эксплуатацию скважин, как следствие, увеличить коэффициент нефтеизвлечения.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи мощной низкопроницаемой нефтяной залежи.