СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ СКВАЖИНАМИ С ПРОВЕДЕНИЕМ МНОГОСТАДИЙНОГО ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА
METHOD FOR OIL DEPOSIT DEVELOPMENT WITH HORIZONTAL WELLS WITH MULTI-STAGE FRACING

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовых залежей нефти, представленных неоднородными по проницаемости коллекторами.
Известен способ разработки нефтяной залежи многократным гидроразрывом (МГРП) низкопроницаемого нефтяного пласта, включающий проектирование и бурение горизонтальных скважин (ГС) в пласте, ранее вскрытом вертикальными и/или наклонно-направленными скважинами, проведение в горизонтальных скважинах многократного гидравлического разрыва пласта и последующий отбор продукции. Согласно изобретению по геофизическим исследованиям в вертикальных и/или наклонно-направленных скважинах выявляют неоднородный по проницаемости нефтенасыщенный пласт, проницаемость которого меняется по толщине не менее чем в 10 раз, при этом средняя проницаемость пласта по объему не превышает 2 мД. Далее в наиболее проницаемом прослое толщиной не менее 1 м проектируют и бурят горизонтальную скважину, при этом проводку горизонтального ствола осуществляют с использованием наддолотного модуля и измерением геофизических параметров в процессе бурения, по которым осуществляют корректировку траектории ствола с целью его проводки по наиболее проницаемому участку. Компоновку горизонтального ствола выполняют с возможностью проведения многократного гидравлического разрыва пласта с количеством ступеней от 5 до 30 и расстоянием между ступенями от 10 до 50 м. (патент RU №2549942, МПК Е21В 43/26, опубл. 10.05.2015).
Известен способ разработки нефтяных низкопроницаемых залежей, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин по рядной системе разработки, с проведением гидроразрыва пласта (ГРП) на всех скважинах, размещая ряды нагнетательных и добывающих скважин параллельно и с чередованием через один в направлении максимальных горизонтальных напряжений пласта. При таком способе разработки добывающие и нагнетательные скважины бурят с горизонтальными стволами в направлении максимальных горизонтальных напряжений с проведением на них многостадийного ГРП. (патент RU №2547848, МПК Е21В 43/263, Е21В 43/30, опубл. 10.04.2015).
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу и принятый за прототип является способ разработки низкопроницаемой нефтяной залежи горизонтальными скважинами на естественном режиме, включающий бурение параллельно расположенных добывающих горизонтальных скважин с последующим проведением на них многократного гидравлического разрыва пласта и отбором продукции, причем в пластах с проницаемостью не более 2 мД бурят добывающую горизонтальную скважину с углом β между максимальным главным напряжением пласта и направлением горизонтального ствола скважины от 30° до 60°. После чего проводят на ней многократный гидравлический разрыв пласта с последующим пуском скважины в работу. Разработку пласта ведут на естественном режиме без бурения нагнетательных скважин в режиме, при котором пластовое давление в процессе разработки снижается не более чем на 3% в год. Бурят остальные добывающие горизонтальные скважины параллельно первой в количестве, из расчета, чтобы удельные начальные геологические запасы нефти на одну горизонтальную скважину составляли не менее 50 тыс.т и расстояние между горизонтальными стволами было не менее 100 м, на всех скважинах также проводят многократный гидравлический разрыв пласта (патент RU №2528757, МПК Е21В 43/26, Е21В 43/16, опубл. 20.09.2014).
Недостатками представленных способов является то, что в данных случаях не рассчитывается оптимальная плотность сетки разбуривания залежи по технологии ГС + МГРП с учетом увеличения области дренирования скважин за счет создания трещин гидроразрыва, что может привести к интерференции между двумя скважинами. При разработке залежи по известным способам происходит преждевременное снижение притока нефти или обводнение скважин.
В предложенном способе разработки многопластовой залежи по оптимальной сетке горизонтальных скважин с многостадийным ГРП решается проблема низкой рентабельности разработки нефтяных низкопроницаемых залежей.
Технический результат, на достижение которого направлен предложенный способ, достигается тем, что перед проектированием и полным разбуриванием залежи нефти определяется оптимальная сетка горизонтальных скважин, исключающая интерференцию между ними после проведения многостадийного ГРП, вследствие чего увеличивается охват дренирования и конечный коэффициент извлечения нефти (КИН), а также снижаются капитальные затраты на строительство за счет уменьшения плотности сетки скважин. По предложенному способу производят бурение горизонтальных скважин по пласту с наилучшими коллекторскими свойствами (по результатам геофизических исследований в пробуренных скважинах на участке, но ранее не эксплуатирующих данный продуктивный горизонт) по рассчитанной плотности сетки. Технологию и интервалы стадий ГРП выбирают по результатам успешности проведения различных видов ГРП на пробуренных наклонно-направленных скважинах, с учетом максимального вовлечения в работу всех продуктивных пропластков горизонта. С целью поддержания пластового давления залежи переводят под нагнетание воды горизонтальные скважины, находящиеся ниже по абсолютным отметкам, а также пробуренные наклонно-направленные скважины, отработавшие запасы нефти нижележащих горизонтов.
Сущность изобретения
Многопластовые залежи нефти, представленные неоднородными по проницаемости коллекторами характеризуются неравномерной выработкой запасов, а некоторые и вовсе остаются не задействованными в процессе разработки. Применение горизонтальных добывающих скважин с множественными ГРП по нескольким пластам горизонта повышает вероятность вовлечения в эксплуатацию всех нефтенасыщенных слоев, увеличивает охват и темп отбора нефти. Однако бурение и эксплуатации залежи по данной технологии с использованием традиционной сетки скважин снижает технико-экономическую эффективность проекта, что связано с повышенной плотностью сетки скважин с увеличенной зоной дренирования за счет создания трещин ГРП. Разрабатывая многопластовую залежь с выбором оптимальной сетки горизонтальных скважин с проведением многостадийного ГРП по предложенному способу повышается рентабельность разработки нефтяных низкопроницаемых залежей.
Анализ известных технических решений, проведенный по научно-технической и патентной документации показал, что совокупность существенных признаков заявляемого технического решения не известна из уровня техники, следовательно, оно соответствует условию патентоспособности изобретения - «новизна», «промышленная применимость» и «изобретательский уровень».
Заявляемый способ поясняется на фигуре «Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами с проведением многостадийного гидроразрыва пласта». Принятые обозначения: 1 - трещина ГРП, 2 - область дренирования запасов горизонтальной скважины с МГРП, 3 - резервная площадь запасов, S - необходимое расстояние между скважинами, исключающее взаимовлияние областей дренирования, L1 и L2 - длина трещины, r1 и r2 - радиус зоны дренирования.
Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами с МГРП содержит следующие этапы.
Определяют наиболее эффективную технологию ГРП. В данном этапе проводят ГРП различной модификации (проппантный, маркированный, кислотный и др.) на пробуренном фонде наклонно-направленных скважин проектируемого участка. Контроль процесса производства работ проводят с помощью геофизических исследований, позволяющих определить геометрию трещин 1, по схеме каротаж - воздействие - каротаж (таких как микросейсмические и акустические исследования). По окончанию работ проводят сопоставление фактического дизайна трещины 1 по результатам интерпретации геофизических исследований. В результате проведения ГРП на разных пластах продуктивного горизонта оценивают наиболее эффективную технологию, которая позволяет вовлечь в работу максимальное количество продуктивных пропластков.
Бурят первую горизонтальную скважину №1 с МГРП. По результатам проведения 1 этапа производят проектирование и бурение горизонтальной скважины №1 по выбранному пласту продуктивного горизонта с последующим многостадийным кислотным ГРП. Проектный дизайн МГРП уточняется с учетом результатов проведенных работ на пробуренных скважинах. После ввода скважины №1 в работу оценивают эксплуатационные характеристики скважины и прогнозные показатели по результатам построения гидродинамической модели участка.
Проводят расчет предварительной сетки и бурение дополнительных двух горизонтальных скважин №2 и №3 на продуктивный горизонт. На данном этапе определяют местоположение двух горизонтальных стволов на продуктивный горизонт относительно пробуренной скважины №1. Расстояние между скважинами S определяют по результатам расчета длины развития трещины L1 и L2 по результатам геофизических исследований, с учетом области дренирования 2 и резервной площади запасов 3 по формуле: S=r1+r2=(L1+50)+(L2+50).
Размещают скважину №2 на срединной, а скважину №3 на краевой части структуры параллельно скважине №1. Дизайны ГРП на скважинах рассчитывают с учетом полученной информации по результатам работ при бурении опытной горизонтальной скважины №1.
Проводят анализ интерференции горизонтальных скважин с МГРП, то есть производят оценку оптимальности выбранной сетки. Этап предусматривает анализ совместной работы трех горизонтальных скважин с МГРП после вывода их на режим. Проводят регулярный отбор проб на обводненность добываемой продукции, замеры забойных давлений, снятие динамограмм и др. Далее производят оценку интерференции скважин относительно контрольной скважины №2 (срединной). В случае если:
1) Qн (скв. 1) > Qн (скв. 2), т/сут и Qн (скв. 1) = Qн (скв. 3), т/сут, то имеется интерференция между скважинами, сетка выбрана не оптимальная;
2) Qн (скв. 1) = Qн (скв. 2) = Qн (скв. 3), т/сут, то интерференция отсутствует, сетка выбрана оптимальная.
Проводят проектирование и разбуривание всей залежи нефти по технологии ГС + МГРП по выбранной сетке согласно расчетов, приведенных выше. Скважины, размещенные на участках с наиболее пониженными значениями абсолютных отметок кровли продуктивного горизонта, после отработки на нефть переводят под нагнетание воды с целью восполнения запасов пластового давления. Также предусматривают вариант закачки воды через пробуренные наклонно-направленные скважины, находящиеся ниже по абсолютным отметкам продуктивного пласта и отработавшие запасы нефти нижележащих горизонтов.
Данный способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами с проведением многостадийного гидроразрыва пласта имеет техническое применение в НГДУ «Елховнефть».
Пример конкретного выполнения способа
Залежь верейского горизонта, представлена карбонатным типом коллектора и чисто нефтяной зоной толщиной 4 м. Залежь состоит из пяти продуктивных, выдержанных по площади пропластков и вскрыта 35 наклонно-направленными скважинами, эксплуатирующих отложения нижнего карбона. По результатам окончательных каротажей пробуренных скважин и с учетом дополнительной информации о геологическом строении залежи по результатам сейсморазведочных работ методом общей глубинной точки (МОГТ) 3D строят геологическую модель участка. Проводят проппантный и кислотный ГРП на пробуренных наклонно -направленных скважинах по разным пластам верейского горизонта. По результатам геофизических исследований, проведенных до и после ГРП, определяют геометрию созданных трещин ГРП, целевой пласт для бурения горизонтального ствола и по полученному дебиту нефти выбирают наиболее эффективный вид ГРП - кислотный. Бурят первую горизонтальную скважину по выбранному (второму) пласту верейского горизонта с проведением пяти стадий кислотного ГРП. С использованием полученной информации по геофизическим исследованиям о геометрии фактически созданных трещин ГРП, рассчитывают область дренирования скважины, диаметр которой равен 300 м. С учетом резервных запасов в 50 м выбирают сетку скважин 400 м × 400 м. Далее параллельно первой скважине бурят еще две скважины длиной горизонтального ствола 200 м, с проведением пяти стадий кислотного ГРП на разных пластах верейского горизонта, в том числе на участке до выхода на горизонтальную плоскость ствола. По результатам оценки интерференции между скважинами в процессе их эксплуатации определяют эффективность выбранной сетки скважин, с учетом которой проектируют разбуривание залежи в целом.
Использование представленного способа позволяет решить проблему низкой рентабельности разработки нефтяных низкопроницаемых залежей и получить эффект, за счет увеличения охвата горизонта дренированием с вовлечением всех продуктивных слоев в разработку с исключением интерференции между добывающими горизонтальными скважинами, также способ позволяет увеличить коэффициент нефтеотдачи и снизить капитальные затраты на строительство за счет уменьшения плотности сетки скважин.