Способ эксплуатации залежи с порово-кавернозно-трещиноватым коллектором горизонтальными скважинами
METHOD FOR EXPLOITATION OF A DEPOSIT WITH POROUS-CAVERNOUS-FRACTURED RESERVOIR BY HORIZONTAL WELLS

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи горизонтальными скважинами при вытеснении водой.
3
Известен способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами (патент RU №2418157, МПК Е21В 43/20, опубл. 10.05.2011, Бюл. № 13), включающий проводку в скважине основного транспортного горизонтального ствола в продуктивном пласте, бурение из основного транспортного горизонтального ствола дополнительных ответвленных восходящих стволов в работающие участки пласта и включение скважины в работу по добыче нефти, причем основной транспортный горизонтальный ствол проводят над уровнем водонефтяного контакта - ВНК, перед бурением восходящих стволов, которые бурят к кровле продуктивного пласта, в основной транспортный горизонтальный ствол закачивают водоизолирующий состав в объеме, позволяющем получить водоизолирующий экран вокруг основного горизонтального ствола диаметром не менее 0,5 м, при этом в качестве водоизолирующего состава закачивают водную суспензию полиакриламида, цементный раствор или тампонирующую композицию, состоящую из водного раствора биополимера и реагента, включающего силикат натрия, при этом тампонирующую композицию и закачиваемый после нее дополнительно химический инициатор структурирования, представляющий собой 20-35%-ный водный раствор хлористого кальция, закачивают в зависимости от приемистости пласта несколькими чередующимися порциями по 2-10 м, разделенными водным буфером в объеме, который исключает смешивание порций в процессе закачивания, при этом в качестве силиката натрия в тампонирующей композиции используют стекло натриевое жидкое, смешиваемое с водным раствором биополимера, состоящим из 0,2-0,5 мас.% ксантанового биополимера и 0,03-0,3 мас.% бактерицида, в пропорции от 0,8:1 до 1,4:1.
Недостатками данного способа являются сложность реализации, связанная с необходимостью бурения нескольких восходящих стволов из горизонтального, низкая эффективность, связанная с полной изоляцией призабойной зоны горизонтального ствола и уменьшением площади фильтрации скважины, и возможность нарушения целостности кровли и/или подошвы пласта избыточным перепадом давлений при нагнетании жидкости и/или отборе продукции.
Способ разработки нефтяной залежи с порово-кавернозно-трещиноватым коллектором (патент RU №2474679, МПК Е21В 43/20, опубл. 10.02.2013, Бюл. № 4), включающий вскрытие продуктивного пласта бурением пилотного ствола, размещение средства для срезки в пилотном стволе с возможностью набора зенитного угла для выхода на горизонтальный участок в процессе бурения, спуск эксплуатационной колонны, проведение геофизических исследований и бурение из пилотного горизонтального ствола горизонтальных стволов в продуктивном пласте, причем перед бурением по данным геофизических исследований определяют в продуктивном пласте доминирующее направление трещин естественной трещиноватости, оценивают ширину зоны повышенной трещиноватости, горизонтальные стволы размещают преимущественно перпендикулярно направлению естественной трещиноватости с удалением забоев друг от друга на расстоянии не менее 40 м, для каждого горизонтального ствола индивидуально определяют коридор бурения, в котором потолок бурения ограничивают кровлей продуктивного пласта, а подошву коридора бурения назначают на расстоянии от кровли не более 1/2 толщины продуктивного пласта, но не менее 2 м до водонефтяного контакта, точку входа в продуктивный пласт назначают путем определения технической возможности набора кривизны ствола, длину пилотного ствола от точки входа до предполагаемой зоны повышенной трещиноватости выбирают обеспечивающей возможность забуривания второго и третьего ствола с входом в зону повышенной трещиноватости с зенитным углом в интервале 80-95° и с отходом от пилотного ствола не менее 40 м, по результатам проводки пилотного ствола в зоне повышенной трещиноватости определяют ширину этой зоны, длину пилотного ствола ограничивают прохождением зоны повышенной трещиноватости, на основе геологической привязки к пилотному стволу производят забуривание второго ствола на расстоянии, обеспечивающем возможность вскрытия зоны повышенной трещиноватости в кровельной части коридора бурения, с вхождением в зону повышенной трещиноватости с зенитным углом в интервале 80-95°, с отходом от пилотного ствола не менее 40 м, прохождением зоны повышенной трещиноватости в кровельной части коридора бурения и отходом от пилотного ствола не менее 40 м, забуривание третьего ствола производят с противоположной стороны пилотного ствола относительно второго ствола на расстоянии, обеспечивающем возможность вскрытия зоны повышенной трещиноватости в подошвенной части коридора бурения, с вхождением в зону повышенной трещиноватости с зенитным углом в интервале 80-95°, отходом от пилотного ствола не менее 40 м, прохождением зоны повышенной трещиноватости в подошвенной части коридора бурения и отходом от пилотного ствола не менее 40 м, через пробуренную скважину отбирают пластовую продукцию.
Недостатками данного способа являются сложность реализации, связанная с необходимостью бурения нескольких горизонтальных стволов с ориентацией в пространстве с учетом преобладающего распространения трещин, низкая эффективность, связанная с возможностью нарушения целостности кровли и/или подошвы пласта избыточным перепадом давлений при нагнетании жидкости и/или отборе продукции с последующим не производственным снижением давления закачки через подошву и/или прорыв нефти через кровлю.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки неоднородного пласта сверхвязкой нефти (патент RU №2760746, МПК Е21В 43/24, Е21В 43/26, опубл. 30.11.2021, Бюл. №34), включающий бурение в продуктивном пласте паронагнетательной горизонтальной скважины и расположенной ниже горизонтальной параллельной добывающей скважины, проведение исследования в пробуренных скважинах и определение наличия слабопроницаемых и непроницаемых перемычек, гидродинамическое воздействие на перемычку с образованием гидродинамической связи между параллельными скважинами, закачку пара в скважины с образованием паровой камеры в пласте, закачку пара в нагнетательные скважины и отбор продукции пласта из добывающих скважин, причем предварительно при строительстве скважин анализом кернов определяют давления образования трещин в перемычках и нарушения целостности кровли, исследованиями отбирают добывающие скважины, которые пересекают перемычки, спускают в каждую отобранную скважину оборудование для избирательного воздействия с отсечением по краям пакерами интервала скважины, взаимодействующего с перемычкой, при этом проводят предварительный прогрев пласта закачкой пара через соответствующую параллельную нагнетательную скважину, гидродинамическое воздействие на перемычку осуществляют закачкой пара через оборудование для избирательного воздействия с остановкой закачки через параллельную нагнетательную скважину и давлением, как минимум на 5% превосходящим давление образования трещин в соответствующей перемычке, но ниже давления нарушения целостности кровли пласта, после образования трещин в перемычке, достаточных для участия в разработке пласта, что определяют наличием гидродинамической связи с параллельной нагнетательной скважиной, оборудование для избирательного воздействия снимают и извлекают из добывающей скважины, при этом начинают закачку пара в параллельную нагнетательную скважину и переводят под закачку пара по всей длине и добывающую скважину до образования паровой камеры в пласте.
Недостатками данного способа являются узкая область применения, связанная с возможностью реализации только для добычи сверхвязкой нефти, и низкая эффективность, связанная с возможностью нарушения целостности кровли и/или подошвы пласта избыточным перепадом давлений при нагнетании вытесняющего агента и/или отборе продукции с последующим не производственным снижением давления закачки через подошву и/или прорыв нефти через кровлю.
Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа эксплуатации залежи с порово-кавернозно-трещиноватым коллектором горизонтальными скважинами, позволяющего расширить область применения из-за возможности добычи также легкой нефти и повысить эффективность реализации способа за счет расположения непроницаемых экранов между верхней скважиной и кровлей, а также между нижней скважиной и подошвой.
Техническая задача решается способом эксплуатации залежи с порово-кавернозно-трещиноватым коллектором горизонтальными скважинами, включающим бурение в продуктивном пласте залежи горизонтальных, расположенных друг над другом, добывающей и нагнетательной скважин, анализом кернов определяют давление нарушения целостности кровли пласта, производят предварительное воздействие давлением ниже давления нарушения целостности кровли, нагнетание вытесняющего агента в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины.
Новым является то, что верхнюю - добывающую скважину бурят ближе к кровле пласта и выше уровня водонефтяного контакта - ВНК, а нижнюю - нагнетательную скважину - ближе к подошве пласта и ниже уровня ВНК, анализом кернов также определяют давление нарушения целостности подошвы пласта, сравнивают давления нарушения целостности кровли и подошвы пласта, определяя наименьшее, вторичное вскрытие скважин производят при помощи направленного вскрытия, причем верхнюю скважину вскрывают по направлению к кровле, а нижнюю - к подошве, для предварительного воздействия производят повышение давления в удаленной от кровли или подошвы пласта с наименьшим давлением нарушения целостности в скважине до давления на 5-10% меньше наименьшего давления нарушения целостности кровли или подошвы, после чего производят закачку изолирующего состава в другой скважине для образования непроницаемого первого экрана между этой скважиной и кровлей или подошвой пласта, после технологической выдержки, достаточной для упрочнения экрана, производят повышение давления удаленной от подошвы или кровли пласта скважине до давления на 5-10% меньше давления нарушения целостности подошвы или кровли, после чего производят закачку изолирующего состава в другой скважине для образования непроницаемого второго экрана между этой скважиной и подошвой или кровлей пласта, после технологической выдержки, достаточной для упрочнения второго экрана, производят вторичное вскрытие обоих горизонтальных стволов для увеличения площади фильтрации, в качестве вытесняющего агента применяют пресную или минерализованную воду, закачиваемую через нагнетательную скважину с давлением, не превосходящим наименьшего давления разрушения кровли или пласта за пределами соответствующего экрана.
Новым является также то, что в качестве верхней скважины используют боковой ствол, который бурят из ствола нижней скважины.
Новым является также то, что для верхнего экрана между верхней скважиной и кровлей пласта применяют изолирующий состав плотностью меньше плотности нефти в пласте, а для нижнего экрана между нижней скважиной и подошвой пласта - изолирующий состав плотностью большое плотности воды в пласте.
Способ эксплуатации залежи с порово-кавернозно-трещиноватым коллектором горизонтальными скважинами включает бурение в продуктивном пласте залежи горизонтальных, расположенных друг над другом, добывающей и нагнетательной скважин. Причем в качестве верхней скважины возможно использование как независимой горизонтальной скважины так и бокового ствола, который бурят из ствола нижней скважины с входом выше горизонтального ствола нижней скважины. Анализом кернов, получаемых при бурении горизонтальных скважин и разведывательных скважин, определяют давление нарушения целостности кровли и подошвы пласта и сравнивают давления нарушения целостности кровли и подошвы пласта, определяя наименьшее. Причем верхнюю - добывающую скважину бурят ближе к кровле пласта и выше уровня ВНК, а нижнюю - нагнетательную скважину - ближе к подошве пласта и ниже уровня ВНК. После крепления обеих скважин соответствующими обсадными колоннами вторичное вскрытие скважин производят при помощи направленного вскрытия (например, перфорационными системами "Промперфоратор" г. Самара, односторонними перфораторами с навигационной системой для направления: патенты RU №№2278962, 179004 или т.п.), причем верхнюю скважину вскрывают по направлению к кровле, а нижнюю - к подошве. Для предварительного воздействия на пласт производят повышение давления в удаленной от кровли или подошвы пласта с наименьшим давлением нарушения целостности скважине до давления на 5-10% меньше наименьшего давления нарушения целостности кровли или подошвы. После чего производят закачку изолирующего состава в другой скважине для образования непроницаемого первого экрана между этой скважиной и кровлей или подошвой пласта после технологической выдержки. После технологической выдержки, достаточной для упрочнения (отверждения) экрана (обычно 12-36 ч в зависимости от изолирующего состава), производят повышение давления удаленной от подошвы или кровли пласта скважине до давления на 5-10% меньше давления нарушения целостности подошвы или кровли, после чего производят закачку изолирующего состава в другой скважине для образования непроницаемого второго экрана между этой скважиной и подошвой или кровлей пласта.
Повышение давления в удаленных от кровли или подошвы пласта скважинах до давления на 5-10% меньше наименьшего давления нарушения целостности кровли или подошвы и направленное вскрытие соответствующих скважин обеспечивает направление потока изолирующего состава от скважин в сторону кровли или подошвы (подобрано эмпирическим путем). Для этого же рекомендуется применение для верхнего экрана, располагаемого между верхней скважиной и кровлей пласта, изолирующего состава плотностью меньше плотности нефти в пласте (например, на основе легкой нефти, масел, ПАВ или т.п.: см. патенты RU №№2270910, 2304106 или т.п.), а для нижнего экрана, располагаемого между нижней скважиной и подошвой пласта, - изолирующего состава плотностью большое плотности воды в пласте (например, на основе минеральной воды с добавлением глины, цемента или т.п.: см. патенты RU №№2285713, 2304706, 2304160 или т.п.). На виды изолирующих составов и способы их применения авторы не претендуют, так как они известны из открытых источников.
После технологической выдержки, достаточной для упрочнения второго экрана, производят дополнительное вторичное вскрытие (кумулятивными, гидромеханическими, пескоструйными и/или т.п. перфораторами) обоих горизонтальных стволов скважин по всей длине для увеличения площади фильтрации. Далее нагнетание вытесняющего агента (пресную или минерализованную воду) в нижнюю - нагнетательную скважину с давлением, не превосходящим наименьшего давления разрушения кровли или пласта за пределами соответствующего экрана и отбор продукции из добывающей скважины. Так как давление от скважин уменьшается по экспоненциальному закону (см. формулы Дюпюи), то из-за наличия верхнего и нижнего экранов возможно использование значительно больших значений давлений закачки вытесняющего агента и отбора продукции пласта без нарушения целостности кровли и/или подошвы пласта. В результате, это значительно повышает производительность добычи продукции пласта и исключает риск прорыва воды или нефти за пределы этого пласта, не смотря на наличие трещин и каверн.
Предлагаемый способ эксплуатации залежи с порово-кавернозно-трещиноватым коллектором горизонтальными скважинами позволяет расширить область применения из-за возможности добычи также легкой нефти и повысить эффективность реализации способа за счет расположения соответствующих непроницаемых экранов между верхней скважиной и кровлей, а также между нижней скважиной и подошвой.