СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЗАЛЕЖИ УГЛЕВОДОРОДОВ
METHOD OF HYDROCARBON DEPOSIT OPERATION

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано на завершающей стадии разработки массивных и пластомассивных залежей, имеющих покрышку большой толщины и подстилаемых активно внедряющейся в продуктивную часть пласта подошвенной водой, в частности для интенсификации притоков нефти и газа из продуктивных пластов и увеличения их добычи, в частности в горизонтальных скважинах (ГС).
Широко известны способы эксплуатации углеводородных залежей с применением ГС, с помощью которых ведется бурение боковых стволов (БС) из простаивающего, обводненного и низкодебитного фонда скважин [Бердин Т.Г. Проектирование разработки нефтегазовых месторождений системами горизонтальных скважин. - М.: Недра, 2001. - С.78].
Недостатком этого способа является то, что при эксплуатации залежи с активной подошвенной водой (водоплавающей) конечный коэффициент их нефтегазоотдачи невысок.
Из известных способов эксплуатации углеводородных залежей, близких к заявляемому, является способ, включающий прокладку ГС, перфорацию их и формирование трещин с помощью гидравлического разрыва пласта (ГРП) в продуктивном пласте [Первые аспекты целесообразности применения горизонтальных скважин на газонефтяных месторождениях Украины / Р.Ф.Бойко, B.C.Бойко. - Ивано-Франковск, 1997. - С.19].
Недостатком этого способа является то, что при эксплуатации залежи с активной подошвенной водой (водоплавающей) конечный коэффициент их нефтегазоотдачи в среднем не высок и не превышает 90-92%.
Наиболее близким из известных способов эксплуатации углеводородных залежей к заявляемому, выбранным в качестве прототипа, является способ, включающий прокладку ГС, перфорацию их и формирование трещин с помощью ГРП в продуктивном пласте, проводимого последовательно, начиная с конца, дальнего от вертикального ствола скважины, и изолируя каждый перфорируемый интервал от остальной колонны пакером [Пат. 2305755 РФ, Е21В 43/00, 43/26].
Недостатком этого способа является то, что при эксплуатации залежи с активной подошвенной водой (водоплавающей) конечный коэффициент их нефтегазоотдачи в среднем не превышает 90-92%. Кроме того, он не учитывает неоднородность продуктивного пласта и условия притока нефти и газа к ГС, в которых наиболее нефтегазонасыщенность пласта и наиболее высокий дебит получается в наиболее близком от вертикального ствола скважины участке ГС, а удаленный участок по небольшому прошествию времени зашламовывается и перестает отдавать нефть и газ из пласта в ГС.
3
При существующих способах разработки и эксплуатации месторождений повысить величину коэффициента нефтегазоотдачи не удается ввиду массового обводнения добывающих скважин, обусловленного поднятием нефте- или газоводяного контакта к интервалам перфорации скважин через негерметичный цементный камень заколонного пространства этих скважин. Дорогостоящие капитальные ремонты по ликвидации притока пластовых вод и промывке песчаных пробок в скважинах делают в конечном итоге добычу нефти и газа такой залежи нерентабельной. Но увеличение только на один процент нефтегазоотдачи по таким месторождениям, как Медвежье, Уренгойское и Ямбургское, позволит дополнительно добывать углеводородное сырье в объеме более 100 млрд. м, что равносильно открытию нового крупного месторождения.
Повысить коэффициент конечной промышленной нефтегазоотдачи объективно не позволяют следующие обстоятельства: необходимость создания перепадов давления внутри самого продуктивного пласта для обеспечения притоков нефти и газа к скважинам, что, в свою очередь, вызывает и приток пластовой воды, а также разрушение коллектора при падении пластового давления и увлажнение его внедряющейся пластовой водой.
Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в обеспечении получения максимально возможной добычи нефти и газа из залежи углеводородов.
Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в повышении коэффициента нефтегазоотдачи селективно из всех интервалов горизонтального участка ствола скважины, отличающихся неоднородностью продуктивных характеристик.
Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в известном способе эксплуатации залежи углеводородов, включающем прокладку горизонтальной скважины, перфорацию ее и формирование трещин с помощью гидравлического разрыва пласта, проводимого последовательно, начиная с конца, дальнего от вертикального участка скважины, путем изоляции каждого перфорируемого интервала от остальной колонны пакером и последующую эксплуатацию горизонтальной скважины через трещины разрыва пласта, в отличие от прототипа при эксплуатации залежи с активной подошвенной водой, коэффициентом нефтеотдачи, не превышающим 92%, и наибольшей нефтегазонасыщенностью в наиболее близком участке от вертикального участка скважины, гидравлический разрыв пласта в каждом интервале осуществляют селективно-выборочно с периодическим изменением величины давления разрыва от максимальной величины, не превышающей предельно допустимой величины для данного пласта, до минимальной величины, при которой возможно получение трещины разрыва, и вновь до максимальной величины или какой-то средней величины, при этом величину давления разрыва выбирают с учетом продуктивных характеристик интервалов горизонтального участка ствола скважины и предотвращения разрушения скелета горной породы пласта, а эксплуатацию залежи осуществляют при депрессиях на пласт, не допускающих подтягивания подошвенной воды.
Горизонтальный участок может размещаться как в покрышке продуктивного пласта, так и в верхней части продуктивного пласта или в самом продуктивном пласте, удаленном от обводнившейся части продуктивного пласта на расстояние не менее чем 2-5 м. Пакеры для изоляции перфорируемых интервалов спускают в скважину на гибкой трубе, а гидравлический разрыв пласта и все подготовительно-заключительные операции по закачиванию проппанта, закрепляющего трещину разрыва в раскрытом положении, и вымыванию остатков проппанта после завершения гидравлического разрыва осуществляют за один цикл путем перемещения гибкой трубы по горизонтальному стволу, начиная с конца, дальнего от вертикального участка скважины.
Отличительным признаком заявляемого изобретения является проведение многократных селективных ГРП при различных давлениях разрыва в разных интервалах горизонтального участка ствола скважины.
На фиг.1, фиг.2 показаны схема реализации заявляемого способа, где цифрами обозначены: 1 - вертикальный участок ГС, 2 - горизонтальный участок ГС, 3 - заколонный пакер, 4 - перфорированный участок, через который делается ГРП, 5 - покрышка продуктивного пласта, 6 - продуктивный пласт, 7 - обводненная часть продуктивного пласта; 8 - гибкая труба; 9 - изоляционный пакер; 10 - трещина разрыва.
Способ реализуется следующим образом.
После завершения бурения и крепления ГС ее горизонтальный участок 2, который может размещаться как в покрышке продуктивного пласта 5 (фиг.1), так и в верхней части продуктивного пласта или в самом продуктивном пласте 6 (фиг.2), удаленном от обводнившейся части продуктивного пласта 7 на расстояние не менее чем 2-5 м, перфорируется в тех интервалах, где предполагается осуществить ГРП. Таких перфорированных интервалов 4 может быть несколько, изолированных заколонными пакерами 3.
После этого в горизонтальной части ствола 2 последовательно, начиная с дальнего от вертикального участка 1 ствола скважины конца, проводят ГРП. При этом каждый перфорированный участок 4, через который делается ГРП, изолируется от остальной части колонны установкой изоляционных пакеров 9, спускаемых на колонне гибких труб 8. В процессе проведения ГРП селективно, то есть выборочно, изменяют величину давления разрыва от максимальной величины, не превышающей предельно-допустимой величины для пород данного пласта, до минимальной, при котором возможно получение трещины разрыва, и вновь до максимальной или какой-то средней величины. При этом величину давления разрыва определяют в зависимости от продуктивной характеристики пород данного интервала по результатам геофизических исследований. Перемещение гибкой трубы 8 по горизонтальному участку 2, начиная с конца, дальнего от вертикального участка 1 ствола скважины, позволяет осуществлять гидравлический разрыв пласта и все подготовительно-заключительные операции по закачиванию проппанта, закрепляющего трещину разрыва в раскрытом положении, и вымыванию остатков проппанта после завершения гидравлического разрыва за один цикл спуска и подъема гибкой трубы 8, что значительно сокращает затраты на проведение работ и способствует снижению цены добываемого из залежи углеводородного сырья.
Из решения задачи механики сплошной среды в процессе ГРП будут образовываться двусторонние от оси скважины трещины 10 вертикальной ориентации, плоскости которых будут проходить через ось горизонтального участка 2 скважины, что наблюдается при непосредственных наблюдениях видеокамерами.
Двусторонность означает, что одна половина трещины 10 окажется в продуктивном пласте 6 над горизонтальным участком, а вторая - под ним.
5
В пользу вертикальной ориентации трещин свидетельствуют следующие соображения. За длительный геологический период боковое горное давление в породе покрышки могло, особенно на больших глубинах, в результате пластического течения выровняться и стать таким же, как на горизонтальных площадках, то есть примерно равным 240×10 Па на каждую тысячу метров глубины залегания продуктивного пласта. Но в результате разработки месторождения возникают деформации, как самого продуктивного пласта, так и окружающих его массивов горных пород, что будет способствовать снижению бокового горного давления.
Такая ориентация трещин объясняется тем, что толстостенный цилиндр с большим внешним радиусом, каким является порода, окружающая скважину, при внутреннем давлении всегда разрывается по образующей.
Поэтому при проведении ГРП из ГС, проложенной в самом продуктивном пласте 6 на расстоянии, близком к подошвенным водам (2-5 м), трещины разрыва 10 должны быть короткими и широкими, а в покрышке продуктивного пласта 5 - длинными и узкими.
Реализация заявляемого изобретения устраняет негативные обстоятельства, которые не позволяют повысить коэффициент конечной промышленной нефтегазоотдачи при разработке месторождения традиционным способом.
Высокие дебеты скважин напрямую зависят от длины образовавшихся трещин 10 в результате проведенных многократных ГРП, причем периодичность или хаотичность изменения величин давлений разрыва будут способствовать получению максимальных дебитов из перфорированных участков 4.
Большие площади тех частей трещин 10, которые располагаются внутри продуктивного пласта 6, позволят значительно снизить рабочие депрессии, что позволит предотвратить разрушение скелета горных пород, слагающих продуктивный пласт 6.
Использование коротких, но широких трещин 10 в ГС, проложенной вблизи подошвенных вод, позволит получать достаточно большие дебиты нефти и газа при небольших депрессиях на пласт и не допустить подтягивание подошвенных вод к скважине. Использование длинных трещин в ГС, проложенной в покрышке продуктивного пласта, позволит достичь этими трещинами нефтегазонасыщенную часть горных пород и получать достаточно большие дебиты нефти и газа.