Способ разработки нефтяных сверхнизкопроницаемых залежей
METHOD FOR DEVELOPING OIL ULTRA-LOW-PERMEABILITY DEPOSITS

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных залежей со сверхнизкопроницаемыми высокорасчленными коллекторами.
Известен способ разработки нефтяных залежей, основанный на представлении площадных симметричных схем размещения добывающих и нагнетательных наклонно-направленных скважин (ННС) в виде рядных систем, учитывающий наличие трещин гидроразрыва пласта (ГРП) и авто-ГРП, их размеры и направление развития [Технико-экономический анализ систем разработки, сформированных скважинами с трещинами ГРП / М.М. Хасанов, В.А. Краснов, Т.Р. Мусабиров, Р.К. Мухамедшин // Нефтяное хозяйство. - 2009. - №2. - С. 92-96]. Ограничением применения данного способа разработки является то, что он не учитывает геологические особенности низкопроницаемых коллекторов, в частности, расчлененности и несвязности пластов.
Известен способ разработки низкопроницаемых коллекторов, основанный на линейном рядном размещении ННС с ГРП, учитывающий направление регионального стресса месторождения и эффекта авто-ГРП, при этом ряды нагнетательных и добывающих скважин размещаются с чередованием через один в направлении максимальных горизонтальных напряжений пласта [Выбор оптимальной системы разработки для месторождений с низкопроницаемыми коллекторами / В.А. Байков, P.M. Жданов, Т.И. Муллагалиев, Т.С. Усманов // Нефтегазовое дело. - 2011. - №1].
Недостатком указанных технических решений является использование ННС, применение которых на коллекторах со сверхнизкой проницаемостью нерентабельно из-за низкой эффективности системы поддержания пластового давления (ППД) и быстрых падений темпов добычи.
В низкопроницаемых коллекторах с большой расчлененностью и малой связностью песчаных тел актуальным является применение горизонтальных скважин с многостадийным гидравлическим разрывом пласта (МГРП). Это связано с тем, что горизонтальные скважины, в отличие от ННС, контактируют с большей площадью коллектора; за счет МГРП увеличивается связность песчаных тел и производительность скважин.
Известен способ разработки нефтяных залежей с использованием добывающих горизонтальных скважин, пробуренных в направлении минимальных горизонтальных напряжений пласта с поперечно-направленным МГРП [Е. Sayapov, I.R. Diyashev and A.V. Brovchuk "Application of Horizontal Wells with Multiple Hydraulic Fractures for the Development of Low Permeability Oil Reservoir in Western Siberia", paper IPTC 13395 presented at the Interna tional Petroleum Technology Conference held in Doha, Qatar, 7-9 December 2009] (аналог 1).
Недостатком данного технического решения является низкая технико-экономическая эффективность, что связано с высоким темпом падения дебита нефти и низким значением конечного коэффициента извлечения нефти по причине отсутствия системы ГШД и вытеснения нефти.
Наиболее близким к предлагаемому техническому решению является способ разработки нефтяной залежи с рядным размещением добывающих горизонтальных скважин в направлении минимальных горизонтальных напряжений пласта и выполнении на них поперечно-направленного МГРП, принятый за прототип. Способ включает бурение рядов нагнетательных ННС параллельно рядам добывающих скважин с чередованием через ряд [патент РФ №2515628, МПК Е21В4 3/18, 43/30, опубликован 20.05.2014]. При этом на нагнетательных ННС, расположенных напротив середин длин добывающих горизонтальных скважин, ГРП и запуск осуществляют на этапе, когда ближайшие скважины уже запущены в работу, с целью развития трещин ГРП и авто-ГРП в направлении, перпендикулярном начальному направлению максимальных горизонтальных напряжений пласта.
Недостаток данного способа заключается в том, что возникает риск прорыва трещины авто-ГРП нагнетательных скважин, размещенных напротив середины длин горизонтальных стволов добывающих скважин, в добывающие горизонтальные скважины (ГС). Данный способ выбран в качестве прототипа.
Задачей изобретения является создание способа разработки нефтяных сверхнизкопроницаемых залежей, в котором устранены недостатки аналогов и прототипа.
Техническим результатом изобретения является повышение коэффициента извлечения нефти (КИН) и сокращение времени достижения максимального КИН.
Технический результат достигается тем, что в способе разработки нефтяных сверхнизкопроницаемых залежей, включающем бурение горизонтальных скважин с рядным размещением горизонтальных стволов в направлении начальных минимальных горизонтальных напряжений пласта, цементирование хвостовиков для разобщения заколонных интервалов, определение оптимального количества трещин ГРП на основании длины горизонтального участка ствола скважины, геологических и геомеханических особенностей объекта, технологии выполнения ГРП, расчет траекторий развития трещин ГРП с учетом поворота траектории трещин ГРП на основании расчета напряженно-деформированного состояния в области горизонтальных скважин и выполнение на всех скважинах поперечно-направленного многостадийного гидроразрыва пласта, согласно настоящему изобретению, в горизонтальных стволах устанавливают пакерные установки для изолирования друг от друга чередующихся добывающих и нагнетательных трещин ГРП и осуществляют одновременно в каждой скважине добычу флюида и нагнетание жидкости через разобщенные порты по двум независимым каналам, причем в первом канале располагают электроцентробежный насос для добычи флюида, по второму каналу осуществляют нагнетание жидкости при забойном давлении, не превышающем давление разрыва пласта.
Таким образом, достижение технического результата обусловлено сближением зон отбора и нагнетания без увеличения плотности сетки скважин, учетом поворота траектории трещин ГРП и связанных с ним рисков пересечения соседних добывающих и нагнетательных трещин ГРП в пласте и получения преждевременной обводненности продукции скважины.
Осуществление предлагаемого способа иллюстрируется следующими материалами.
min
max
Фиг. 1, 2 - схемы разработки нефтяных залежей с чередующимися добывающими и нагнетательными трещинами ГРП, где 1 - скважины, которые бурят в направлении минимальных горизонтальных напряжений пласта; 2 - изолированные добывающие трещины ГРП; 3 - нагнетательные трещины ГРП; σ - направление минимального горизонтального напряжения пласта; σ - направление максимального горизонтального напряжения пласта.
Фиг. 3 - схема разработки по аналогу 1, где система ППД отсутствует, залежь работает в режиме истощения.
max
min
Фиг. 4 - схема разработки по прототипу, где 1 - скважины, которые бурят в направлении минимальных горизонтальных напряжений пласта; 2 - нагнетательные скважины, трещины ГРП которых направленны в направлении максимальных горизонтальных напряжений пласта σ; 3 - нагнетательные скважины, трещины ГРП которых направленны в направлении начальных минимальных горизонтальных напряжений пласта σ.
Фиг. 5, 6 - расчетные графики изменения КИН, где вариант 1 - вариант систем разработки по аналогу 1, вариант 2 - вариант систем разработки по прототипу, варианты 3-8 - вариантов систем разработки согласно изобретению, в которых количество трещин ГРП варьировалось.
Фиг. 7 - расчетные значения КИН и время его достижения в зависимости от расстояния между добывающими и нагнетательными трещинами ГРП, где вариант 1 - вариант систем разработки по аналогу 1, вариант 2 - вариант систем разработки по прототипу, варианты 3-8 - вариантов систем разработки согласно изобретению, в которых количество трещин ГРП варьировалось.
Способ осуществляют следующим образом.
1. На месторождении бурят ряды горизонтальных скважин 1 в направлении минимальных горизонтальных напряжений пласта (фиг. 1, 2). Начальные региональные направления минимальных и максимальных горизонтальных напряжений пласта можно определить по результатам проведения кросс-дипольного широкополосного акустического каротажа после ГРП, по направлению искусственной трещиноватости, определяемой электрическим микроимиджером [Латыпов И.Д., Борисов Г.А., Хайдар A.M., Горин А.Н., Никитин А.Н., Кардымон Д.В. Переориентация азимута трещины повторного гидроразрыва пласта на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз» // Нефтяное хозяйство. - 2011. - №6. - с. 34-38], по результатам наблюдения за развитием трещин ГРП при ранее проведенных работах с применением микросейсмического мониторинга или мониторинга микродеформации [J.Н. Le Calvez, R.С. Klem, L. Bennett, A. Erwemi, M. Craven, J.C. Palacio "Real-Time Microseismic Monitoring of Hydraulic Fracture treatment: A Tool To Improve Completion and Reservoir Management". SPE Hydraulic Fracturing Technology Conference, College Station, Texas. Extended abstract, SPE 106159. - 2007].
2. На всех скважинах осуществляют цементирование хвостовиков для разобщения заколонных интервалов.
3. Определяют оптимальное количество трещин ГРП, которое зависит от длины горизонтального участка ствола скважины, геологических и геомеханических особенностей объекта (в том числе от особенностей профиля механических свойств по разрезу), технологии выполнения ГРП, и влияния локального изменения напряженно-деформированного состояния в области скважины на траектории поперечно-направленных трещин ГРП.
4. Оценку (расчет) траекторий развития трещин ГРП для оптимальной расстановки положения трещин ГРП по длине горизонтального ствола скважины с целью уменьшения рисков пересечения трещин ГРП, минимизации получения преждевременной обводненности продукции скважины и получении строго перпендикулярных трещин ГРП относительно горизонтального ствола скважин проводят на основании расчета напряженно-деформированного состояния в области горизонтальных скважин в геомеханическом симуляторе.
5. Далее на скважинах проводят поперечно-направленный МГРП. В хвостовиках устанавливают двухтрубные системы с пакерами, служащими для разобщения трещин ГРП, причем количество трещин ГРП зависит от длины горизонтального участка ствола скважины и геологических особенностей объекта.
6. После выполнения МГРП производят запуск всех скважин в добычу флюида и нагнетание жидкости, при этом добычу и нагнетание ведут одновременно по двум независимым каналам через чередующиеся изолированные добывающие 2 и нагнетательные 3 трещины ГРП. Забойное давление в нагнетательной линии не должно превышать давление разрыва пласта. На фиг. 2 показана схема реализации способа, когда трещины ГРП на скважинах в центральном вертикальном ряду инвертированы.
Пример конкретного осуществления способа.
2
3
В качестве объекта разработки рассматривается залежь нефти с сверхнизкопроницаемым коллектором, характеризующаяся следующими геолого-геофизическими параметрами: глубина залегания - 2600 м, эффективная нефтенасыщенная толщина - 10 м, коэффициент проницаемости - 0.0003 мкм, коэффициент пористости - 0.17, коэффициент нефтенасыщенности - 0.5, начальное пластовое давление - 260 атм, вязкость нефти в пластовых условиях - 1.5 сП, плотность нефти в пластовых условиях - 870 кг/м.
Согласно схеме предлагаемой системы разработки (фиг. 1, 2) ряды горизонтальных скважин с длинами стволов 600 м бурят в направлении минимальных горизонтальных напряжений пласта, расположив скважины в три ряда по три скважины в ряду с расстояниями между горизонтальными скважинами в ряду 100 м и между рядами скважин 300 м. На этих скважинах выполняют поперечно-направленный МГРП с полудлинами трещин 140 м с чередующимися добывающими и нагнетательными трещинами, которые одновременно запускают в добычу флюида 2 и закачку жидкости 3. В геомеханическом симуляторе на основании расчета напряженно-деформированного состояния в области горизонтальных скважин оценивается необходимое расстояние для расстановки положения трещин ГРП по длине горизонтального ствола скважины для уменьшения рисков пересечения соседних трещин ГРП, минимизации получения преждевременной обводненности продукции скважины и получении строго перпендикулярных трещин ГРП относительно горизонтального ствола скважин. Рост трещин ГРП на этих скважинах будет происходить в направлении первоначальных максимальных горизонтальных напряжений пласта.
Для сравнения рассчитаны 2 варианта систем разработки по аналогу 1 и прототипу и 6 вариантов систем разработки согласно изобретению, в которых количество трещин ГРП варьировалось.
С неинвертированным порядком трещин ГРП в центральном вертикальном ряду скважин: вариант 3 с 13 трещинами через 50 м, вариант 4 с 9 трещинами через 75 м, вариант 5 с 7 трещинами через 100 м (фиг. 1). С инвертированным порядком трещин ГРП в центральном вертикальном ряду скважин: вариант 6 с 13 трещинами через 50 м, вариант 7 с 9 трещинами через 75 м, вариант 8 с 7 трещинами через 100 м (фиг. 2). Забойное давление в первом канале (добывающие трещины ГРП) - 70 атм, во втором канале (нагнетательные трещины ГРП) - 450 атм.
По варианту 1 согласно аналогу 1 (фиг. 3) добывающие горизонтальные скважины длиной 600 м пробурены в три ряда по три скважины в ряду в направлении первоначальных минимальных горизонтальных напряжений пласта с выполнением на них поперечно-направленного МГРП с 7 трещинами ГРП через 100 м с полу длинами 140 м. Расстояние между рядами добывающих горизонтальных скважин - 300 м, между скважинами в рядах - 100 м, плотность сетки скважин - 21 Га/скв.
По варианту 2 согласно прототипу (фиг. 4) в системе разработки размещены дополнительно к варианту 1 28 нагнетательных ННС с трещинами авто-ГРП с полу длиной 300 м в 4 ряда по 7 скважин в ряду с чередованием с рядами горизонтальных скважин по 3 скважины в ряду. Расстояние между рядами скважин - 300 м, между горизонтальными скважинами в рядах - 400 м, между нагнетательными скважинами в рядах - 500 м, плотность сетки скважин - 20 Га/скв. ГРП и пуск в работу осуществляют на горизонтальных добывающих 1 и нагнетательных ННС 2, расположенных в углах схемы разработки. Развитие трещин ГРП и авто-ГРП на этих скважинах будет происходить в направлении первоначальных максимальных горизонтальных напряжений пласта. ГРП и пуск в работу нагнетательных ННС 3, расположенных напротив середин горизонтальных добывающих скважин, осуществляют после того, как остальные скважины пущены в работу, при этом развитие трещин авто-ГРП на этих скважинах будет происходить в направлении двух соседних запущенных ранее нагнетательных ННС в том же ряду - параллельно начальным направлениям минимальных горизонтальных напряжений пласта.
На фиг. 5 и 6 представлены результаты расчетов, показывающие динамику изменения КИН в течение 10 лет согласно изобретению для вариантов 3, 4, 5 и 6, 7, 8 соответственно в сравнении с вариантом 1 по аналогу 1 и вариантом 2 по прототипу. Согласно изобретению наибольший КИН=0.37 достигается для варианта 8, наименьший КИН=0.34 - для варианта 3, причем оба превосходят значения КИН=0.05 для варианта 1 по аналогу 1 и КИН=0.29 для варианта 2 прототипу.
Из фиг. 5 и 6 видно, что сроки эффективной работы горизонтальных скважин по всем вариантам, согласно изобретению, превышают срок эффективной работы добывающих скважин по варианту 1, что свидетельствует о снижении темпов падения добычи нефти. Максимальные показатели эффективности работы скважин, согласно изобретению, для всех вариантов достигаются за гораздо меньший срок, чем для варианта 2: за 2 года для варианта 3 с КИН=0.34 и за 6.5 лет для варианта 8 с КИН=0.37. Для варианта 2 КИН=0.11 через 2 года, КИН=0.24 через 6.5 лет, а максимальное значение КИН=0.38 достигается только через 40 лет после запуска скважин в работу.
Существенное снижение времени достижения максимальных КИН и накопленной добычи нефти приводит к быстрой окупаемости затрат. На фиг. 7 показан расчетный максимальный КИН и время его достижения для всех вариантов согласно изобретению в сравнении с вариантом 2. При одинаковых количествах трещин и расстояниях между ними значения КИН больше для вариантов с инвертированным порядком трещин. При этом чем меньше расстояние между трещинами, тем меньше время достижения максимального КИН, а значения КИН изменяются незначительно и составляют ~ 0.36-0.37 Положительный технико-экономический эффект достигается за счет возможности сближения зон отбора и нагнетания согласно изобретению при сохранении проектной плотности сетки скважин. Увеличение расстояния между нагнетательными и добывающими трещинами более 100 м нецелесообразно, так как при этом время достижения максимального КИН увеличивается экспоненциально.
Таким образом, применение изобретения позволит достичь высоких КИН и сократить время достижения его максимального значения.