СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ ЗАЛЕЖЕЙ С ПРИМЕНЕНИЕМ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН С ПОПЕРЕЧНО-НАПРАВЛЕННЫМИ ТРЕЩИНАМИ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке чисто нефтяных залежей с низкопроницаемыми коллекторами.

Известен способ разработки низкопроницаемых коллекторов, основанный на площадных пяти-, семи-, девятиточечных системах размещения добывающих и нагнетательных скважин [Фазлыев Р.Т. Площадное заводнение нефтяных месторождений. -М.:Недра, 1979, с.7,47-49]. Недостатком данного технического решения является использование наклонно направленных скважин, применение которых на низкопроницаемых коллекторах нерентабельно из-за низких дебитов добывающих скважин и низкого коэффициента извлечения нефти.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ, согласно которому на горизонтальных добывающих скважинах, пробуренных в направлении минимальных горизонтальных напряжений пласта, выполняют многостадийный гидраразрыв пласта (ГРП) - несколько трещин ГРП, выполненных на различных участках горизонтального ствола скважины [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 International Petroleum Technology Conference held in Doha, Qatar, 7-9 December 2009].

Недостатком известного 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 поддержания пластового давления и вытеснения нефти.

Решаемой задачей представленного способа разработки является рентабельная разработка нефтяных низкопроницаемых залежей. Техническим результатом является снижение темпов падения добычи нефти и повышение конечного коэффициента извлечения нефти.

Поставленная задача решается тем, что в способе разработки нефтяных низкопроницаемых залежей с применением горизонтальных скважин с поперечно направленными трещинами ГРП, включающем бурение горизонтальных добывающих скважин, с рядным размещением скважин и ориентацией горизонтальных стволов в направлении минимальных горизонтальных напряжений пласта, и выполнение многостадийного ГРП на указанных горизонтальных добывающих скважинах, согласно изобретению, параллельно рядам добывающих горизонтальных скважин, с чередованием через один ряд, бурят ряды нагнетательных наклонно направленных скважин с ыполнением на всех скважинах ГРП, при этом на нагнетательных скважинах, размещенных напротив середины длины горизонтального ствола добывающих скважин, ГРП и запуск в работу осуществляют на этапе, когда все соседние скважины уже пущены в работу: ближайшие добывающие горизонтальные скважины в соседних рядах - в добычу, ближайшие нагнетательные скважины в ряду -в закачку, причем закачку жидкости на наклонно направленных нагнетательных скважинах ведут при забойном давлении, превышающем давление разрыва пласта. Способ осуществляется следующим образом.

1. Бурят нагнетательные наклонно направленные и добывающие горизонтальные скважины по рядной системе, чередуя ряды нагнетательных и добывающих скважин. Ряды скважин и направление горизонтального ствола добывающих скважин располагают с учетом направления горизонтальных стрессов - в направлении минимального горизонтального напряжения пласта.

2. На добывающих и на краевых нагнетательных скважинах, расположенных на удалении от середины горизонтального ствола добывающих скважин, после бурения сразу же проводят ГРП и пускают скважины в работу.

3. На нагнетательных скважинах, расположенных напротив середины длины горизонтального ствола добывающих скважин, ГРП и запуск в работу осуществляют на этапе, когда все соседние скважины пущены в работу: ближайшие добывающие горизонтальные скважины в соседних рядах - в добычу, ближайшие нагнетательные скважины в ряду - в закачку.

4. При этом закачку жидкости на наклонно направленных нагнетательных скважинах ведут при забойном давлении, превышающем давление разрыва пласта.

Пример

В качестве объекта разработки рассматривается залежь нефти с низкопроницаемым коллектором. Залежь характеризуется следующими геолого-геофизическими параметрами: глубина залегания - 2600 м, эффективная нефтенасыщенная толщина - 10 м, коэффициент проницаемости - 0,001 мкм, коэффициент пористости - 0,16, коэффициент нефтенасыщенности - 0,52, начальное пластовое давление - 25МПа., вязкость нефти в пластовых условиях - 1,6 сП, плотность нефти в пластовых условиях - 870 кг/м³, давление насыщения газом - 11,6 Мпа, газовый фактор - 70 м³/т.

Для этой залежи нефти определяют начальные региональные направления минимальных и максимальных горизонтальных напряжений пласта. Определить их можно различными способами: 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, и пр.[J. H. Le Calvez, R.C. 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"; B.C. Миронов, И.Р. Дияшев, А.В. Бровчук, Б.М. Дэвидсон «Картирование трещин ГРП поверхностными наклономерами на Пальниковском месторождении Западной Сибири», статья SPE 117097 была представлена на Российской нефтегазовой технической конференции и выставке в Москве 28-30 октября 2008]. Зная направления этих напряжений, залежь нефти разбуривают по предлагаемой системе разработки, схема которой представлена на фиг.1. На фиг.1 представлена схема предлагаемой системы разработки, на которой горизонтальный ствол добывающей горизонтальной скважины (1) и ряды нагнетательных наклонно направленных скважин (2) размещают в направлении минимальных горизонтальных напряжений пласта.

Ряды горизонтальных добывающих скважин с длиной ствола 1000 м бурят в направлении минимальных горизонтальных напряжений, с расстоянием между горизонтальными скважинами в ряду 400 м. На этих скважинах выполняют многостадийный поперечно-направленный ГРП, поэтому для них выбирают соответствующий тип заканчивания. В данном случае спускается незацементированный хвостовик с размещением нескольких внешних пакеров. Пакера служат для разобщения стадий ГРП, и их количество зависит от количества стадий ГРП, длины горизонтального участка ствола скважины и геологических особенностей объекта. В компоновке хвостовика присутствуют специальные порты, имеющие своей целью создание связи внутрискважинного пространства с пластом и в транспортном положении находятся в закрытом положении. Открытие портов происходит путем сбрасывания специальных шаров, которые в то же время изолируют предыдущую стадию ГРП от текущей стадии [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 International Petroleum Technology Conference held in Doha, Qatar, 7-9 December 2009]. Выполняют восемь поперечно направленных ГРП. После выполнения ГРП и освоения, горизонтальные скважины пускают в добычу.

Помимо горизонтальных скважин бурят наклонно направленные нагнетательные скважины с проведением ГРП. Ряды нагнетательных скважин располагают в 300 м параллельно рядам добывающих горизонтальных скважин, с чередованием через один ряд. Расстояние между нагнетательными скважинами в ряду составляет 700 м. Не все нагнетательные скважины сразу после бурения пускают в работу. Нагнетательные скважины, расположенные напротив середины длины горизонтального ствола добывающей скважины пускают в работу с ГРП только после того, как пущены в работу все соседние скважины: ближайшие добывающие горизонтальные скважины в соседних рядах - в добычу, ближайшие нагнетательные скважины в ряду - в закачку. Далее представлено подробное описание реализации этой схемы.

На фиг.2 представлен элемент системы разработки, состоящий из двух горизонтальных добывающих скважин (1) и девяти наклонно направленных нагнетательных скважин (2) с трещинами ГРП (3) и авто-ГРП (4). Трещины авто-ГРП -это самопроизвольно развитые трещины, образующиеся в результате закачки жидкости на нагнетательных скважинах при забойных давлениях выше давления разрыва пласта [Мальцев В. В., Асмандияров Р. Н., Байков В. А., Усманов Т. С., Давлетбаев А. Я. Исследование развития трещин автоГРП на опытном участке Приобского месторождения с линейной системой разработки./Нефтяное хозяйство. - 2012. - №5. -С.70-73].

Рассмотрим участок представленного элемента системы разработки, выделенного пунктирным прямоугольником на фиг.2, включающего в себя две горизонтальные добывающие скважины и три наклонно направленные нагнетательные скважины. Первоначально ГРП и пуск в работу осуществляют с краевых скважин данного участка, представленного пунктирным прямоугольником, т.е. с двух горизонтальных добывающих и двух краевых наклонно направленных нагнетательных скважин. Развитие трещин ГРП и авто-ГРП на этих скважинах будет происходить в направлении первоначальных максимальных горизонтальных напряжений пласта. После того, как пущены эти четыре краевые скважины в работу, на нагнетательной скважине, расположенной в центре участка, выделенного пунктирным прямоугольником, напротив середины горизонтального ствола горизонтальной скважины, производится ГРП и пуск в работу. При превышении забойного давления закачки, давления разрыва пласта, будут развиваться трещины авто-ГРП. Развитие трещин ГРП и авто-ГРП будет происходить в направлении двух соседних нагнетательных скважин в ряду - перпендикулярно начальным направлениям максимальных горизонтальных напряжений пласта, что показано на фиг.2.

Подобным образом осуществляется пуск в работу всех подобных нагнетательных скважин, расположенных напротив середины длины горизонтального ствола добывающих горизонтальных скважин. Работа соседних нагнетательных скважин в ряду и добывающих скважин в соседних рядах позволит изменить первоначальную ориентацию минимальных и максимальных напряжений в окружении рассматриваемых нагнетательных скважин, что приведет к изменению азимута трещины ГРП и авто-ГРП в направлении соседних нагнетательных скважин в ряду.

Для участка рассматриваемой залежи создана гидродинамическая модель со схемой размещения скважин по прототипу: девять горизонтальных добывающих скважин с длиной горизонтального участка ствола 1000 м с восемью поперечно направленными трещинами ГРП с полудлиной 100 м расположены в три ряда по три скважины в каждом, с расстоянием между скважинами в ряду 400 м. Было рассчитано три варианта система разработки с забойным давлением на добывающих горизонтальных скважинах 8 МПа:

1. Вариант 1 - по прототипу. На фиг.3 представлена схема размещения скважин согласно прототипу. Расстояние между рядами добывающих горизонтальных скважин - 300 м.

2. Вариант 2 - согласно изобретению. На фиг.4 представлена схема размещения скважин согласно изобретению, с размещением дополнительно к Варианту 1 (по прототипу), 28 наклонно направленных нагнетательных скважин с полудлиной трещин авто-ГРП - 350 м. Забойное давление на нагнетательных скважинах - 45 МПа.

3. Вариант 3 - согласно изобретению. На фиг.5 представлена еще одна схема размещения скважин согласно изобретению, с размещением дополнительно к Варианту 1 (по прототипу), 16 наклонно направленных нагнетательных скважин с полудлиной трещин авто-ГРП - 350 м. Забойное давление на нагнетательных скважинах 45 МПа.

На фиг.6 и 7 представлены результаты расчета трех вариантов. На фиг.6 показана динамика изменения накопленной добычи нефти на единицу площади элемента, на фиг.7 - динамика изменения коэффициента извлечения нефти. Из фиг.6 видно, что срок эффективной работы добывающих скважин по Вариантам 2 и 3 значительно превышает срок эффективной работы добывающих скважин по Варианту 1, что свидетельствует о снижении темпов падения добычи нефти на добывающих скважинах по Вариантам 2 и 3 (согласно предлагаемому изобретению) по сравнению с Вариантом 1 (по прототипу). Из фиг.7 видно, что коэффициент извлечения нефти увеличился до 0,345 по Варианту 2 и до 0,32 по Варианту 3 по сравнению с 0,056 по Варианту 1.