Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ НЕФТЕГАЗОВЫХ ПЛАСТОВ

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для повышения эффективности разработки низкопроницаемых продуктивных пластов.

Известен способ разработки продуктивных пластов с использованием добывающих скважин с вытеснением пластового флюида через систему нагнетательных скважин (Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Под общей ред. Ш.К. Гиматудинова, М., Недра, 1983, 455 с.).

Известен способ бурения многозабойных скважин, при котором из основного ствола скважины при приближении к продуктивному пласту ответвляется множество дополнительных стволов, входящих в продуктивный пласт на его различных участках, что увеличивает область охвата пласта одной скважиной (Григорян А.Н. Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными скважинами. - М., Недра, 1969, 192 с.).

Недостатком этих известных способов при их использовании в разработке низкопроницаемых пластов является низкая продуктивность добывающих скважин.

Известен способ разработки низкопроницаемых пластов с помощью горизонтальной скважины с проведением многостадийного гидроразрыва продуктивного пласта, то есть с созданием системы трещин в пласте, пресекающих ствол горизонтальной 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 этого способа является технологическая сложность его использования, а также отсутствие процесса вытеснения пластового флюида закачиваемым агентом (водой, газом), что существенно снижает коэффициент извлечения флюида из продуктивного пласта.

Наиболее близким к заявляемому является способ разработки низкопроницаемых залежей нефти (патент РФ №2515628 С1, МПК Е21В 43/18, Е21В 43/30, опубл. 20.05.2014), включающий бурение горизонтальных добывающих скважин, выполнение многостадийного гидроразрыва пласта и бурение наклонно направленных нагнетательных скважин с выполнением гидроразрывов пласта. При этом на нагнетательных скважинах, размещенных напротив середины длины горизонтального ствола добывающих скважин, гидроразрыв и запуск в работу осуществляют на этапе, когда все соседние скважины уже пущены в работу, причем закачку жидкости в нагнетательных скважинах ведут при забойном давлении, превышающем давление разрыва пласта. Недостатком этого способа является необходимость применения технологически сложного способа строительства горизонтальных скважин с проведением в них многостадийного гидроразрыва, а также нерациональное размещение забоев нагнетательных скважин, удаленных от основной области питания системы трещин гидроразрыва в добывающих горизонтальных скважинах, что снижает полноту и темпы вытеснения нефти из этой области.

Задачей, решаемой предлагаемым способом разработки, является повышение эффективности разработки низкопроницаемых продуктивных пластов при снижении трудоемкости разработки.

Поставленная задача решается тем, что способ разработки низкопроницаемых нефтегазовых пластов включает бурение скважин с проведением гидроразрыва в каждом стволе этих скважин, а также нагнетание вытесняющего агента непосредственно в область питания добывающей скважины. Новым является то, что бурят по меньшей мере две многозабойные скважины, причем забои этих скважин в плане располагают вдоль общей линии, с последовательным их чередованием и эксплуатируют обе скважины как добывающие до истощения упругой энергии пластового флюида, после чего производят нагнетание вытесняющего агента через одну из скважин, при этом общую линию расположения забоев многозабойных скважин в плане выбирают направленной преимущественно в сторону минимальных горизонтальных напряжений в продуктивном пласте.

После отбора пластового флюида из области, охваченной системой трещин гидроразрыва, для вытеснения пластового флюида из аналогичных соседних участков продуктивного пласта закачку вытесняющего агента можно производить через обе многозабойные скважины.

Совокупность существенных признаков заявляемого способа разработки низкопроницаемых пластов обеспечивает следующий технический результат: повышение эффективности извлечения нефти и газа из низкопроницаемых залежей путем увеличения дебитов добывающих скважин и коэффициента отдачи пласта, а также снижение трудоемкости процесса разработки пласта.

Технический результат достигается за счет увеличения проводимости внутренних и внешних фильтрационных зон и градиентов давления между забоями скважин в системе заявляемого их размещения на эксплуатационном объекте в направлении минимальных горизонтальных напряжений в продуктивном пласте и за счет того, что в предлагаемом способе используется система трещин гидроразрыва, для формирования которой не требуется технологически сложного бурения горизонтальной скважины с проведением операции многостадийного гидроразрыва пласта, а также за счет того, что на поздней стадии разработки выполняют нагнетание вытесняющего агента непосредственно через последовательно чередующиеся отдельные трещины гидроразрыва одной из многозабойных скважин, что обеспечивает наиболее полное вытеснение пластового флюида из области питания.

На представленной фиг. 1 изображена схема участка низкопроницаемого пласта для разработки, где бурят две многозабойные скважины 1 и 2 и где цифрой 3 обозначена дневная поверхность. При этом забои всех стволов этих многозабойных скважин 1 и 2 располагают в плане (вид сверху), последовательно чередуя вдоль одной линии АВ, ориентированной в направлении минимальных горизонтальных напряжений в продуктивном пласте 4. Производят гидроразрывы пласта 4 во всех стволах этих скважин. В образующейся системе трещин 5 гидроразрыва все трещины будут ортогональны линии АВ, поскольку направление образующихся в пласте трещин будет ортогонально направлению на минимальные сжимающие горизонтальные напряжения в этом пласте.

Таким образом, на выбранном участке низкопроницаемого продуктивного пласта формируется множество поверхностей разрыва, имеющих большую площадь притока, что существенно увеличивает поток пластового флюида (на приводимых фигурах поток обозначен стрелками) к этим поверхностям и, соответственно, к скважинам 1 и 2, которые на начальном этапе разработки эксплуатируются как добывающие скважины. Областью питания этих скважин является, в основном, область, охватываемая системой трещин 5.

Как показывает практика применения горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом, запас энергии пластового флюида обеспечивает рентабельную эксплуатацию добывающей скважины с системой трещин гидроразрыва в течение 1.5-2 лет, после чего эта скважина выводится из эксплуатации. При этом в области питания, охватываемой системой трещин гидроразрыва, остается большой объем пластового флюида, по величине значительно превышающий объем извлеченного флюида, который может быть вытеснен из пласта к добывающей скважине путем нагнетания в пласт вытесняющего агента (воды, газа).

В предлагаемом способе для нагнетания вытесняющего агента после истощения пластовой энергии используется одна из многозабойных скважин, например скважина 2 на приводимой фиг. 2. Поступление вытесняющего агента в область питания через трещины, соответствующие этой скважине, обеспечит максимально полное вытеснение пластового флюида из области питания к трещинам добывающей скважины 1, что существенно увеличит конечный коэффициент извлечения этого флюида из данного участка низкопроницаемого продуктивного пласта (направление вытеснения флюида показано более светлыми стрелками на фиг. 2).

После полного вытеснения пластового флюида из области питания, охватываемой системой трещин 5, обе многозабойные скважины 1 и 2 могут быть использованы для нагнетания вытесняющего агента, что будет способствовать более эффективному вытеснению пластового флюида на аналогичных соседних участках продуктивного пласта.

Пример осуществления предлагаемого способа.

В качестве объекта разработки рассматривается залежь нефти в низкопроницаемом пласте. На основании расчетов, проведенных с использованием гидродинамической модели пласта, определяют, что при фильтрационно-емкостных свойствах низкопроницаемого участка продуктивного пласта трещины гидроразрыва наиболее рационально размещать на расстоянии, например, 200 м друг от друга. Геофизическими исследованиями, проведением микроразрывов пласта или на основании другой имеющейся информации устанавливают направления главных сжимающих горизонтальных напряжений на выбранном участке пласта. Зная направление этих напряжений, бурят две многозабойные скважины 1 и 2 с последовательно чередующимися забоями, удаленными друг от друга на расстояние, например, 200 м и расположенными вдоль линии АВ. Проводят гидроразрыв с образованием трещин 5 в каждом стволе скважин 1 и 2. Требования к точности проведения стволов скважин, в сравнении с требованиями при строительстве горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом, существенно ниже, что отражено на приводимых фигурах: окружности, соответствующие положению стволов скважин на трещинах гидроразрыва 5, расположены вдоль линии АВ с некоторым разбросом. Некоторые погрешности в определении направления линии АВ и расположения забоев скважин вдоль этой линии в данном способе принципиального значения не имеют.

Обе многозабойные скважины 1 и 2 эксплуатируют как добывающие до той стадии, когда на основании гидродинамических расчетов через одну из скважин, например скважину 2, будет целесообразно производить закачку вытесняющего агента. После максимального извлечения пластового флюида из области питания, охватываемой системой трещин, добыча флюида на данном участке продуктивного пласта прекращается. Обе скважины в дальнейшем используют для нагнетания вытесняющего агента с целью поддержания пластового давления и вытеснения нефти к добывающим скважинам на аналогичных соседних участках продуктивного пласта.

Предлагаемый способ может быть использован для разработки месторождений сланцевых или трудноизвлекаемых нефти и газа, например, для разработки нефтяных залежей Баженовской свиты в Западной Сибири.