Результат интеллектуальной деятельности: Способ разработки залежи нефти трещинами гидроразрыва пласта

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяной залежи.

Известен способ разработки залежи нефти, расположенной над газовой залежью и отделенной от нее непроницаемым пропластком (патент RU №2478164, МПК Е21В 43/16, опубл. 27.03.2013, Бюл №9), включающий бурение вертикальных и горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин в нефтяной залежи, закачку рабочего агента в нагнетательные и отбор продукции из добывающих скважин. При этом бурят дополнительную горизонтальную скважину с прохождением ее горизонтального ствола в непроницаемом пропластке между залежами нефти и газа. Производят гидроразрыв в горизонтальной части ствола скважины в интервале непроницаемого участка с образованием трещин гидроразрыва, связывающих нефтяную и газовую залежи между собой. В процессе разработки залежи нефти при прорыве газа в стволы добывающих скважин производят периодическую закачку вязкой жидкости в дополнительную горизонтальную скважину до прекращения поступления газа в стволы этих добывающих скважин.

Недостатками способа являются:

- во-первых, низкая эффективность реализации способа, обусловленная слабым действием фронта вытеснения нефти газом в нефтяной залежи вследствие резкого падения давления в газовой залежи. Это объясняется тем, что газ по трещинам гидроразрыва пласта (ГРП) сначала попадает в дополнительный горизонтальный ствол, полностью заполняя его внутреннее пространство, выходит на устье скважины, а уже потом из дополнительного ствола газ по трещине гидроразрыва попадает в нефтяную залежь;

- во-вторых, небольшой охват трещинами газовой залежи, поскольку не учитывается направление развития трещин ГРП, выполняемых в дополнительной горизонтальной скважине. Это обусловлено тем, что дополнительный горизонтальный ствол пробурен без учета минимального главного напряжения пласта σ_min, в связи с чем трещины ГРП, выполненные из дополнительного горизонтального ствола, развиваются в газовой залежи частично, не обеспечивая ее полный охват;

- в-третьих, неравномерная и неполная выработка запасов нефти и низкая нефтеотдача в связи с тем, что газонапорный режим вытеснения нефти газом из нефтяной залежи непродолжителен по времени из-за падения пластового давления, в течение которого практически невозможно даже в форсированном режиме извлечь всю нефть из нефтяной залежи;

- в-четвертых, сложная технология ГРП при реализации способа, обусловленная тем, что дополнительный горизонтальный ствол пробурен в непроницаемом пропластке, поэтому для создания гидродинамической связи между нефтяной и газовой залежами из ствола дополнительной горизонтальной скважины необходимо выполнить две трещины гидроразрыва. Первая трещина связывает дополнительный горизонтальный ствол с нефтяной залежью, а вторая - дополнительный горизонтальный ствол с газовой залежью.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежи нефти, расположенной под газовой залежью и отделенной от нее непроницаемым пропластком (патент RU №2499134, МПК Е21В 43/16, опубл. 20.11.2013, Бюл. №32), включающий бурение вертикальных скважин, а также добывающих и нагнетательных скважин с горизонтальным стволом в нефтяной залежи, закачку рабочего агента в нагнетательные и отбор нефти из добывающих скважин. При этом бурят дополнительную горизонтальную скважину с прохождением ее горизонтального ствола в непроницаемом пропластке между залежами нефти и газа. Затем из ее горизонтального ствола бурят разветвления, направленные вниз с выходом в нефтяную залежь и вверх с выходом в газовую залежь. Производят гидравлический разрыв в горизонтальном стволе дополнительной горизонтальной скважины в интервале непроницаемого участка с образованием трещин гидравлического разрыва, связывающих нефтяную и газовую залежи между собой. Причем в процессе разработки залежи нефти в добывающих скважинах нефтяной залежи производят форсированный отбор продукции, а при прорыве газа в стволы добывающих скважин производят периодическую закачку вязкой жидкости в дополнительную горизонтальную скважину до прекращения поступления газа в стволы этих добывающих скважин.

Недостатками способа являются:

- во-первых, низкая эффективность реализации способа, обусловленная слабым действием фронта вытеснения нефти газом в нефтяной залежи вследствие резкого падения давления в газовой залежи. Это объясняется тем, что газ по трещинам ГРП сначала попадает в дополнительный горизонтальный ствол, полностью заполняя его внутреннее пространство, выходит на устье скважины, а уже потом из дополнительного ствола газ по трещине гидроразрыва попадает в нефтяную залежь;

- во-вторых, небольшой охват трещинами газовой залежи из-за того, что не учитывается направление развития трещин ГРП, выполняемых в дополнительной горизонтальной скважине. Это обусловлено тем, что дополнительный горизонтальный ствол пробурен без учета минимального главного напряжения пласта σ_min, в связи с чем трещины ГРП, выполненные из дополнительного горизонтального ствола, развиваются в газовой залежи частично, не обеспечивая ее полный охват;

- в-третьих, неравномерная, неполная выработка запасов нефти и низкая нефтеотдача в связи с тем, что газонапорный режим вытеснения нефти газом из нефтяной залежи непродолжителен по времени из-за падения пластового давления, в течение которого практически невозможно даже в форсированном режиме извлечь всю нефть из нефтяной залежи;

- в-четвертых, сложная технология ГРП при реализации способа, обусловленная тем, что дополнительный горизонтальный ствол пробурен в непроницаемом пропластке, поэтому для создания гидродинамической связи между нефтяной и газовой залежами из ствола дополнительной горизонтальной скважины необходимо выполнить две трещины гидроразрыва. Первая трещина связывает дополнительный горизонтальный ствол с нефтяной залежью, а вторая - дополнительный горизонтальный ствол с газовой залежью.

Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности реализации способа, увеличение охвата трещинами газовой залежи и обеспечение равномерной и полной выработки запасов нефти из нефтяной залежи, увеличение нефтеотдачи, а также упрощение технологии ГРП при создании гидродинамической связи между нефтяной и газовой залежами.

Поставленные задачи решаются способом разработки залежи нефти трещинами гидроразрыва пласта, включающим бурение скважин с горизонтальным стволом в нефтяной залежи, проведение гидравлического разрыва в горизонтальном стволе скважин с образованием трещин гидравлического разрыва, связывающих нефтяную и газовую залежи, разделенные между собой непроницаемым пропластком, и отбор нефти из нефтяной залежи.

Новым является то, что в центре нефтяной залежи с ее вскрытием забуривают вертикальный ствол, затем из вертикального ствола в направлении, параллельном минимальному главному напряжению σ_min пород, слагающих нефтяную залежь, бурят первый горизонтальный ствол, на забое первого горизонтального ствола производят гидроразрыв с образованием трещины, причем для образования трещины гидроразрыва закачивают жидкость гидроразрыва с утяжеленным проппантом, после образования трещины разрыва из нефтяной залежи в газовую залежь через непроницаемый пропласток крепят трещину проппантом, затем изолируют интервал гидроразрыва в первом горизонтальном стволе со стороны вертикального ствола, после чего выполняют перфорацию первого горизонтального ствола, затем на входе в первый горизонтальный ствол устанавливают временную изоляцию, затем из вертикального ствола под углом 180° по отношению к первому горизонтальному стволу и в направлении, параллельном минимальному главному напряжению σ_min пород, слагающих нефтяную залежь, бурят второй горизонтальный ствол и проводят аналогичные технологические операции, что и в первом горизонтальном стволе, после чего удаляют временную изоляцию, установленную на входе в первый горизонтальный ствол, спускают в вертикальный ствол скважинный насос и запускают его в работу, при снижении давления в нефтяной залежи в два раза на расстоянии 50 м от забоя первого и второго горизонтального ствола бурят по одной вертикальной скважине, вскрывают нефтяную залежь и закачкой воды создают искусственный фронт вытеснения нефти вдоль первого и второго горизонтальных стволов и отбирают остатки нефти из нефтяной залежи.

На фиг.1-4 схематично и последовательно изображен предлагаемый способ.

Предлагаемый способ реализуют следующим образом.

Способ разработки залежи нефти трещинами гидроразрыва пласта содержит нефтяную залежь 1, разделенную непроницаемым пропластком 2, с газовой залежью 3.

В центре нефтяной залежи 1 (см. фиг. 1) с ее вскрытием забуривают вертикальный ствол 4 и обсаживают его (на фиг. 1-4 не показано). Затем из вертикального ствола 4 (см. фиг. 1) в направлении, параллельном минимальному главному напряжению σ_min пород, слагающих нефтяную залежь 1, бурят первый горизонтальный ствол 5' и обсаживают его (на фиг. 1-4 не показано).

На забое первого горизонтального ствола 5' (см. фиг. 1) производят гидроразрыв с образованием трещины 6'.

При образовании трещины 6' гидроразрыва закачивают жидкость гидроразрыва с утяжеленным проппантом 7'. Закачивают жидкость гидроразрыва, например линейный гель, в объеме 1,5 м³ плотностью 1020 кг/м³ с утяжеленным проппантом 7, например, бисером стеклянным плотностью 3600 кг/м³, который в начавшейся образовываться трещине 6' утопает в жидкости гидроразрыва вследствие разности плотностей и исключает развитие трещины 6' вниз, далее, не прерывая процесса закачки, закачивают жидкость гидроразрыва без проппанта, например, в объеме 5 м³, что приводит к развитию трещины 6' только вверх, т.е. в газовую залежь 3 через непроницаемый пропласток 2 из-за образования снизу трещины 6' плотной набивки из утяжеленного проппанта 7'. После образования трещины 6' разрыва из нефтяной залежи 1 в газовую залежь 3 через непроницаемый пропласток 2 крепят ее проппантом 8', например, фракции 20/40 меш.

Изолируют интервал гидроразрыва (трещину 6' от гидравлического сообщения с первым горизонтальным стволом 5'), например, в первом горизонтальном стволе 5' со стороны вертикального ствола 4 устанавливают извлекаемую пакер-пробку 9'.

Выполняют перфорацию 10' первого горизонтального ствола 5'. На входе в первый горизонтальный ствол 5' устанавливают временную изоляцию 11, например глухой разбуриваемый пакер.

Затем из вертикального ствола 4 под углом 180° по отношению к первому горизонтальному стволу 5' (см. фиг. 2) и в направлении, параллельном минимальному главному напряжению σ_min пород, слагающих нефтяную залежь 1, бурят второй горизонтальный ствол 5ʺ и проводят аналогичные технологические операции. Т.е. на забое второго горизонтального ствола 5ʺ (см. фиг. 1) производят гидроразрыв с образованием трещины 6ʺ.

Бурение горизонтальных стволов 5' и 5'' в направлении, параллельном минимальному главному напряжению σ_min пород, слагающих нефтяную залежь 1, позволяет получить поперечные трещины 6' и 6ʺ относительно соответствующих горизонтальных стволов 5' и 5ʺ.

Для образования трещины 6ʺ гидроразрыва закачивают жидкости гидроразрыва с утяжеленным проппантом 7ʺ. Закачивают жидкость гидроразрыва, например линейный гель, в объеме 1,5 м плотностью 1020 кг/м с утяжеленным проппантом 7ʺ, например бисером стеклянным плотностью 3600 кг/м³, который в начавшейся образовываться трещине 6ʺ утопает в жидкости гидроразрыва вследствие разности плотностей и исключает развитие трещины 6ʺ вниз, далее, не прерывая процесса закачки, закачивают жидкость гидроразрыва без проппанта, например, в объеме 6 м³, что приводит к развитию трещины 6ʺ только вверх, т.е. в газовую залежь 3 через непроницаемый пропласток 2 из-за образования снизу трещины 6ʺ плотной набивки из утяжеленного проппанта 7ʺ.

После образования трещины разрыва из нефтяной залежи 1 в газовую залежь 3 через непроницаемый пропласток 2 ее крепят проппантом 8ʺ.

Изолируют интервал гидроразрыва (трещину 6ʺ от гидравлического сообщения со вторым горизонтальным стволом 5ʺ), например, во втором горизонтальном стволе 5ʺ со стороны вертикального ствола 4 устанавливают извлекаемую пакер-пробку 9ʺ.

Выполняют перфорацию 10ʺ второго горизонтального ствола 5ʺ.

После чего удаляют временную изоляцию, т.е. разбуриваемый пакер 11, установленный на входе в первый горизонтальный ствол 5'. Удаление производят путем разбуривания пакера 11 спуском долота на технологической колонне труб (на фиг. 1-4 не показано).

Далее спускают в вертикальный ствол 4 скважинный насос 12 и запускают его в работу, при этом газовая залежь 3 создает газонапорный режим в нефтяной залежи 1, создавая фронт вытеснения нефти 13' и 13ʺ вдоль первого 5' и второго 5ʺ горизонтальных стволов соответственно, из нефтяной залежи 1 вытесняет нефть через перфорационные отверстия 10' и 10ʺ соответственно в первый 5' и второй 5ʺ горизонтальные стволы и далее в вертикальный ствол 4, откуда нефть отбирается насосом 12 на устье.

При гидродинамическом сообщении трещинами 6' и 6ʺ нефтяной залежи 1 и газовой залежи 3 через непроницаемый пропласток 2 газ, находящийся в газовой залежи 3, создает газонапорный режим, давит сверху вниз на нефть в нефтяной залежи 1 и создает фронт вытеснения 13' и 13ʺ, выдавливает нефть в первый 5' и второй 5ʺ горизонтальные стволы. При этом происходит непрерывное снижение пластового давления как в нефтяной залежи 1, так и в газовой залежи 3, а соответственно происходит снижение дебитов первого 5' и второго 5ʺ горизонтальных стволов.

При снижении давления в нефтяной залежи 1 в два раза, например при начальном пластовом давлении 80 МПа, в процессе разработки нефтяной залежи 1 пластовое давление снижается до 40 МПа. На расстоянии 50 м от забоя первого 5' и второго 5ʺ горизонтальных стволов бурят по одной вертикальной скважине 14 и 15 соответственно. Вскрывают нефтяную залежь 1, т.е выполняют перфорацию 16 и 17 в вертикальных скважинах 14 и 15 соответственно. С устья вертикальных скважин 14 и 15 производят закачку воды с созданием искусственного фронта 18' и 18ʺ вдоль первого 5' и второго 5ʺ горизонтальных стволов и вытесняют остатки нефти из нефтяной залежи 1 через перфорационные отверстия 10' и 10ʺ соответственно в стволы первого 5' и второго 5" горизонтальных стволов и далее в вертикальный ствол 4, откуда нефть отбирается насосом 12 на устье.

Повышается эффективность реализации способа за счет того, что изолируют горизонтальные стволы, из которых произведен гидроразрыв, от попадания в них газа по трещинам гидроразрыва. Это позволяет более эффективно в сравнении с прототипом использовать энергию газа, т.е. давление газовой залежи 3 воздействует на нефтяную залежь 1, минуя горизонтальные стволы, и создает фронт вытеснения нефти, что приводит к более продолжительному эффекту вытеснения газом нефти из нефтяной залежи в сравнении с прототипом.

Вследствие того, что горизонтальные стволы пробурены с учетом направления главного минимального напряжения пласта σ_min, трещины гидроразрыва 6' и 6ʺ развиваются перпендикулярно направлению газовой залежи, что обеспечивает полный охват трещиной газовой залежи.

Обеспечивается равномерная и полная выработка запасов нефти и увеличивается нефтеотдача, так как в предлагаемом способе сначала производят вытеснение нефти из нефтяной залежи в газонапорном режиме (за счет давления газа, по мере снижения пластового давления газа в нефтяной залежи), затем переходят на искусственное вытеснение нефти водой, что обеспечивает полное извлечение остатков нефти из нефтяной залежи, неохваченных газонапорным режимом воздействия.

За счет применения утяжеленного проппанта, образующего плотную набивку снизу, предотвращается равномерное развитие трещины в обе стороны относительно горизонтального ствола, поэтому достигается выполнение трещины гидроразрыва в направлении газовой залежи, что безусловно упрощает технологию ГРП и исключает выполнение нескольких трещин гидроразрыва для образования гидродинамической связи между нефтяной и газовой залежами, разделенными непроницаемым пропластком.

Предлагаемый способ разработки залежи нефти трещинами ГРП позволяет:

- повысить эффективность реализации способа;

- обеспечить равномерную выработку запасов нефти из нефтяной залежи и увеличить нефтеотдачу;

- упростить технологию ГРП при создании гидродинамической связи между нефтяной и газовой залежами.