Результат интеллектуальной деятельности: Способ повышения эффективности разработки слабопроницаемых нефтяных залежей

Способ повышения эффективности разработки слабопроницаемых нефтяных залежей Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке слабопроницаемых неоднородных нефтяных залежей горизонтальными скважинами (ГС) с многостадийным гидроразрывом пласта (МГРП).

Известен способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины, включающий определение направления естественной трещиноватости породы и ее максимального главного напряжения, в горизонтальном стволе скважины изоляцию интервала разрыва, проведение гидроразрыва в изолированном интервале, крепление трещины разрыва. Горизонтальную скважину с длиной горизонтальной части не менее 200 м выбирают, либо бурят в направлении, являющейся биссектрисой меньшего угла между вектором естественной трещиноватости и вектором максимального главного напряжения породы, при превышении длины L_n каждого интервала вдоль ствола скважины более 50 м на нем проводят N=L_n/100 ступеней гидроразрыва пласта, где N округляют до целого числа, первоначально ступень гидроразрыва пласта проводят на интервале с наименьшей проницаемостью, жидкость гидроразрыва закачивают с расходом 1-3 м³/мин, в качестве которой используют последовательно сшитый гель и линейный гель в соотношении 2:1 соответственно, а продавку жидкости с пропантом осуществляют технологической жидкостью с плотностью равной плотности пластовой воды данного пласта, при этом трещины многократного гидравлического разрыва пласта в каждом из интервалов крепят такими фракциями пропанта, которые выбирают из условия обеспечения равенства продолжительности выработки отдельных интервалов пласта с различной проницаемостью по формуле:

где k_n - проницаемость пласта n-ого интервала, м², r_c - радиус скважины, м, S_n - скинфактор n-ого интервала призабойной зоны пласта, доли ед., h - мощность пласта, м, r_k - радиус контура питания, м (патент РФ 2515651, кл. Е21В 43/267, опубл. 20.05.2013).

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки карбонатной нефтяной залежи, включающий бурение горизонтальных скважин с отбором керна в продуктивном пласте, проведение лабораторных исследований керна, кислотную обработку и многократный гидравлический разрыв пласта в данных скважинах. Керн отбирают в разных участках вдоль всей длины горизонтального ствола, на отобранном керне проводят лабораторные исследования на определение давления гидроразрыва, при этом выявляют участки вдоль ствола, где требуется минимальное P_min, МПа, и максимальное P_max, МПа, давление гидроразрыва, предварительно проводят кислотную обработку каждого участка, причем концентрацию кислоты для каждого участка задают одинаковой, во время проведения кислотной обработки каждый обрабатываемый участок пласта временно изолируют пакерами от остальной части скважины, затем осуществляют многократный пропантный гидравлический разрыв пласта под давлением, не превышающим P_max, причем на участках, где требуется P_max, проводят кислотную обработку в объеме Q_max, м³/м, где требуется P_min, кислотную обработку проводят в объеме не более 10% от максимального, т.е. Q_min=0…0,1⋅Q_max, в остальных участках объем закачиваемой кислоты определяют пропорционально полученным давлениям гидроразрыва, согласно соотношению:

где Q_n - удельный на метр толщины объем кислоты, необходимый для закачки в n-ый участок пласта вдоль горизонтального ствола, м³/м,

P_n - требуемое давление гидроразрыва на n-ом участке пласта вдоль горизонтального ствола, МПа (патент РФ №2544931, кл. Е21В 43/27, Е21В 43/267, опубл. 20.03.2015 - прототип).

Общим недостатком известных способов является сложность реализации указанных в способах работ по выравниванию продуктивности. Практика показала, что неоднородность пласта при этом изменяется незначительно. Кроме того, не учитывается тот факт, что пластовое давление в слабопроницаемых коллекторах, разрабатываемых ГС с МГРП, достаточно быстро падает. Для его поддержания или повышения необходимо проводить закачку газа. Таким образом, нефтеотдача при реализации указанных способов остается невысокой.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи слабопроницаемых нефтяных залежей.

Задача решается тем, что в способе повышения эффективности разработки слабопроницаемых нефтяных залежей, включающем бурение горизонтальных скважин с отбором керна в продуктивном пласте, проведение лабораторных исследований керна, вдоль горизонтального ствола в зависимости от характеристик пласта проведение поинтервальной закачки химических реагентов и многократного гидравлического разрыва пласта, согласно изобретению, подбирают пласт со средней проницаемостью не более 1 мД, горизонтальные стволы скважин выполняют длиной не менее 1000 м и размещают параллельно на расстоянии 200-600 м, керн и/или шлам отбирают вдоль всей длины горизонтальных стволов с шагом 10-50 м, горизонтальные стволы цементируют, используя данные лабораторных исследований отобранного керна и/или шлама, данные опробования и данные геофизических исследований во время бурения, строят петрофизическую, геомеханическую и геолого-гидродинамическую модели, на основе которых определяют интервалы перфорации вдоль горизонтальных стволов, причем интервалы разделяют пакерами и перфорируют таким образом, чтобы продуктивность каждого интервала отличалась не более чем на 10%, после снижения пластового давления в зоне отбора скважин до 1,0-1,1 от давления насыщения нефти газом каждую вторую горизонтальную скважину переводят под закачку газа.

Сущность изобретения

На нефтеотдачу слабопроницаемых неоднородных нефтяных залежей, проницаемость которых составляет не более 1 мД, существенное влияние оказывает равномерность выработки запасов нефти вдоль горизонтальных стволов с МГРП. Существующие технические решения не в полной мере позволяют решить данную задачу. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи слабопроницаемых нефтяных залежей. Задача решается следующим образом.

Способ реализуют следующим образом.

Участок нефтяной залежи со средней проницаемостью коллектора не более 1 мД вскрывают горизонтальными скважинами. Горизонтальные стволы скважин выполняют длиной не менее 1000 м и размещают параллельно на расстоянии 200-600 м. Согласно исследованиям, при средней проницаемости коллектора более 1 мД, прирост нефтеотдачи от проводимых в предлагаемом способе мероприятий снижается. При длине горизонтального ствола менее, чем 1000 м, нефтеотдача слабопроницаемых коллекторов остается невысокой. Параллельное размещение горизонтальных стволов позволяет добиться максимального охвата. При расстоянии между горизонтальными стволами менее 200 м, повышается опасность соединения трещин соседних скважин, а при более 600 м - снижается охват пласта.

Керн и/или шлам отбирают вдоль всей длины горизонтальных стволов с шагом 10-50 м. При расстоянии между точками отбора керна и/или шлам более 50 м, точность последующей петрофизической модели и выделения интервалов горизонтальных стволов снижается, а при менее 10 м - значительно повышаются затраты на бурение скважин.

Для повышения эффективности создания трещин в выделяемых интервалах, горизонтальные стволы цементируют.

Далее на отобранном керне и/или шлама проводят лабораторные исследования на определение пористости, проницаемости, насыщенности, геомеханических параметров, выявляют подвижность нефти.

Используя данные лабораторных исследований отобранного керна и/или шлама, данные опробования и данные геофизических исследований во время бурения, строят петрофизическую, геомеханическую и геолого-гидродинамическую модели. На основе данных моделей определяют интервалы перфорации вдоль горизонтальных стволов. Интервалы разделяют пакерами и перфорируют таким образом, чтобы продуктивность каждого интервала отличалась не более, чем на 10%. Такое разделение на интервалы позволяет сгруппировать участки с различными свойствами хрупкости и нефтенасыщенности и затем эффективно проводить гидроразрыв каждой ступени МГРП. При отличии продуктивности интервалов более, чем на 10% значительно снижается равномерность выработки запасов и, как следствие, нефтеотдача.

Далее выполняют дизайн МГРП и на секторной модели каждой ГС проводят моделирование процесса разработки, проверяют равномерность выработки запасов и, при необходимости, уточняют интервалы и дизайн МГРП. Тип МГРП (кислотный, пропантный или комбинированный) подбирают в зависимости коллекторских свойств. Проводят МГРП.

После снижения пластового давления в зоне отбора скважин до 1,0-1,1 от давления насыщения нефти газом, каждую вторую горизонтальную скважину переводят под закачку газа. Согласно исследованиям, при снижении пластового давления в зоне отбора скважин ниже давления насыщения нефти газом, нефтеотдача залежи снижается, а при более 1,1 от давления насыщения нефти газом - часть запасов остается не довыработанной.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка нефтяной залежи.

Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи слабопроницаемых нефтяных залежей.

Примеры конкретного выполнения способа

Пример 1. Участок карбонатной нефтяной залежи со средней проницаемостью 1 мД вскрывают тремя горизонтальными скважинами. Коллектор залегает на глубине 1680 м, средняя нефтенасыщенная толщина составляет 20 м, пористость 11%, начальное пластовое давление 17 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях 18 мПа⋅с. Горизонтальные стволы скважин выполняют длиной 1000 м и размещают параллельно на расстоянии 200 м. Шлам отбирают вдоль всей длины горизонтальных стволов с шагом 10 м. Керн отбирают вдоль всей длины горизонтальных стволов с шагом 50 м. Горизонтальные стволы скважин цементируют.

Далее на отобранном керне проводят лабораторные исследования на определение стандартных параметров - пористости, проницаемости и насыщенности. Кроме того, выполняют геомеханические исследования, которые позволяют выделить вдоль горизонтального ствола интервалы с высокими и низкими значениями напряженности (стрессов) пласта. На отобранном шламе проводят геохимические исследования, определяют состав породы, а также выявляют подвижность нефти (содержание органического вещества, зрелость керогена и прочие параметры).

Используя полученные результаты лабораторных исследований, а также данные опробования и геофизических исследований во время бурения горизонтальных стволов строят петрофизическую, геомеханическую и геолого-гидродинамическую модели. На основе данных моделей определяют интервалы перфорации вдоль горизонтальных стволов. Выполняют дизайн МГРП и на секторной модели каждой ГС проводят моделирование процесса разработки, проверяют равномерность выработки запасов и, при необходимости, уточняют интервалы и дизайн МГРП. Интервалы подбирают такой длины, чтобы продуктивность каждого интервала отличалась не более, чем на 10%. Интервалы разделяют пакерами и перфорируют (определенной плотностью перфораций).

В результате исследований по трем данным скважинам вдоль горизонтальных стволов выделили 12 интервалов (таблица 1). В интервалах 290-340 м и 670-780 м нефть обнаружена не была, поэтому данные интервалы изолируют и гидроразрыв в них не проводят.

Далее проводят комбинированный МГРП, в котором создают трещины маловязкой жидкостью гидроразрыва SlickWater, закачивают 15%-ную соляную кислоту, затем трещины закрепляют пропантом. После МГРП скважины осваивают и пускают в добычу.

Через 3,5 года эксплуатации, пластовое давления в зоне отбора скважин снижается до 1,0 от давления насыщения нефти газом. Центральную горизонтальную скважину переводят под закачку углекислого газа.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка нефтяной залежи.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Участок коллектора имеет значительно большие размеры и иные геолого-физические характеристики. Бурят 10 горизонтальных скважин. Горизонтальные стволы скважин выполняют длиной 2000 м и размещают параллельно на расстоянии 600 м. После снижения пластового давления в зоне отбора скважин до 1,1 от давления насыщения нефти газом, каждую вторую горизонтальную скважину переводят под закачку попутно добываемого нефтяного газа.

В результате разработки, которое ограничили снижением дебита нефти добывающей скважины до минимально рентабельного значения 0,5 т/сут, с участка нефтяного коллектора было добыто 237,5 тыс.т. нефти, коэффициент извлечения нефти (КИН) составил 0,210 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях, было добыто 171,9 тыс.т. нефти, КИН составил 0,152 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,058 д.ед.

Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения за счет выравнивания притока нефти к горизонтальным стволам скважин и применении системы поддержания пластового давления.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи слабопроницаемых нефтяных залежей.