СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ С ПРИМЕНЕНИЕМ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА

Изобретение относится к области разработки многопластовых нефтяных месторождений и может быть использовано в нефтегазовой промышленности.

Известен способ разработки залежи нефти с послойной неоднородностью (патент RU №2443855, МПК Е21В 43/20, опубл. 27.02.2012 г., бюл. №6), включающий бурение по любой из известных сеток вертикальных, горизонтальных и наклонных скважин, определение границ зон с различной проницаемостью, установку пакера в скважинах на границе зон, закачку вытесняющей жидкости в каждую зону через нагнетательные скважины и добычу продукции пласта из каждой зоны через нагнетательные скважины, определение толщины эффективной нефтенасыщенности для залежи, уплотнение сетки скважин дополнительными скважинами до 1-4 га/скв., бурение дополнительных скважин наклонно длиной в залежи, равной 2-3 толщинам эффективной нефтенасыщенности, определение зоны с различной проницаемостью, в зоне залежи с более низкой проницаемостью проведение кислотной обработки, закачку жидкости через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины выше и ниже границы зон с различной проницаемостью, бурение дополнительных скважин с меньшим диаметром, чем у остальных скважин.

Недостатками данного способа являются сложность и трудоемкость его выполнения, связанные с необходимостью бурения дополнительных наклонных скважин.

Также известен способ разработки нефтегазовой залежи с применением гидравлического разрыва пласта (патент RU №2135750, МПК Е21В 43/20, опубл. 27.08.1999 г.), включающий искусственное внутриконтурное воздействие на объект разработки путем закачки через нагнетательные скважины воды и/или газа, и/или иного вытесняющего агента, отбор пластовых флюидов через эксплуатационные скважины, осуществление гидравлического разрыва пласта комплексно на всей совокупности нагнетательных и эксплуатационных скважин, проведение проектирования и реализации гидравлического разрыва пласта на базе непрерывной информации о механических свойствах пород разрезов нагнетательных и эксплуатационных скважин, которую согласуют с геофизическими исследованиями, задание направления трещинам гидроразрыва подбором зенитных и азимутальных углов проводки нагнетательных и эксплуатационных скважин из расчета исключения неоднородности фильтрационных потоков, увеличение периода эффективной работы трещин гидроразрыва закачкой в них композиций физико-химических веществ, растворяющих глинистые и иные минеральные вещества, заполняющих трещины гидроразрыва.

Недостатком данного способа является низкая эффективность его применения в нефтяных залежах, сложенных продуктивными пластами с различными фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС).

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки многопластовой нефтяной залежи при наличии высокопроницаемого пропластка с применением гидравлического разрыва пласта (патент RU №2374435, МПК Е21В 43/16, опубл. 27.11.2009 г., бюл. №33), включающий закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор пластовых флюидов через добывающие скважины, осуществление гидравлического разрыва пласта избирательно, сначала в зоне низкопроницаемых пластов, исключая перфорацию высокопроницаемого пласта с проницаемостью в три и более раза выше средней по пластам, после проектного отбора запасов нефти проведение перфорации высокопроницаемого пласта с последующей эксплуатацией последнего, выполнение ствола с вертикальным вхождением в эксплуатационный объект для обеспечения максимального градиента давления разрыва и создания оптимальной трещины гидроразрыва, при этом одновременно проведение в нагнетательном фонде скважин гидравлического разрыва пласта в интервалах с низкой проницаемостью, причем для создания вертикальной фильтрации между высокопроницаемым пропластком, неперфорированным, и низкопроницаемым проводят боковой горизонтальный ствол в низкопроницаемом интервале с последующим поинтервальным гидравлическим разрывом пласта.

Недостатками данного способа являются сложность и трудоемкость его выполнения, присущая вышеуказанным аналогам, а также замедленная разработка многопластового месторождения, связанная с поэтапным введением в разработку пластов с различными ФЕС.

Техническими задачами изобретения являются упрощение и удешевление способа разработки многопластовой нефтяной залежи, повышение эффективности его применения в нефтяных залежах, сложенных продуктивными пластами с различными ФЕС, а также ускорение сроков разработки многопластового месторождения.

Поставленные технические задачи решаются способом разработки многопластовой нефтяной залежи с применением гидравлического разрыва пласта, включающим закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор пластовых флюидов через добывающие скважины, осуществление гидравлического разрыва пласта с получением эффективной трещины гидроразрыва.

Новым является то, что определяют проницаемость каждого продуктивного пласта, вскрытого скважиной, классифицируют продуктивные пласты по проницаемости, в зависимости от проницаемости продуктивного пласта проводят перфорацию в добывающих и нагнетательных скважинах, нагнетательные скважины пускают под закачку, а в добывающих скважинах проводят гидравлический разрыв во всех продуктивных пластах, причем в продуктивных пластах с проницаемостью менее 10 мД проводят гидравлический разрыв с созданием трещин гидроразрыва с закрепленной полудлиной свыше 100 м и закрепленной шириной в продуктивной части от 1,5 до 3 мм, в продуктивных в пластах с проницаемостью свыше 100 мД проводят гидравлический разрыв с созданием трещин гидроразрыва с закрепленной полудлиной до 40 м и закрепленной шириной от 5 до 20 мм, а в продуктивных пластах с проницаемостью от 10 до 100 мД проводят гидравлический разрыв с созданием трещин гидроразрыва с закрепленной полу длиной от 40 до 100 м и закрепленной шириной от 3 до 7 мм.

Также новым является то, что для эффективной разработки многопластовой нефтяной залежи в добывающих скважинах применяют оборудование для одновременно-раздельной эксплуатации.

На фиг.1 схематично представлены профили ширины и полудлины трещин гидроразрыва. На фиг.2, 3, 4 представлена последовательность реализации предлагаемого способа.

Предлагаемый способ осуществляют следующим образом.

На многопластовой нефтяной залежи строят сеть вертикальных и/или наклонно направленных добывающих и нагнетательных скважин. В процессе строительства сети вертикальных и/или наклонно направленных добывающих и нагнетательных скважин в них проводят комплекс геофизических исследований скважин (ГИС), в частности определяют проницаемость каждого продуктивного пласта многопластовой нефтяной залежи, вскрытого скважиной. Классифицируют продуктивные пласты по проницаемости на три основные группы. К первой группе относят продуктивные пласты 1 (фиг.1-4) с проницаемостью до 10 мД, ко второй - продуктивные пласты 2 с проницаемостью от 10 до 100 мД, к третьей - продуктивные пласты 3 с проницаемостью свыше 100 мД.

В добывающих и нагнетательных скважинах в зависимости от проницаемости производят перфорацию 4 продуктивных пластов, причем для достижения равномерной приемистости всех продуктивных пластов, вскрытых нагнетательной скважиной, а также для улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом при проведении гидравлического разрыва в добывающих скважинах перфорацию проводят с различной плотностью перфорационных отверстий на 1 м продуктивного пласта. Чем больше проницаемость продуктивного пласта, тем меньше плотность перфорационных отверстий на 1 м продуктивного пласта.

Опытным путем было установлено, что оптимальная плотность перфорационных отверстий на 1 м продуктивной толщины продуктивного пласта с проницаемостью от 10 до 100 мД составляет 10 отверстий. Соответственно продуктивные пласты третьей группы с проницаемостью свыше 100 мД перфорируют с меньшей плотностью перфорационных отверстий, например 5 перфорационных отверстий на 1 м продуктивной толщины продуктивного пласта. Продуктивные пласты первой группы с проницаемостью менее 10 мД перфорируют с большей плотностью перфорационных отверстий, например 20 перфорационных отверстий на 1 м продуктивной толщины продуктивного пласта.

Нагнетательные скважины пускают под закачку, а в добывающих скважинах осуществляют гидравлический разрыв пласта, причем проводят гидравлический разрыв во всех продуктивных пластах многопластовой нефтяной залежи.

Общеизвестно, что эффективность трещины гидроразрыва как проводящего канала из продуктивного пласта в ствол скважины определяется ее безразмерной проницаемостью. Безразмерная проницаемость трещины гидроразрыва - это величина, показывающая отношение проницаемости продуктивного пласта к проницаемости самой трещины гидроразрыва. Проницаемость трещины гидроразрыва должна быть больше проницаемости продуктивного пласта в 1,2-1,4 раза. При таком соотношении проницаемостей проводимый гидравлический разрыв будет наиболее эффективным.

Например, для того чтобы добиться такого соотношения проницаемостей в продуктивных пластах с проницаемостью менее 10 мД, необходимо создавать трещины гидроразрыва с закрепленной полудлиной свыше 100 м и закрепленной шириной в продуктивной части от 1,5 до 3 мм, в продуктивных пластах с проницаемостью свыше 100 мД необходимо создавать трещины гидроразрыва с закрепленной полудлиной до 40 м и закрепленной шириной от 5 до 20 мм, а в продуктивных пластах с проницаемостью от 10 до 100 мД необходимо создавать трещины гидроразрыва с закрепленной полудлиной от 40 до 100 м и закрепленной шириной от 3 до 7 мм.

Если говорить в целом, то в продуктивных пластах с низкой проницаемостью трещины гидроразрыва должны быть узкими и протяженными, а в продуктивных пластах с высокой проницаемостью - широкими и короткими.

Для создания трещины гидроразрыва с заданной геометрией в продуктивных пластах первой и второй групп проводят гидравлический разрыв с закачкой буферной жидкости разрыва в объеме, равном 10-20% от общего объема жидкости разрыва, при увеличении концентрации крепителя трещин - проппанта в смеси и постоянном расходе жидкости разрыва (см., например, монографию Константинова С.В., Гусева В.И., / Техника и технология проведения гидравлического разрыва пластов за рубежом: - Обзорная информация, М., ВНИИОЭНГ, 1985 - 61 с.). Причем общий объем жидкости разрыва определяют исходя из промыслового опыта и с помощью различных компьютерных моделирующих программ.

Для создания трещины гидроразрыва в продуктивных пластах третьей группы проводят гидравлический разрыв с применением технологий концевого экранирования (например, таких как TSO или Frac-Pack - фирменные названия технологий) с закачкой буферной жидкости разрыва в объеме, равном 7-10% от общего объема жидкости разрыва, со ступенчатым увеличением концентрации проппанта в смеси и со ступенчатым снижением расхода жидкости разрыва (см., например, патенты US №6837309 и US №6938693).

Например, для того чтобы проведенный гидравлический разрыв в продуктивном пласте первой группы толщиной 5 м и проницаемостью до 10 мД оказался оптимальным с точки зрения его эффективности, потребуется создать трещину гидроразрыва 9 с такими параметрами, как: закрепленная полудлина трещины гидроразрыва в продуктивном пласте свыше 100 м, например 110 м, и закрепленная ширина в продуктивном пласте от 1,5 до 3 мм, например 3 мм (фиг.1). Для этого потребуется закачать 60-90 м³ жидкости разрыва и порядка 12-20 т крепителя трещин - проппанта.

Для того чтобы проведенный гидравлический разрыв в продуктивном пласте второй группы толщиной 5 м и проницаемостью от 10 до 100 мД оказался оптимальным с точки зрения его эффективности, потребуется создать трещину гидроразрыва 11 с такими параметрами, как: закрепленная полудлина трещины гидроразрыва в продуктивном пласте от 40 до 100 м, например 57 м, и закрепленная ширина в продуктивном пласте от 3 до 7 мм, например 5 мм (фиг.1). Для этого потребуется закачать 40-47 м³ жидкости разрыва и порядка 6-9 т крепителя трещин - проппанта.

Для того чтобы проведенный гидравлический разрыв в продуктивном пласте третьей группы толщиной 5 м и проницаемостью свыше 100 мД оказался оптимальным с точки зрения его эффективности, потребуется создать трещину гидроразрыва 10 с такими параметрами, как: закрепленная полудлина трещины гидроразрыва в продуктивном пласте до 40 м, например 38 м, закрепленная ширина в продуктивном пласте от 5 до 20 мм, например 17 мм (фиг.1). Для этого потребуется закачать 40-45 м³ жидкости разрыва и порядка 10-20 т крепителя трещин - проппанта.

Для обеспечения эффективной разработки многопластовой нефтяной залежи в добывающих скважинах применяют оборудование для одновременно-раздельной эксплуатации.

Примеры практического применения способа.

Пример 1.

На многопластовой нефтяной залежи, сложенной продуктивными пластами с различными ФЕС, построили сеть добывающих и нагнетательных скважин.

В процессе строительства сети вертикальных и/или наклонно направленных добывающих и нагнетательных скважин провели комплекс ГИС, в частности определили проницаемость каждого продуктивного пласта многопластовой нефтяной залежи, вскрытого скважиной.

Классифицировали продуктивные пласты по проницаемости на три основные группы. К первой группе отнесли продуктивные пласты 1 (фиг.1) с проницаемостью 8 мД (до 10 мД), ко второй - продуктивные пласты 2 с проницаемостью 83 мД (от 10 до 100 мД), к третьей - продуктивные пласты 3 с проницаемостью 320 мД (свыше 100 мД).

В добывающих и нагнетательных скважинах произвели перфорацию 4 продуктивных интервалов. Продуктивные пласты первой группы перфорировали с плотностью 20 отверстий на 1 м продуктивной толщины, продуктивные пласты второй группы - с плотностью 10 отверстий на 1 м продуктивной толщины, а продуктивные пласты третьей группы - с плотностью 5 отверстий на 1 м продуктивной толщины.

Нагнетательные скважины пустили под закачку, а в добывающих скважинах провели гидравлический разрыв. В добывающих скважинах гидравлический разрыв пласта проводили в следующей последовательности.

На насосно-компрессорных трубах 5 (фиг.2) марки "К" или "Е" диаметром 89 мм по ГОСТ 633-80 спустили в скважину 6 двухпакерную компоновку 7 (например, двухпакерную компоновку для селективного гидроразрыва пласта 2ПРОК-ГРПС-2 производства ООО НПФ «Пакер», г.Октябрьский, РБ) с установленным между двумя пакерами фильтром 8. Двухпакерная компоновка позволяет надежно изолировать подвергаемый гидравлическому разрыву интервал от выше и нижележащих продуктивных пластов.

Установили двухпакерную компоновку напротив самого нижнего перфорированного продуктивного пласта 1 первой группы с проницаемостью 8 мД и провели в нем массированный гидравлический разрыв.

Закачали в скважину буферную жидкость разрыва без крепителя трещин - проппанта - в объеме 10 м³, затем закачали еще 70 м³ жидкости разрыва в смеси с проппантом, при этом увеличивали концентрацию проппанта в смеси с 200 до 1200 кг/м³. Общая закачанная масса проппанта при этом составила 20 т. Расход закачки жидкости разрыва был постоянным и составлял 2,5 м³/мин. После этого продавили жидкость разрыва в смеси с проппантом в продуктивный пласт технической водой в объеме, равном 11,4 м³, при давлении 37 МПа.

В результате создали трещину гидроразрыва 9 (фиг.1) с такими параметрами, как: закрепленная полудлина - 110 м и закрепленная ширина в продуктивной части - 3 мм. Общая длина трещины гидроразрыва - длина трещины в обе стороны от оси скважины - составила соответственно 220 м.

После спада давления подняли двухпакерную компоновку и установили ее напротив вышележащего продуктивного пласта 3 (фиг.3), относящегося к третьей группе с проницаемостью 320 мД и провели в нем гидравлический разрыв с использованием технологий концевого экранирования TSO и Frac-Pack.

Закачали в скважину буферную жидкость разрыва без крепителя трещин - проппанта - в объеме 6 м³, затем закачали еще 39 м³ жидкости разрыва в смеси с проппантом, при этом проппант в смеси с жидкостью разрыва закачивали последовательно, в три стадии. На первой стадии закачали 600 кг проппанта в смеси с жидкостью разрыва в объеме 1 м³ при расходе 2,5 м³/мин, концентрация проппанта в смеси составляла соответственно 600 кг/м³. Затем снизили расход закачки до 0,5 м³/мин в течение 2 мин. Затем возобновили расход закачки до 2 м³/мин и закачали в НКТ оставшийся объем жидкости разрыва в смеси с проппантом, при этом постепенно увеличивали концентрацию проппанта в смеси с 600 до 1200 кг/м³. После этого продавили жидкость разрыва в смеси с проппантом в продуктивный пласт технической водой в объеме, равном 9,1 м³, при давлении 27 МПа, при этом постепенно снижали расход закачки с 2 до 0,5 м³/мин.

В результате создали трещину гидроразрыва 10 (фиг.1) с такими параметрами, как: закрепленная полудлина трещины гидроразрыва - 38 м, закрепленная ширина трещины гидроразрыва в продуктивной части 20 мм (фиг.1). Общая длина трещины гидроразрыва - длина трещины в обе стороны от оси скважины - составила соответственно 76 м.

После спада давления подняли двухпакерную компоновку и установили ее напротив вышележащего продуктивного пласта 2 (фиг.4), относящегося ко второй группе с проницаемостью 83 мД, и провели в нем обычный гидравлический разрыв.

Закачали в скважину буферную жидкость разрыва без крепителя трещин - проппанта - в объеме 7 м³, затем закачали еще 40 м³ жидкости разрыва в смеси с проппантом, при этом увеличивали концентрацию проппанта в смеси с 200 до 1200 кг/м³. Общая закачанная масса проппанта при этом составила 8 т. Расход закачки жидкости разрыва был постоянным и составлял 2,1 м³/мин. После этого продавили жидкость разрыва в смеси с проппантом в продуктивный пласт технической водой в объеме, равном 7,6 м³, при давлении 24 МПа.

В результате создали трещину гидроразрыва 11 (фиг.1) с такими параметрами, как: закрепленная полудлина трещины гидроразрыва - 40 м, закрепленная ширина трещины гидроразрыва в продуктивной части - 3 мм. Общая длина трещины гидроразрыва - длина трещины в обе стороны от оси скважины - составила соответственно 80 м.

После завершения полного цикла гидравлического разрыва продуктивных пластов на скважине извлекли двухпакерную компоновку из скважины. Спуском технологических НКТ диаметром 73 мм (на фиг.1-4 не показано) промыли скважину от остатков жидкости разрыва и проппанта. Спустили в скважину соответствующее оборудование для одновременно-раздельной эксплуатации пластов и пустили скважину в работу.

Пример 2.

На многопластовой нефтяной залежи, сложенной продуктивными пластами с различными ФЕС, построили сеть добывающих и нагнетательных скважин.

В процессе строительства сети вертикальных и/или наклонно направленных добывающих и нагнетательных скважин провели комплекс ГИС, в частности определили проницаемость каждого продуктивного пласта многопластовой нефтяной залежи, вскрытого скважиной.

Классифицировали продуктивные пласты по проницаемости на три основные группы. К первой группе отнесли продуктивные пласты 1 (фиг.1) с проницаемостью 5 мД, ко второй - продуктивные пласты 2 с проницаемостью 10 мД, к третьей - продуктивные пласты 3 с проницаемостью 240 мД.

В добывающих и нагнетательных скважинах произвели перфорацию 4 продуктивных интервалов. Продуктивные пласты первой группы перфорировали с плотностью 20 отверстий на 1 м продуктивной толщины, продуктивные пласты второй группы - с плотностью 10 отверстий на 1 м продуктивной толщины, а продуктивные пласты третьей группы - с плотностью 5 отверстий на 1 м продуктивной толщины.

Нагнетательные скважины пустили под закачку, а в добывающих скважинах провели гидравлический разрыв. В добывающих скважинах гидравлический разрыв пласта проводили в следующей последовательности.

На насосно-компрессорных трубах 5 (фиг.2) марки "К" или "Е" диаметром 89 мм по ГОСТ 633-80 спустили в скважину 6 двухпакерную компоновку 7 (например, двухпакерную компоновку для селективного гидроразрыва пласта 2ПРОК-ГРПС-2 производства ООО НПФ «Пакер», г.Октябрьский, РБ) с установленным между двумя пакерами фильтром 8. Двухпакерная компоновка позволяет надежно изолировать подвергаемый гидравлическому разрыву интервал от выше- и нижележащих продуктивных пластов.

Установили двухпакерную компоновку напротив самого нижнего перфорированного продуктивного пласта 1 первой группы с проницаемостью 5 мД и провели в нем массированный гидравлический разрыв.

Закачали в скважину буферную жидкость разрыва без крепителя трещин - проппанта - в объеме 8 м³, затем закачали еще 73 м³ жидкости разрыва в смеси с проппантом, при этом увеличивали концентрацию проппанта в смеси с 200 до 1200 кг/м³. Общая закачанная масса проппанта при этом составила 18 т. Расход закачки жидкости разрыва был постоянным и составлял 2,5 м³/мин. После этого продавили жидкость разрыва в смеси с проппантом в продуктивный пласт технической водой в объеме, равном 11,4 м³, при давлении 37 МПа.

В результате создали трещину гидроразрыва 9 (фиг.1) с такими параметрами, как: закрепленная полудлина - 120 м и закрепленная ширина в продуктивной части - 2,2 мм. Общая длина трещины гидроразрыва - длина трещины в обе стороны от оси скважины - составила соответственно 240 м.

После спада давления подняли двухпакерную компоновку и установили ее напротив вышележащего продуктивного пласта 3 (фиг.3), относящегося к третьей группе с проницаемостью 240 мД, и провели в нем гидравлический разрыв с использованием технологий концевого экранирования TSO и Frac-Pack.

Закачали в скважину буферную жидкость разрыва без крепителя трещин - проппанта - в объеме 5 м³, затем закачали еще 40 м³ жидкости разрыва в смеси с проппантом, при этом проппант в смеси с жидкостью разрыва закачивали последовательно, в три стадии. На первой стадии закачали 600 кг проппанта в смеси с жидкостью разрыва в объеме 1 м³ при расходе 2,5 м³/мин, концентрация проппанта в смеси составляла соответственно 600 кг/м³. Затем снизили расход закачки до 0,5 м³/мин в течение 2 мин. Затем возобновили расход закачки до 2 м³/мин и закачали в НКТ оставшийся объем жидкости разрыва в смеси с проппантом, при этом постепенно увеличивали концентрацию проппанта в смеси с 600 до 1200 кг/м³. После этого продавили жидкость разрыва в смеси с проппантом в продуктивный пласт технической водой в объеме, равном 9,1 м³, при давлении 27 МПа, при этом постепенно снижали расход закачки с 2 до 0,5 м³/мин.

В результате создали трещину гидроразрыва 10 (фиг.1) с такими параметрами, как: закрепленная полудлина трещины гидроразрыва - 34 м, закрепленная ширина трещины гидроразрыва в продуктивной части 10 мм (фиг.1). Общая длина трещины гидроразрыва - длина трещины в обе стороны от оси скважины - составила соответственно 68 м.

После спада давления подняли двухпакерную компоновку и установили ее напротив вышележащего продуктивного пласта 2 (фиг.4), относящегося ко второй группе с проницаемостью 54 мД, и провели в нем обычный гидравлический разрыв.

Закачали в скважину буферную жидкость разрыва без крепителя трещин - проппанта - в объеме 10 м³, затем закачали еще 60 м³ жидкости разрыва в смеси с проппантом, при этом увеличивали концентрацию проппанта в смеси с 200 до 1200 кг/м³. Общая закачанная масса проппанта при этом составила 12 т. Расход закачки жидкости разрыва был постоянным и составлял 2,1 м³/мин. После этого продавили жидкость разрыва в смеси с проппантом в продуктивный пласт технической водой в объеме, равном 7,6 м³, при давлении 24 МПа.

В результате создали трещину гидроразрыва 11 (фиг.1) с такими параметрами, как: закрепленная полудлина трещины гидроразрыва - 70 м, закрепленная ширина трещины гидроразрыва в продуктивной части - 5 мм. Общая длина трещины гидроразрыва - длина трещины в обе стороны от оси скважины - составила соответственно 140 м.

После завершения полного цикла гидравлического разрыва продуктивных пластов на скважине извлекли двухпакерную компоновку из скважины. Спуском технологических НКТ диаметром 73 мм (на фиг.1-4 не показано) промыли скважину от остатков жидкости разрыва и проппанта. Спустили в скважину соответствующее оборудование для одновременно-раздельной эксплуатации пластов и пустили скважину в работу.

Пример 3.

На многопластовой нефтяной залежи, сложенной продуктивными пластами с различными ФЕС, построили сеть добывающих и нагнетательных скважин.

В процессе строительства сети вертикальных и/или наклонно направленных добывающих и нагнетательных скважин провели комплекс ГИС, в частности определили проницаемость каждого продуктивного пласта многопластовой нефтяной залежи, вскрытого скважиной.

Классифицировали продуктивные пласты по проницаемости на три основные группы. К первой группе отнесли продуктивные пласты 1 (фиг.1) с проницаемостью 2 мД, ко второй - продуктивные пласты 2 с проницаемостью 100 мД, к третьей -продуктивные пласты 3 с проницаемостью 120 мД.

В добывающих и нагнетательных скважинах произвели перфорацию 4 продуктивных интервалов. Продуктивные пласты первой группы перфорировали с плотностью 20 отверстий на 1 м продуктивной толщины, продуктивные пласты второй группы - с плотностью 10 отверстий на 1 м продуктивной толщины, а продуктивные пласты третьей группы - с плотностью 5 отверстий на 1 м продуктивной толщины.

Нагнетательные скважины пустили под закачку, а в добывающих скважинах провели гидравлический разрыв. В добывающих скважинах гидравлический разрыв пласта проводили в следующей последовательности.

На насосно-компрессорных трубах 5 (фиг.2) марки "К" или "Е" диаметром 89 мм по ГОСТ 633-80 спустили в скважину 6 двухпакерную компоновку 7 (например, двухпакерную компоновку для селективного гидроразрыва пласта 2ПРОК-ГРПС-2 производства ООО НПФ «Пакер», г.Октябрьский, РБ) с установленным между двумя пакерами фильтром 8. Двухпакерная компоновка позволяет надежно изолировать подвергаемый гидравлическому разрыву интервал от выше- и нижележащих продуктивных пластов.

Установили двухпакерную компоновку напротив самого нижнего перфорированного продуктивного пласта 1 первой группы с проницаемостью 2 мД и провели в нем массированный гидравлический разрыв.

Закачали в скважину буферную жидкость разрыва без крепителя трещин - проппанта - в объеме 15 м³, затем закачали еще 90 м³ жидкости разрыва в смеси с проппантом, при этом увеличивали концентрацию проппанта в смеси с 200 до 1200 кг/м³. Общая закачанная масса проппанта при этом составила 21 т. Расход закачки жидкости разрыва был постоянным и составлял 2,5 м³/мин. После этого продавили жидкость разрыва в смеси с проппантом в продуктивный пласт технической водой в объеме, равном 11,4 м³, при давлении 37 МПа.

В результате создали трещину гидроразрыва 9 (фиг.1) с такими параметрами, как: закрепленная полудлина - 150 м и закрепленная ширина в продуктивной части - 1,5 мм. Общая длина трещины гидроразрыва - длина трещины в обе стороны от оси скважины - составила соответственно 300 м.

После спада давления подняли двухпакерную компоновку и установили ее напротив вышележащего продуктивного пласта 3 (фиг.3), относящегося к третьей группе с проницаемостью 120 мД, и провели в нем гидравлический разрыв с использованием технологий концевого экранирования TSO и Frac-Pack.

Закачали в скважину буферную жидкость разрыва без крепителя трещин - проппанта - в объеме 4 м³, затем закачали еще 32 м³ жидкости разрыва в смеси с проппантом, при этом проппант в смеси с жидкостью разрыва закачивали последовательно, в три стадии. На первой стадии закачали 600 кг проппанта в смеси с жидкостью разрыва в объеме 1 м³ при расходе 2,5 м³/мин, концентрация проппанта в смеси составляла соответственно 600 кг/м³. Затем снизили расход закачки до 0,5 м³/мин в течение 2 мин. Затем возобновили расход закачки до 2 м³/мин и закачали в НКТ оставшийся объем жидкости разрыва в смеси с проппантом, при этом постепенно увеличивали концентрацию проппанта в смеси с 600 до 1200 кг/м³. После этого продавили жидкость разрыва в смеси с проппантом в продуктивный пласт технической водой в объеме, равном 9,1 м³, при давлении 27 МПа, при этом постепенно снижали расход закачки с 2 до 0,5 м³/мин.

В результате создали трещину гидроразрыва 10 (фиг.1) с такими параметрами, как: закрепленная полудлина трещины гидроразрыва - 31 м, закрепленная ширина трещины гидроразрыва в продуктивной части 5 мм (фиг.1). Общая длина трещины гидроразрыва - длина трещины в обе стороны от оси скважины - составила соответственно 62 м.

После спада давления подняли двухпакерную компоновку и установили ее напротив вышележащего продуктивного пласта 2 (фиг.4), относящегося ко второй группе с проницаемостью 30 мД, и провели в нем обычный гидравлический разрыв.

Закачали в скважину буферную жидкость разрыва без крепителя трещин - проппанта - в объеме 8 м³, затем закачали еще 45 м³ жидкости разрыва в смеси с проппантом, при этом увеличивали концентрацию проппанта в смеси с 200 до 1200 кг/м³. Общая закачанная масса проппанта при этом составила 12 т. Расход закачки жидкости разрыва был постоянным и составлял 2,1 м³/мин. После этого продавили жидкость разрыва в смеси с проппантом в продуктивный пласт технической водой в объеме, равном 7,6 м³, при давлении 24 МПа.

В результате создали трещину гидроразрыва 11 (фиг.1) с такими параметрами, как: закрепленная полудлина трещины гидроразрыва - 100 м, закрепленная ширина трещины гидроразрыва в продуктивной части - 7 мм. Общая длина трещины гидроразрыва - длина трещины в обе стороны от оси скважины - составила соответственно 200 м.

После завершения полного цикла гидравлического разрыва продуктивных пластов на скважине извлекли двухпакерную компоновку из скважины. Спуском технологических НКТ диаметром 73 мм (на фиг.1-4 не показано) промыли скважину от остатков жидкости разрыва и проппанта. Спустили в скважину соответствующее оборудование для одновременно-раздельной эксплуатации пластов и пустили скважину в работу.

В результате применения предлагаемого способа удалось кратно повысить отбор пластовых флюидов, ускорить процесс разработки многопластовой нефтяной залежи, сложенной продуктивными пластами с различными ФЕС, а также сэкономить значительные материально-технические ресурсы.

Предлагаемый способ позволяет упростить и удешевить разработку многопластовой нефтяной залежи, повысить эффективность разработки многопластовых нефтяных залежей, сложенных продуктивными пластами с различными ФЕС, а также ускорить разработку подобных нефтяных месторождений.