Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ СООБЩАЕМЫМИ ЧЕРЕЗ ПРОДУКТИВНЫЙ ПЛАСТ СКВАЖИНАМИ

Предлагаемый способ относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использован для разработки нефтяных залежей сообщаемыми через продуктивный пласт скважинами.

Известен способ эксплуатации залежи углеводородов (патент RU №2369732, МПК E21B 43/16, E21B 43/26, опубл. 10.10.2009), включающий прокладку горизонтальной скважины, перфорацию ее и формирование трещин с помощью гидравлического разрыва пласта, проводимого последовательно, начиная с конца, дальнего от вертикального участка скважины, путем изоляции каждого перфорируемого интервала от остальной колонны пакером, и последующую эксплуатацию горизонтальной скважины через трещины разрыва пласта. Согласно изобретению при эксплуатации залежи с активной подошвенной водой с коэффициентом нефтеотдачи, не превышающим 9,2%, и наибольшей нефтегазонасыщенностью в наиболее близком участке от вертикального участка скважины гидравлический разрыв пласта в каждом интервале осуществляют с последовательно уменьшающейся величиной давления разрыва от максимально возможной расчетной его величины в дальнем участке до минимально возможной величины в наиболее близком участке. При этом максимальное давление разрыва принимают величиной, не превышающей предельно допустимой величины по разрушению скелета горной породы данного пласта, а эксплуатацию залежи осуществляют при депрессиях на пласт, не допускающих подтягивания подошвенной воды.

Недостатком известного способа является то, что при эксплуатации залежи с активной подошвенной водой (водоплавающей) конечный коэффициент нефтегазоотдачи в среднем невысок. Кроме того, он не учитывает неоднородность продуктивного пласта и условия притока нефти и газа к горизонтальным скважинам, в которых наибольшая нефтегазонасыщенность пласта, а самый высокий дебит достигается в наиболее близком от вертикального ствола скважины участке, а удаленный участок через небольшой период времени зашламовывается и перестает отдавать нефть и газ из пласта в горизонтальную скважину.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки нефтяной залежи (патент RU №2307242, МПК E21B 43/24, опубл. 27.09.2007, бюл. №27), включающий установку в пробуренную горизонтальную скважину перфорированной обсадной колонны и цементаж ее до горизонтальной части. Дополнительно бурят вертикальную скважину, которой пересекают пробуренную в оконечной горизонтальной части и сообщают с ней. Подают теплоноситель в горизонтальную скважину по колонне насосно-компрессорных труб в начало горизонтальной части, а продукцию отбирают из вертикальной скважины до обеспечения заданной приемистости. Подачу теплоносителя в пласт продолжают до разжижения нефти вокруг ствола горизонтальной части. Скважину останавливают на выдержку для термокапиллярной пропитки. Затем отбирают продукцию из вертикальной скважины до расчетного снижения дебита. При этом динамический уровень поддерживают ниже пересечения скважин. Цикл подача - выдержка - отбор повторяют аналогичным образом до раздренирования призабойной зоны.

Недостатками способа являются сложность исполнения бурения пересекающихся стволов скважин и низкий коэффициент извлечения нефти.

Техническими задачами предлагаемого способа являются повышение продуктивности скважин и увеличение нефтеизвлечения за счет возможности применения гравитационно-депрессионного воздействия на нефтяную залежь.

Технические задачи решаются способом разработки нефтяных залежей сообщаемыми через продуктивный пласт скважинами, включающим строительство сообщающихся горизонтальных скважин с изоляцией их до горизонтальной части и вертикальных скважин с забоем ниже уровня подошвы пласта, с отбором продукции из вертикальных скважин.

Новым является то, что по проектной сетке строят вертикальные скважины, в которых проводят геолого-промысловые исследования для определения свойств пласта, добываемой продукции и критического давления пласта, затем выбирают группу скважин, расположенных по периметру осваиваемого участка, из вертикальных скважин этой группы строят аналогичные горизонтальные скважины, направленные по часовой или против часовой стрелки в сторону близлежащей скважины этой группы, с охватом снаружи этой скважины и ее горизонтального ствола на расстоянии не более десяти метров между стволами для обеспечения гидродинамической связи, в том числе и при помощи локального гидроразрыва пласта, после чего каждую вертикальную скважину оборудуют насосом, спускаемым на колонне труб ниже подошвы пласта и места сообщения с соответствующими горизонтальными скважинами, с образованием межтрубного пространства, причем отбор продукции осуществляют со снижением гидродинамического уровня пласта не ниже критического давления и отбором газа из межтрубного пространства на устье вакуумным насосом.

На фиг.1 представлена схема осуществления предлагаемого способа разработки нефтяных залежей (вид сверху) на участке из трех вертикальных с тремя горизонтальными скважинами.

На фиг.2 изображен развернутый разрез продуктивного пласта с размещенными в нем горизонтальными скважинами и глубинно-насосным оборудованием в вертикальных скважинах по предлагаемому способу.

Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности.

Нефтяные залежи 1 (фиг.1), состоящие из продуктивного пласта 2 (фиг.2), разбуривают по проектной сетке вертикальными скважинами 3, 4, 5 (фиг.1) с забоями ниже продуктивного пласта 2 (фиг.2). Проводят геолого-промысловые и геофизические исследования в скважинах. Уточняют геологическое строение залежей 1 (фиг.1), строят структурную карту кровли продуктивного пласта 2 (фиг.2), карту эффективных нефтенасыщенных толщин, определяют вязкость нефти, проницаемость, пористость продуктивного пласта 2. Выбирают участки залежей 1 (фиг.1), в пределах которых нефтенасыщенные толщины 6 (фиг.1) продуктивного пласта 2 (фиг.2) составляют более восьми метров, а подошвенная часть продуктивного пласта отделена от водоносного коллектора литологическим экраном 7.

Производят крепление стенок вертикальной скважины ниже подошвы продуктивного пласта 2 профильным перекрывателем 8. Спускают обсадную колонну (показана условно) с последующим цементированием затрубного пространства. Производят вторичное вскрытие 9 продуктивного пласта 2.

Дополнительно на участках залежей 1 выбирают группу скважин, состоящую из трех и более вертикальных скважин 3, 4, 5 (фиг.1), расположенных друг от друга в шаге сетки l по периметру осваиваемого участка. Из каждой вертикальной скважины 3, 4 или 5 строят соответствующие горизонтальные скважины 10-12, направленные по часовой или против часовой стрелки в сторону близлежащей скважины 3-5 этой группы с охватом снаружи каждой скважины 3, 4 или 5 и ее горизонтального ствола 10, 11 или 12. Расстояние 3 и 10, 4 и 11, 5 и 12 между горизонтальными стволами 10, 11 или 12 и охватываемыми соответствующими стволами 3, 4 и 5 не должно превышать десяти метров для обеспечения гарантированной гидродинамической связи. Горизонтальные скважины 10-12 проводят в пласте на расстоянии l₁ (фиг.2), составляющем не менее 2-3 м до подошвы нефтенасыщенного пласта (ПНП) 2, для увеличения зоны дренирования. В случае недостаточной гидродинамической связи (проницаемости) между скважинами 3-10, 4-11, 5-12 (фиг.1) в продуктивном пласте 2 (фиг.2) для увеличения охвата разработкой продуктивного пласта 2 по площади и толщине в горизонтальных скважинах 10-12 (фиг.1) производят локальный гидроразрыв 13 пласта (ГРП), направленный в сторону ближайших вертикальных скважин 3, 4 или 5, и ГРП 14 (фиг.1, 2) продуктивного пласта 2 (фиг.2) между горизонтальными скважинами 11-12 (фиг.1). Образованные трещины после проведения ГРП 13, 14 (фиг.1) создают гидродинамическую связь в продуктивном пласте 2 (фиг.2) между вертикальными 3, 4 или 5 (фиг.1) и горизонтальными 10-12 скважинами, так как при локальном гидроразрыве образуются трещины длиной 10-20 метров. Участки горизонтальных скважин 10, 11, 12, расположенных выше продуктивного пласта 2 (фиг.2), изолируют профильными перекрывателями 15.

Затем производят спуск насоса 16 с насосно-компрессорными трубами 17 в скважины 3, 4 и 5 (фиг.1) с образованием межтрубного пространства. Снижают уровень жидкости Н_д в эксплуатационной колонне до предельно допустимого для продуктивного пласта 2 (фиг.2). Критическое понижение уровня определяется техническим состоянием ствола скважин 3, 4 или 5 (фиг.1), устойчивостью вскрытых пород (сцементированностью, трещиноватостью) и не превышает обычно 2/3 расстояния от устья скважины до вскрытого продуктивного пласта 2 (фиг.2).

Разрежение, создаваемое в вертикальных скважинах 3, 4 и 5 (фиг.1) при снижении динамического уровня, обеспечивает создание максимальной депрессии на продуктивный пласт 2 (фиг.2) и увеличивает приток пластовой жидкости в скважины 3, 4 и 5 (фиг.1). Режимы депрессии в продуктивном пласте 2 (фиг.2) определяют по результатам проведенных исследований в скважинах 3, 4 и 5 (фиг.1).

В процессе работы вертикальных скважин 3, 4 и 5 периодически замеряют дебиты пластовой жидкости, пластовое давление, обводненность продукции и регулируют режимы работы вертикальных 3, 4 и 5 и горизонтальных 10-12 скважин для увеличения охвата продуктивного пласта 2 (фиг.2) выработкой запасов.

Отбор продукции осуществляют со снижением гидродинамического уровня продуктивного пласта 2 не ниже критического давления, при этом межтрубное пространство на устье сообщено с входом 18 вакуумного насоса (на фиг.1, 2 не показан). Пластовую газовоздушную смесь откачивают вакуумным насосом из межтрубного пространства скважин 3, 4, 5 (фиг.1). Количество вертикальных скважин 3-5 может быть более трех. Из каждой вертикальной скважины 3, 4 и 5 бурится одна горизонтальная скважина 10-12.

Пример практического выполнения

Осуществление данного способа рассмотрим на примере нефтяных залежей 1 (фиг.1) в башкирских карбонатных коллекторах, состоящих из продуктивного пласта 2 (фиг.2). Залежи разбурили по проектной сетке вертикальными скважинами 3, 4 и 5 (фиг.1) с забоями ниже продуктивного пласта 2 (фиг.2). По результатам бурения скважин и сейсмических исследований, проведенных на площади залежей, уточнили геологическое строение нефтяных залежей 1 (фиг.1), построили структурную карту по кровле продуктивного пласта 2 (фиг.2). По результатам интерпретации каротажных диаграмм вертикальных скважин 3, 4 и 5 (фиг.1) определили эффективные нефтенасыщенные толщины и фильтрационно-емкостные свойства продуктивного пласта 2 (фиг.2). Произвели замеры пластового давления в скважинах 3, 4 и 5 (фиг.1).

Нефтенасыщенная толщина продуктивного пласта 2 (фиг.2) составила 11,2 м. Кровля продуктивного пласта 2 установлена на абсолютной отметке минус 726,0 м, а подошва - на абсолютной отметке минус 736,0 м. Пластовое давление составило 7,8 МПа, вязкость нефти - 32,4 мПа·с, проницаемость коллекторов - 0,087 мкм².

Выбрали участки на залежах 1 (фиг.1), в пределах которых нефтенасыщенные толщины 6 продуктивного пласта 2 (фиг.2) составили 12,5 м, а подошвенная часть продуктивного пласта отделена от водоносного коллектора литологическим экраном 7 толщиной 4,8 м.

В вертикальных скважинах 3, 4, 5 (фиг.1) произвели крепление стенок ниже подошвы продуктивного пласта 2 (фиг.2) профильными перекрывателями 8. Затем спустили обсадные колонны, зацементировали затрубное пространство.

В купольной части залежей 1 (фиг.1) выбрали группу скважин, состоящую из трех вертикальных скважин 3-5, расположенных друг от друга на расстоянии 400 м по периметру осваиваемого участка. Из каждой вертикальной скважины 3-5 строят горизонтальные скважины 10-12, направленные против часовой стрелки в сторону близлежащей скважины 3-5 этой группы с охватом снаружи каждой скважины 3, 4 или 5 и соответствующего горизонтального ствола 10-12.

Горизонтальные стволы 10-12, направляемые в одну сторону, расположены между собой на расстоянии 9,5 м по ширине и 10,0 м по высоте пласта. Горизонтальные скважины 10, 11 и 12, охватывающие вертикальные скважины 3, 4 или 5, находятся на расстоянии 6-8 м (фиг.2) от соответствующих вертикальных скважин 3, 4 или 5. Расстояние от самой низкой точки горизонтальных скважин 10-12 (фиг.1) до подошвы нефтенасыщенного пласта 2 (фиг.2) составляет 2,5 м. Проницаемость между скважинами 4 и 11 (фиг.1), 5 и 12 оказалась менее 0,120 мкм², в результате в горизонтальных скважинах 11 и 12 произвели локальные гидроразрывы пласта (ГРП) 13, направленные в сторону ближайших вертикальных скважин 4 и 5. На расстоянии 150 м от скважины 4 произвели локальный ГРП 14 между горизонтальными скважинами 11 и 12, при расстоянии между скважинами 11 и 12 на этом участке 9,5 м проницаемость до ГРП оказалась 0,110 мкм². Участки горизонтальных скважин, расположенные выше продуктивного пласта 2 (фиг.2), изолировали профильными перекрывателями 15. Затем спустили насосы 16 с насосно-компрессорными трубами 17 в вертикальные скважины 3, 4 и 5 (фиг.1). Уровень жидкости Н_д в эксплуатационной колонне снизили до критического для продуктивного пласта 2 (фиг.2) на 3,8 м.

Для снижения действия газового фактора (выделения газа из продукции пласта) из затрубного пространства скважин 3, 4 и 5 (фиг.1) откачивали газ вакуумным насосом через его вход 18 (фиг.2), для чего создали в межтрубном пространстве разрежение 0,028 МПа.

Разрежение, создаваемое в вертикальных скважинах 3, 4 и 5 (фиг.1) при снижении динамического уровня Н_д до 2,0 МПа, и увеличение охвата пласта выработкой запасов в результате эксплуатации горизонтальных скважин 10-12, увеличило приток пластовой жидкости в скважины с 7,4 до 12,8 т/сут.

Разработка нефтяных залежей предлагаемым способом позволяет повысить эффективность вытеснения нефти, а также увеличить объем добычи нефти, коэффициент извлечения нефти за счет повышения охвата выработкой запасов по площади и разрезу.