Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НИЗКОПРОНИЦАЕМОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ СКВАЖИНАМИ С ПОДДЕРЖАНИЕМ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке низкопроницаемой нефтяной залежи горизонтальными скважинами с поддержанием пластового давления посредством проведения многократного гидравлического разрыва пласта (МГРП) в карбонатных и терригенных коллекторах.

Известен способ разработки многопластовой нефтяной залежи при наличии высокопроницаемого пропластка с применением гидравлического разрыва пласта (ГРП), с закачкой вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор пластовых флюидов через эксплуатационные скважины, осуществление гидравлического разрыва пласта с получением эффективной трещины гидроразрыва. ГРП проводят избирательно в зоне низкопроницаемых пластов, исключая перфорацию высокопроницаемого пласта с проницаемостью в три и более раза выше средней по пластам. Далее после проектного отбора запасов нефти проводят перфорацию высокопроницаемого пласта с последующей эксплуатацией последнего, выполняют ствол с вертикальным вхождением в эксплуатационный объект для обеспечения максимального градиента давления разрыва и для создания оптимальной трещины гидроразрыва. При этом одновременно в нагнетательном фонде скважин проводят гидравлический разрыв пласта в интервалах с низкой проницаемостью. Дополнительно для создания вертикальной фильтрации между высокопроницаемым пропластком, неперфорированным, и низкопроницаемым проводят боковой горизонтальный ствол в низкопроницаемом интервале с последующим поинтервальным гидравлическим разрывом пласта (патент РФ №2374435, кл. E21B 43/16, E21B 43/26, опубл. 27.11.2009).

Недостатком способа является невысокая нефтеотдача и темпы отбора при разработке низкопроницаемых коллекторов с проницаемостью менее 2 мД.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки залежи с низкопроницаемыми коллекторами, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку воды в пласт, вытеснение нефти к добывающим скважинам и проведение ГРП. Добывающие и нагнетательные скважины бурят с горизонтальными стволами, параллельными друг другу в плане с пересечением всех низкопроницаемых пластов от кровли до подошвы залежи, при этом в своде структуры бурят вертикальные скважины вдоль выявленной или предполагаемой трассировки естественной трещиноватости с расположением забоев этих скважин на продолжении экстраполяционных прямых по отношению к горизонтальным стволам нагнетательных скважин, после чего в данных скважинах осуществляют ГРП, а закачку воды производят в вертикальные скважины, в которых осуществлен ГРП, и в горизонтальные нагнетательные скважины, при этом закачку воды осуществляют с химическими реагентами, предотвращающими разбухание глинистых частиц и пропластков, и реагентами для выравнивания профиля приемистости, причем последние вводят в закачиваемую воду после обводнения добываемой продукции на 50-80%. Дополнительно в случае значительности площадных размеров залежи нефти системы рассматриваемых горизонтальных и вертикальных скважин сооружают на разных высотных отметках продуктивного пласта. В случае водоплавающей залежи рассматриваемые элементы разработки относительно равномерно размещают по площади залежи над поверхностью водонефтяного контакта (патент РФ №2208140, кл. E21B 43/20, опубл. 10.07.2003 - прототип).

Недостатком способа является невысокая нефтеотдача и темпы отбора при разработке низкопроницаемых коллекторов с проницаемостью менее 2 мД. Также дебиты вертикальных скважин на низкопроницаемых коллекторах характеризуются очень низкими значениями.

В предложенном изобретении решается задача повышения коэффициента нефтеизвлечения посредствам увеличения коэффициента охвата и повышения темпов отбора.

Задача решается тем, что в способе разработки низкопроницаемой нефтяной залежи горизонтальными скважинами с поддержанием пластового давления, включающем бурение параллельно расположенных добывающих и нагнетательных горизонтальных скважин с последующим проведением на них МГРП, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин, согласно изобретению, предусматривают бурение не менее одной добывающей и одной нагнетательной горизонтальных скважин в пластах с проницаемостью не более 2 мД и расстоянием между горизонтальными стволами скважин не менее 50 м, добывающие скважины располагают в максимальных нефтенасыщенных толщинах, угол между максимальным главным напряжением пласта и направлением горизонтальных стволов добывающих и нагнетательных скважин составляет от 30° до 60°, количество N ступеней МГРП выбирают исходя из условия N=1+L/100, где L - длина горизонтального ствола скважины, и округляют до большего целого числа. общее количество горизонтальных скважин бурят в количестве, из расчета, чтобы удельные начальные геологические запасы нефти на одну горизонтальную скважину составляли не менее 50 тыс.т. Дополнительно при наличии на залежи чисто нефтяной и водонефтяной зон, добывающие скважины располагают в нефтяной зоне, а нагнетательные - в водонефтяной.

Сущность изобретения

На нефтеотдачу низкопроницаемой нефтяной залежи существенное влияние оказывает охват пласта. В целом, такие залежи характеризуются невысокой нефтеотдачей и темпами отбора. Горизонтальные технологии и ГРП позволяют повысить эффективность разработки. Существующие технические решения не в полной мере позволяют выполнить данную задачу. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи низкопроницаемого пласта нефтяной залежи посредствам повышения охвата пласта воздействием и увеличением темпов отбора. Задача решается следующим образом.

На фиг.1 приведена схема расположения добывающей и нагнетательной горизонтальных скважин с проведением МГРП. Принятые обозначения: 1 - продуктивный пласт нефтяной залежи, 2 - участок максимальных нефтенасыщенных толщин залежи, а также чисто нефтяная зона, A - добывающая горизонтальная скважина, B - нагнетательная горизонтальная скважина, X, Y - скважины, работающие на другой эксплуатационный объект, S_тр - трещины МГРП, δ_max - направление максимального главного напряжения пород, β - угол между направлением максимального главного напряжения пород δ_max и направлением стволов горизонтальных скважин A и B, L - длина горизонтальных стволов скважин A и B, C - расстояние между горизонтальными стволами скважин A и B.

Способ реализуют следующим образом.

Участок нефтяной залежи 1 (фиг.1), продуктивные пласты которого представлены терригенными или карбонатными отложениями, вскрывают вертикальными скважинами X и Y, по данным которых строят структуру залежи. Прибором ВАК-8 на скважинах X и Y проводят определение направления максимального главного напряжения пород δ_max. В результате исследований получили, например, северо-восточное направление δ_max.

Проницаемость коллектора не превышает 2 мД. При таких значениях проницаемости, согласно постановлению Правительства РФ №700-Р, коллектора относятся к категории трудноизвлекаемых запасов и для них действуют пониженные ставки налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ), что позволяет проводить мероприятия по бурению горизонтальных скважин с проведением многократного ГРП эффективно, с точки зрения экономики.

Скважины X и Y переводят на работу по другим объектам с большей проницаемостью. На залежи 1 бурят пару горизонтальных скважин: добывающую A и нагнетательную B с длиной горизонтальных участков L (м). Расстояние между горизонтальными стволами скважин A и B составляет C - не менее 50 м. Согласно расчетам при меньших расстояниях C происходит быстрый прорыв закачиваемой воды, что снижает нефтеотдачу. Добывающую скважину располагают в максимальных нефтенасыщенных толщинах 2. Направление горизонтальных стволов добывающей A и нагнетательной B скважин и направление максимального главного напряжения пласта составляет угол β=30°-60°. Согласно расчетам данный диапазон угла β позволяет достигать максимального значения нефтеотдачи.

При наличии на залежи 1 чисто нефтяной и водонефтяной зон, добывающую скважину A располагают в нефтяной зоне 2, а нагнетательную B - в водонефтяной.

Общее количество горизонтальных скважин на залежи 1 определяют из расчета, что удельные начальные геологические запасы нефти на одну горизонтальную скважину составляют не менее 50 тыс.т. Т.е. на две скважины A и B начальные геологические запасы нефти залежи 1 должны быть не менее 100 тыс.т. Согласно расчетам при начальных геологических запасах нефти на скважину менее 50 тыс.т бурение горизонтальных скважин экономически нецелесообразно.

Далее на горизонтальных участках скважин A и B проводят МГРП, получая трещины S_тр, параллельно δ_max.

Количество N ступеней МГРП определяют по соотношению N=1+L/100 и округляют до большего целого числа. Согласно расчетам максимальный коэффициент нефтеизвлечения достигается, если количество ступеней многократного ГРП на единицу больше, чем длина горизонтального ствола L, на котором проводят данное мероприятие, отнесенного к 100. Т.е. если длина горизонтального ствола L=100 м, то проводят 2 ступени МГРП, если L=1000, то 11 ступеней.

Ступени МГРП скважины B размещают в шахматном порядке по сравнению со ступенями МГПР скважины A. Это позволяет согласно расчетам снизить скорость обводнения добывающей скважины.

Скважины A и B пускают в работу. В нагнетательную скважину B ведут закачку воды, а из скважины A - отбор продукции. Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки запасов залежи 1.

Примеры конкретного выполнения способа

Пример 1. Участок пластово-сводовой нефтяной залежи 1 (фиг.1) размерами 500×700 м, продуктивные пласты которого представлены порово-трещинными карбонатными отложениями, вскрывают вертикальными скважинами X и Y на глубине 1395 м, по данным которых строят структуру залежи. Прибором ВАК-8 на скважинах X и Y проводят определение направления максимального главного напряжения пород δ_max. В результате исследований получили северо-восточное направление δ_max.

Начальное пластовое давление залежи 14 МПа, нефтенасыщенная мощность в купольной части - 14 м, проницаемость блоков 1 мД, проницаемость трещин 49 мД, пористость блоков - 0,074, пористость трещин - 0,005, вязкость нефти в пластовых условиях - 16,6 мПа·с, начальная нефтенасыщенность - 0,745, начальные геологические запасами залежи - 230 тыс.т.

Скважины X и Y переводят на работу по другим объектам с большей проницаемостью. На залежи 1 бурят пару горизонтальных скважин: добывающую A и нагнетательную B. Расстояние между горизонтальными стволами скважин A и B составляет C=300 м, длина L горизонтальных стволов скважин A и B - по 500 м. Добывающую скважину располагают в максимальных нефтенасыщенных толщинах 2. Также участок 2 является чисто нефтяной зоной. Направление горизонтальных стволов добывающей A и нагнетательной B скважин и направление максимального главного напряжения пласта составляет угол β=60°.

Далее на горизонтальных участках скважин A и B проводят нефтекислотный МГРП, получая трещины S_тр, параллельно δ_max. Количество N ступеней МГРП составляет N=1+L/100=1+500/100=6.

Затем скважины A и B пускают в работу. В нагнетательную скважину B ведут закачку воды, а из скважины A - отбор продукции. Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки запасов залежи 1.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Участок массивной нефтяной залежи 1 представлен поровым типом терригенного коллектора, чисто нефтяной зоной, проницаемость блоков 2 мД. Начальные геологические запасы залежи - 50 тыс.т. Бурят горизонтальные скважины A и B длиной горизонтальной части L по 250 м и с расстоянием между горизонтальными стволами скважин A и B C=50 м, причем угол между максимальным главным напряжением пласта δ_max и направлением горизонтальных стволов составляет β=30°. Горизонтальный ствол добывающей скважины A располагают в зоне максимальных нефтенасыщенных толщин 2. В скважинах A и B проводят пропантный многократный ГРП, количество N ступеней многократного ГРП составляет N=1+L/100=1+190/100=3.

Пример 3. Выполняют как пример 1 или 2. Залежь 1 имеет размеры 2000×3000 м и начальные геологические запасы 3100 тыс.т. Бурят 10 добывающих и 10 нагнетательных горизонтальных скважин параллельно друг другу в два ряда, причем после каждого горизонтального ствола добывающей скважины параллельно располагают горизонтальный ствол нагнетательной скважины. Угол между максимальным главным напряжением пласта δ_max и направлением горизонтальных стволов составляет β=45°.

В результате за время разработки, которое ограничили обводнением добывающей скважины до 98%, либо достижением минимально рентабельного дебита нефти по скважине 0,5 т/сут, было добыто с участка 59,3 тыс.т нефти, коэффициент извлечения нефти составил 0,258, срок разработки - 37 лет. По прототипу, при прочих равных условиях, было добыто 44,4 тыс.т нефти, коэффициент извлечения нефти составил 0,193, срок разработки - 45 лет. Прирост коэффициента извлечения нефти по предлагаемому способу составил 0,065.

Предлагаемый способ за счет повышения коэффициента охвата пласта позволяет увеличить нефтеотдачу продуктивного пласта нефтяной залежи и повысить темпы отбора нефти.

Применение предложенного способа позволит повысить коэффициент нефтеизвлечения.