Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ С ПРОВЕДЕНИЕМ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с проведением гидравлического разрыва пласта (ГРП) в карбонатных и терригенных коллекторах.

Известен способ проведения локального направленного ГРП, включающий определение напряженных зон в пласте-коллекторе необсаженного ствола скважины сейсмическим зондированием методом рассеянных волн, бурение боковых параллельных стволов малого диаметра вдоль оси главных напряжений сжатия горного массива, при этом расстояние между параллельными горизонтальными стволами выбирают из условия обеспечения их устойчивости и проведения вертикального гидроразрыва по длине горизонтальных стволов с обеспечением движения трещин навстречу друг другу и их слияния с вовлечением в разработку целиков нефти, ее тупиковых и застойных зон в пласте с подошвенной водой или в пласте с выше- и нижележащей водой (патент РФ №2335628, кл. E21B 43/26, опубл. 10.10.2008).

Недостатком способа является невысокая нефтеотдача пласта, высокая скорость обводнения продукции добывающих скважин, неравномерная выработка запасов нефти и значительные затраты на бурение боковых стволов.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки нефтегазовой залежи с применением ГРП путем искусственного внутриконтурного воздействия на объект разработки закачкой через нагнетательные скважины воды, и/или газа, и/или иного вытесняющего агента, отбор пластовых флюидов через эксплуатационные скважины и осуществление ГРП, который проводят комплексно на всей совокупности нагнетательных и эксплуатационных скважин, проектирование и реализацию ГРП проводят на базе непрерывной информации о механических свойствах пород разрезов нагнетательных и эксплуатационных скважин, которую согласуют с геофизическими исследованиями, при этом направление трещин ГРП задают подбором зенитных и азимутальных углов проводки нагнетательных и эксплуатационных скважин из расчета исключения неоднородности фильтрационных потоков, а период эффективной работы трещин ГРП увеличивают закачкой в них композиций физико-химических веществ, растворяющих глинистые и иные минеральные вещества, заполняющих трещины. Дополнительно в сложно построенных залежах с газовой шапкой изолируют низ и/или верх трещины ГРП от подошвенной воды и/или газа газовой шапки (патент РФ №2135750 E21B 43/20, опубл. 27.08.1999 - прототип).

Недостатком способа является невысокая нефтеотдача залежи, высокая скорость обводнения продукции добывающих скважин и неравномерная выработки запасов нефти.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи и снижения скорости обводнения продукции добывающих скважин при разработке залежи нефти скважинами с проведением ГРП.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи с проведением ГРП, включающим бурение добывающих и нагнетательных скважин, создание элементов с нагнетательной скважиной в центре и добывающими вокруг, либо подбор таких уже пробуренных скважин, определение первоначального направления максимального главного напряжения пласта δ_max1, проведение ГРП в добывающих скважинах, закачку воды через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие, согласно изобретению, сначала проводят ГРП в тех скважинах, где фронт вытеснения от нагнетательной скважины параллелен направлениям трещин ГРП, получая трещины параллельно δ_max1, ведут закачку воды в нагнетательные скважины с температурой, равной текущей температуре пласта t, и отбор продукции через добывающие скважины, в ближайший зимний период закачиваемую воду охлаждают до температуры (0,5-0,7)t и закачивают, пока в оставшихся скважинах без ГРП не будет зафиксирован приход охлажденной воды, определяют изменение максимального главного напряжения пласта δ_max2 в добывающих скважинах без ГРП в результате закачки холодной воды, проводят ГРП в данных добывающих скважинах, получая трещины параллельно δ_max2, после чего переходят на закачку не охлажденной воды.

В низкопроницаемых пластах с проницаемостью менее 30 мД на нагнетательной скважине дважды проводят гидроразрыв пласта, в первый раз до закачки холодной воды, получая трещины параллельно δ_max1, а во второй раз после закачки холодной воды, получая трещины параллельно δ_max2.

Сущность изобретения

На нефтеотдачу нефтяной залежи, разрабатываемой скважинами с ГРП, существенное влияние оказывает время работы скважин до полного обводнения и, соответственно, равномерная выработка запасов нефти при заводнении. Существующие технические решения не в полной мере позволяют выполнить данную задачу, т.к. при проведении ГРП трещины распространяются вдоль максимального главного напряжения пласта залежи. Проведение ГРП на группе скважин приводит к тому, что все трещины идут параллельно, при этом часть нагнетательных скважин оказывается расположенной таким образом, что фронт движения закачиваемой водой перпендикулярен трещинам некоторых скважин. Это приводит к быстрому обводнению данных скважин и соответственно снижает нефтеотдачу пласта. Возникает необходимость проведения мероприятий, позволяющих менять направление максимального главного напряжения пласта в районе таких скважин. Одним из подобных мероприятий является охлаждение пласта закачкой холодной воды, т.е. водой, температура которой ниже температуры пласта. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи нефтяной залежи посредствам максимально длительной работы скважин до полного обводнения и равномерной выработки запасов нефти. Задача решается следующим образом.

На фиг.1 приведена в плане схема участка нефтяной залежи с расположенными на ней скважинами с проведением ГРП. Принятые обозначения: A - нагнетательная скважина, B, C, D, E - добывающие скважины, δ_max1 - направление максимального главного напряжения пласта до закачки холодной воды, δ_max2 - направление максимального главного напряжения пласта после закачки холодной воды. S_тp1 - направление трещин ГРП скважин B, E до закачки холодной воды, S_тр2 - направление трещин ГРП скважин C, D после закачки холодной воды, 1 - участок нефтяной залежи, разрабатываемый скважинами A-E, 2 - зона, охваченная закачкой холодной водой.

Способ реализуют следующим образом.

На участке нефтяной залежи 1 (фиг.1) определяют направление максимального главного напряжения пород δ_max1 на скважинах A-E, разрабатывающих участок пласта 1. В результате исследований получают северо-восточное направление δ_max1.

Сначала проводят гидравлический разрыв пласта в добывающих скважинах B и E, где фронт вытеснения от нагнетательной скважины параллелен направлениям трещин ГРП. ГРП проводят либо пропантный, либо кислотный, в зависимости от типа коллектора (терригенный или карбонатный соответственно). Так, в результате ГРП получают трещины S_тp1, параллельные δ_max1, т.к. трещины при проведении ГРП стремятся проходить вдоль максимального главного напряжения пласта.

Далее ведут закачку воды в нагнетательную скважину A с температурой t, равной текущей температуре пласта и отбор продукции через добывающие скважины B, C, D, E. С наступлением ближайшего зимнего периода, закачиваемую воду охлаждают до температуры (0,5-0,7)t и закачивают в объеме, пока в оставшихся скважинах C и D без ГРП не будет зафиксирован приход холодной воды. Согласно расчетам, влияние охлажденной воды с температурой выше 0,7t практически не влияет на перераспределение напряжений в охлажденной зоне 2 пласта участка залежи 1. При этом закачка охлажденной воды с температурой ниже 0,5t значительно снижает коэффициент нефтеизвлечения ввиду повышения вязкости нефти. Охлаждение закачиваемой воды в зимний период происходит естественным образом во время движения по водоводам, что позволяет исключить затраты на охлаждение.

Через время T был зафиксирован приход холодной воды в скважинах C и D. За время T нагнетательной скважиной A было закачано V м³ охлажденной воды. Охлажденная зона 2 участка залежи 1 характеризуется тем, что направление максимального главного напряжения здесь меняется в связи с перераспределением напряжений из-за охлаждения коллектора. Определяют максимальное главное напряжение охлажденной зоны 2 - δ_max2 на скважинах C и D. В результате получают северо-западное направление δ_max2.

Проводят ГРП в добывающих скважинах C и D, получая трещины S_тp2 параллельные δ_max2, после чего переходят на закачку не охлажденной воды. Таким образом, получают систему трещин добывающих скважин, при которой время обводнения добывающих скважин закачиваемой водой нагнетательной скважины минимально.

В низкопроницаемых пластах с проницаемостью менее 30 мД, на нагнетательной скважине A также проводят ГРП, причем два раза: в первый раз до закачки холодной воды, получая трещины параллельно δ_max1, а во второй раз после закачки холодной воды, получая трещины параллельно δ_max2. Согласно расчетам, при проницаемости пласта менее 30 мД, нагнетательные скважины характеризуются низкой приемистостью, которая не позволяет проводить требуемое мероприятие по охлаждению пласта, т.к. время перераспределения тепла в пласте оказывается выше времени прихода охлажденной воды к добывающим скважинам. В связи с этим требуется увеличение приемистости нагнетательных скважин посредством проведения в них ГРП.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка.

Результатом внедрения данного способа является повышение степени нефтеизвлечения, максимально длительная работа скважин до полного обводнения и равномерная выработка запасов нефти.

Примеры конкретного выполнения способа

Пример 1. На участке нефтяной залежи 1 (фиг.1), продуктивные пласты которого представлены терригенными отложениями, определяют направление максимального главного напряжения пород δ_max1 прибором ВАК-8 на скважинах A-E, разрабатывающих участок пласта 1. В результате исследований получают северо-восточное направление δ_max1.

Параметры пласта участка залежи 1 следующие: глубина 1125 м, начальное пластовое давление - 10,1 МПа, текущая пластовая температура - t=23°C, проницаемость - 1,4 Д, вязкость нефти в пластовых условиях - 41 мПа*с, толщина пласта - 8 м, пласт нефтенасыщенный, расстояние между скважинами - 300 м, приемистость нагнетательной скважины A-Q₃=30 м³/сут.

Сначала проводят пропантный гидравлический разрыв пласта в добывающих скважинах В и Е, где фронт вытеснения от нагнетательной скважины параллелен направлениям трещин ГРП. Так в результате ГРП получают трещины S_тp1, параллельные δ_max1, т.к. трещины при проведении ГРП стремятся проходить вдоль максимального главного напряжения пласта. Проведение ГРП пришлось на август месяц.

Далее ведут закачку подтоварной воды в нагнетательную скважину A с температурой t=23°C, равной текущей температуре пласта, и отбор продукции через добывающие скважины B, C, D, E. Через 5 месяцев с наступлением зимнего периода закачиваемую воду охлаждают до температуры 0,7t=16°C и закачивают в объеме, пока в оставшихся скважинах C и D без ГРП не будет зафиксирован приход холодной воды. Так через T₁=46 и T₂=52 сут был зафиксирован приход холодной воды в скважинах C и D соответственно. За T₂=52 сут нагнетательной скважиной А было закачано V=Q₃·T=30-52=1560 м³ охлажденной воды. Охлажденная зона 2 участка залежи 1 характеризуется тем, что направление максимального главного напряжения здесь меняется в связи с перераспределением напряжений из-за охлаждения коллектора. Определяют максимальное главное напряжение охлажденной зоны 2 - δ_max2 прибором ВАК-8 на скважинах A, C, D. В результате получают северо-западное направление δ_max2.

Проводят пропантный гидравлический разрыв пласта в добывающих скважинах C и D, получая трещины S_тp2, параллельные S_max2, после чего переходят на закачку не охлажденной воды.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка.

В результате по примеру 1 за время разработки, которое ограничили обводнением добывающих скважин до 98%, было добыто с участка 164,8 тыс. т нефти, коэффициент извлечения нефти (КИН) составил 0,415. По прототипу при прочих равных условиях, было добыто 153,6 тыс. т нефти, КИН составил 0,387. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,028.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Разрабатываемый пласт представлен карбонатным типом коллектора с проницаемостью 25 мД. Нагнетательная скважина A в таком низкопроницаемом коллекторе характеризуется низкой приемистостью, поэтому в этой скважине также необходимо проведение ГРП. Причем до закачки холодной воды проводят кислотный ГРП в скважинах A, B, E, получая трещины параллельно δ_max1, а после закачки холодной воды проводят кислотный ГРП в скважинах A, C, B, получая трещины параллельно δ_max2. Холодную воду закачивают с температурой 0,5t=11,5°С.

В результате по примеру 2 за время разработки, которое ограничили обводнением добывающих скважин до 98%, было добыто с участка 149,1 тыс. т нефти, коэффициент извлечения нефти (КИН) составил 0,376. По прототипу при прочих равных условиях, было добыто 135,5 тыс. т нефти, КИН составил 0,341. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,035.

Предлагаемый способ, за счет максимально длительной работы скважины до полного обводнения и за счет равномерной выработки запасов нефти при разработке залежи нефти скважинами с проведением ГРП, позволяет увеличить нефтеотдачу продуктивного пласта.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи залежи и снижения скорости обводнения продукции добывающих скважин при разработке залежи нефти скважинами с проведением ГРП.