Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ СКВАЖИНАМИ С ПРОВЕДЕНИЕМ МНОГОКРАТНОГО ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА

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

Известен способ МГРП горизонтального ствола скважины, включающий формирование трещин последовательно в различных интервалах продуктивного пласта, вскрытого горизонтальным стволом скважины, путем установки пакера, подачи жидкости гидроразрыва через фильтр, установленный в каждой из соответствующих каждому из этих интервалов частей горизонтального ствола с изоляцией остальных его частей. Установку пакера осуществляют в вертикальном стволе скважины, первоначально гидроразрыв осуществляют в интервале пласта с наибольшей проницаемостью подачей жидкости-носителя с проппантом с установкой «головы» проппантовой пробки, перекрывающей соответствующий участок горизонтального ствола, между фильтрами, с указанной изоляцией путем формирования полимерной корки на соответствующих фильтрах, повторяют указанную операцию на каждом из остальных интервалов последовательно по степени снижения их проницаемости с предварительным удалением корки с соответствующего этому интервалу фильтра, причем полимерную корку формируют путем подачи в скважину специального состава, а ее удаление осуществляют жидкостью-растворителем с содержанием разрушителя геля 0,6-1,2 кг/м³ воды (патент РФ №2362010, кл. Е21В 43/267, опубл. 20.07.2009).

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ МГРП в горизонтальном стволе скважины, включающий спуск пакера в скважину на колонне труб, с последующей его посадкой в скважине, формирование трещин напротив фильтров последовательно в различных интервалах продуктивного пласта, вскрытого горизонтальным стволом подачей жидкости гидроразрыва через фильтр, установленный в каждой из соответствующих каждому из этих интервалов частей горизонтального ствола с изоляцией остальных его частей. Определяют направление горизонтального ствола относительно направления минимального главного напряжения, затем изолируют интервал, подлежащий гидравлическому разрыву пласта (ГРП), от остальных участков горизонтального ствола посадкой сдвоенных пакеров, затем открывают клапан, размещенный внутри колонны труб между сдвоенными пакерами напротив фильтра, если направление горизонтального ствола параллельно направлению минимального главного напряжения, то гидравлический разрыв пласта производят закачкой разрывной жидкости с образованием поперечных трещин относительно горизонтального ствола, с последующим креплением поперечных трещин закачкой жидкости с алюмосиликатным проппантом, с постепенным увеличением его фракции от 20/40 меш. до 16/30 меш., если направление горизонтального ствола перпендикулярно направлению минимального главного напряжения, то ГРП производят закачкой разрывной жидкости с образованием горизонтальных трещин относительно горизонтального ствола с последующим креплением горизонтальных трещин закачкой жидкости с облегченным проппантом с фракцией 20/40 меш., по окончании ГРП скважину закрывают на технологическую паузу в течение 0,5 ч, после чего на устье скважины на колонну труб устанавливают регулируемый штуцер и производят излив отработанной проппантной жидкости из пласта по колонне труб на устье скважины до закрытия клапана, при этом в процессе излива регулированием штуцера добиваются того, чтобы давление в колонне труб стало на 2-3 МПа меньше давления при открытии скважины после технологической паузы, после чего производят распакеровку пакера и перемещают колонну труб в другую часть горизонтального ствола, и вышеописанный процесс по проведению ГРП в горизонтальном стволе скважины повторяют в зависимости от количества интервалов горизонтального ствола, оснащенных фильтрами в различных его частях (патент РФ №2472926, кл. Е21В 43/267, опубл. 20.01.2013 - прототип).

Недостатком известных способов является то, что при разработке залежи нефти горизонтальными скважинами с проведением МГРП не учитывается направление трещин добывающих скважин относительно нагнетательных, что приводит к высокой скорости обводнения продукции добывающих скважин, неравномерной выработке запасов нефти и в итоге к низкой нефтеотдаче.

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

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами с проведением МГРП, включающем бурение горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин с параллельно расположенными горизонтальными стволами либо подбор таких уже пробуренных скважин, определение первоначального направления максимального главного напряжения пласта δ_max1, проведение МГРП в горизонтальных стволах добывающих и нагнетательных скважин, закачку воды через горизонтальные нагнетательные скважины и отбор продукции через горизонтальные добывающие скважины, согласно изобретению сначала проводят МГРП в горизонтальных стволах добывающих скважин, получая трещины параллельно δ_max1, ведут закачку воды в горизонтальные нагнетательные скважины с температурой t, равной текущей температуре пласта t, и отбор продукции через горизонтальные добывающие скважины, в ближайший зимний период закачиваемую воду охлаждают до температуры (0,5-0,7)t и закачивают, фиксируют изменение максимального главного напряжения пласта δ_max2 в призабойной зоне нагнетательной скважины в результате закачки холодной воды, проводят МГРП в горизонтальном стволе нагнетательной скважины, получая трещины параллельно δ_max2, после чего вновь переходят на закачку не охлажденной воды, при этом объем охлажденной закачиваемой воды вычисляют по формуле:

V=π·r²·I·m·(1-S*),

где r - проектная полудлина трещины, м,

I - длина горизонтального ствола скважины, м,

m - пористость пласта, доли ед.,

S* - текущая нефтенасыщенность пласта, доли ед.

Сущность изобретения

На нефтеотдачу нефтяной залежи, разрабатываемой горизонтальными скважинами с МГРП, 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 МГРП трещины распространяются вдоль максимального главного напряжения пласта залежи. Проведение МГРП на горизонтальных стволах скважин приводит к тому, что все трещины идут параллельно. Это приводит к быстрому прорыву воды по трещинам от нагнетательных скважин к добывающим и соответственно снижает нефтеотдачу пласта. Возникает необходимость проведения некоторых мероприятий, позволяющих менять направление максимального главного напряжения пласта в районе нагнетательной скважины, чтобы создать затем трещины МГРП, которые распространялись бы под углом к уже образованным трещинам МГРП на добывающих скважинах. Одним из подобных мероприятий является охлаждение пласта закачкой холодной воды, т.е. воды, температура которой ниже температуры пласта. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи и снижения скорости обводнения продукции добывающих скважин при разработке залежи нефти горизонтальными скважинами с проведением МГРП. Задача решается следующим образом.

На фиг.1 приведена в плане схема участка нефтяной залежи с расположенными на ней горизонтальными скважинами с проведением МГРП. Принятые обозначения: A, B - добывающие горизонтальные скважины, C - нагнетательная горизонтальная скважина, δ_max1 - направление максимального главного напряжения пласта до закачки холодной воды, δ_max2 - направление максимального главного напряжения пласта в зоне нагнетательной скважины C после закачки холодной воды. S_тр1 - направление трещин МГРП добывающих скважин A и B, S_тр2 - направление трещин МГРП нагнетательной скважины C после закачки холодной воды, 1 - участок нефтяной залежи, разрабатываемый скважинами A, B, C, 2 - зона вокруг нагнетательной скважины C, 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-C, разрабатывающих участок пласта 1. В результате исследований получают, например, северо-восточное направление δ_max1.

Сначала проводят МГРП в горизонтальных стволах добывающих скважин A и B, в результате получают трещины S_тр1, параллельные δ_max1, т.к. трещины при проведении ГРП стремятся проходить вдоль максимального главного напряжения пласта. ГРП проводят либо проппантный, либо кислотный, в зависимости от типа коллектора (терригенный или карбонатный соответственно).

Далее ведут закачку воды в нагнетательную скважину C с температурой t, равной текущей температуре пласта, и отбор продукции через добывающие скважины A и B. С наступлением ближайшего зимнего периода закачиваемую воду охлаждают до температуры (0,5-0,7)t и закачивают в объеме, определяемом по формуле:

V=π·r²·I·m·(1-S*),

где r - проектная полудлина трещины, м,

I - длина горизонтального ствола скважины, м,

m - пористость пласта, доли ед.,

S* - текущая нефтенасыщенность пласта, доли ед.

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.

Данный объем охлажденной воды V нагнетательная скважина C закачает за время T. 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 нагнетательной скважине C. В результате получают, например, северное направление δ_max2.

Проводят проппантный МГРП в горизонтальном стволе нагнетательной скважины C, получают трещины S_тр2, параллельные δ_max2, после чего переходят на закачку неохлажденной воды. Таким образом, получают систему трещин вдоль горизонтальных стволов скважин, при которой время обводнения добывающих скважин закачиваемой водой нагнетательной скважины минимально.

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

Пример конкретного выполнения способа

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-C, разрабатывающих участок пласта 1. В результате исследований получили северо-восточное направление δ_max1.

Параметры пласта участка залежи 1 следующие: глубина 1125 м, начальное пластовое давление - 10,1 МПа, текущая пластовая температура - 23°C, проницаемость - 1,4 Д, пористость m=0,12, вязкость нефти в пластовых условиях - 41 мПа*с, текущая нефтенасыщенность пласта S*=0,68, толщина пласта - 20 м, пласт нефтенасыщенный, расстояние между горизонтальными стволами скважин - 300 м, длина горизонтальных стволов скважин I=500 м, приемистость нагнетательной скважины A-Q₃=100 м³/сут.

Сначала проводят проппантный МГРП в горизонтальных стволах добывающих скважин A и B, в результате получают трещины S_тр1, параллельные δ_max1, т.к. трещины при проведении ГРП стремятся проходить вдоль максимального главного напряжения пласта. Проведение МГРП пришлось на сентябрь месяц.

Далее ведут закачку подтоварной воды в нагнетательную скважину C с температурой t=23°C, равной текущей температуре пласта, и отбор продукции через добывающие скважины A и B. Через 4 месяца с наступлением зимнего периода закачиваемую воду охлаждают до температуры 0,7t=16°C и закачивают в объеме

V=π·r²·I·m·(1-S*),

Принимая, согласно проекту МГРП, проектную полудлину трещин r=10 м, получают

V=3,14·10²·500·0,12·(1-0,68)=6,0 тыс. м³ воды,

Данный объем нагнетательная скважина C закачает за Т=V/Q₃=6000/100=60 сут, или 2 месяца. 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 нагнетательной скважине C. В результате получают северное направление δ_max2.

Проводят проппантный МГРП в горизонтальном стволе нагнетательной скважины C, получают трещины S_тр2, параллельные δ_max2, после чего переходят на закачку неохлажденной воды.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка.

В результате за время разработки, которое ограничили обводнением добывающих скважин до 98%, либо достижением минимально рентабельного дебита нефти по скважине 0,5 т/сут, было добыто с участка 684 тыс. т нефти, коэффициент извлечения нефти (КИН) составил 0,459. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 571 тыс. т нефти, КИН составил 0,413. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,046.

Предлагаемый способ за счет максимально длительной работы скважины до полного обводнения и за счет равномерной выработки запасов нефти при разработке залежи нефти горизонтальными скважинами с проведением МГРП 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 горизонтальными скважинами с проведением МГРП.