СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ ГИДРАВЛИЧЕСКИМ РАЗРЫВОМ ПЛАСТА

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяных залежей, эксплуатационный объект которых представлен, по меньшей мере, двумя продуктивными пластами, либо является слоистым.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины, проведение гидроразрыва пласта в скважинах с закачкой изолирующего материала. Перед проведением гидроразрыва пласта в скважинах проводят выдержку на переформирование залежи после основной стадии разработки, выделение участков залежи с купольной частью, вскрытие купольной части и анализ на наличие нефти, гидроразрыв пласта в скважинах с закачкой изолирующего материала проводят несколько ниже водонефтяного контакта по контуру нефтеносности купольной части, отбор нефти из купольной части залежи ведут на режимах, не допускающих конусообразования воды (патент РФ 2164592, кл. Е21В 43/20, Е21В 43/26, опубл. 27.03.2001).

Недостатком известного способа является отсутствие учета неоднородности и расчлененности коллектора, что приводит к невысокому коэффициенту охвата и соответственно невысокой нефтеотдаче.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки нефтегазовой залежи с применением гидравлического разрыва пласта 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 гидравлического разрыва пласта. Гидравлический разрыв пласта проводят комплексно на всей совокупности нагнетательных и эксплуатационных скважин, проектирование и реализацию гидравлического разрыва пласта проводят на базе непрерывной информации о механических свойствах пород разрезов нагнетательных и эксплуатационных скважин, которую согласуют с геофизическими исследованиями, при этом направление трещин гидроразрыва задают подбором зенитных и азимутальных углов проводки нагнетательных и эксплуатационных скважин из расчета исключения неоднородности фильтрационных потоков, а период эффективной работы трещин гидроразрыва увеличивают закачкой в них композиций физико-химических веществ, растворяющих глинистые и иные минеральные вещества, заполняющих трещины гидроразрыва. Дополнительно в сложно построенных залежах с газовой шапкой изолируют низ и/или верх трещины гидроразрыва от подошвенной воды и/или газа газовой шапки (патент РФ №2135750, кл. Е21В 43/20, Е21В 43/26, опубл. 27.08.1999 - прототип).

Недостатком известного способа также являются невысокие коэффициент охвата и коэффициент нефтеизвлечения, т.к. не учитываются гидродинамические связи пластов и пропластков, вскрываемых скважинами, если залежь является многопластовой и/или слоистой.

В предложенном изобретении решается задача повышения коэффициента охвата и увеличения нефтеотдачи нефтяной залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи гидравлическим разрывом пласта, включающим разбуривание залежи вертикальными, наклонно-направленными и/или горизонтальными скважинами, коллектор которого состоит, по меньшей мере, из двух продуктивных пластов или является слоистым, отбор продукции пластов добывающими скважинами, геохимический анализ добываемой нефти, проектирование и проведение гидравлического разрыва пласта, согласно изобретению прослои неколлектора, разделяющие продуктивные пласты, составляют толщину не более двух метров, после бурения скважины отрабатывают не менее одного года, в течение которого с периодичностью не реже одного раза в месяц проводят геохимические анализы добываемой нефти каждой скважины, по результатам которых строят звездные диаграммы в интервале хроматограмм нС₈-нС₂₀, в тех скважинах, где площадь одной или нескольких конечностей звезды уменьшается во времени или где площадь звезды сразу отличается более чем на 10% от средней площади совпадающих звездных диаграмм при наложении их всех друг на друга, проектируют и проводят в вертикальных и наклонно-направленных скважинах гидравлический разрыв пласта, а в горизонтальных - многократный гидравлический разрыв пласта, после чего скважины пускают в работу.

Сущность изобретения

На нефтеотдачу нефтяной залежи, коллектор которой представлен, по меньшей мере, двумя продуктивными пластами, пропластками, либо является слоистым, существенное влияние оказывает коэффициент охвата пласта. Скважины даже при разбуривании плотной сеткой не вскрывают все пропластки, линзы и т.д. Кроме того, часть даже вскрытых пропластков ввиду наличия неоднородности по проницаемости в процессе разработки остаются невыработанными. Таким образом, чем больше таких неоднородных по толщине и/или по площади пластов или пропластков будет иметь достаточно проницаемую гидродинамическую связь со скважинами, тем будет выше нефтеотдача залежи. Известно, что для этого используют гидравлический разрыв пласта (ГРП). Однако существующие технические решения не в полной мере позволяют подобрать скважины-кандидаты для проведения ГРП с точки зрения подключения «неработающих» пластов или пропластков, что не позволяет повысить охват пласта и нефтеотдачу. В предложенном изобретении решается задача повышения коэффициента охвата и увеличения нефтеотдачи нефтяной залежи. Задача решается следующим образом.

На фиг. 1 представлены звездные диаграммы в интервале хроматограмм нС₈-нС₁₅, построенные по результатам геохимических анализов нефти скважин 1-5 на начало разработки и через год после разработки. На осях диаграмм 1-12 дано отношение высот выбранных пар хроматографических пиков.

Способ реализуют следующим образом.

Участок нефтяной залежи, представленный терригенным или карбонатным типом коллектора разбуривают вертикальными, наклонно-направленными и/или горизонтальными скважинами. Например, пятью скважинами 1-5. Продуктивный коллектор залежи состоит, по меньшей мере, из двух нефтенасыщенных пластов, либо является слоистым. Продуктивные пласты разделены прослоем неколлектора толщиной не более двух метров. Исследования показывают, что при толщине прослоя неколлектора более двух метров эффективность ГРП значительно снижается.

После бурения скважин 1-5 проводят вторичное вскрытие всех пластов и пускают скважины в работу. С периодичностью не реже одного раза в месяц проводят геохимические анализы добываемой нефти каждой скважины в течение времени не менее одного года. По известному методу на основе фрагментов хроматограмм в интервале нС₈-нС₂₀ выбирают пары пиков. Исследования показывают, что в более высокомолекулярной области хроматограмм (выше нС₂₀) для большинства нефтей подходящие пики отсутствуют. Также практически отсутствуют низкомолекулярные области хроматограмм (ниже нС₈). Далее на лучах звездных диаграмм наносят значения отношений выбранных пар хроматографических пиков. Таким образом, строят звездные диаграммы в интервале хроматограмм нС₈-нС₂₀ в течение времени не менее одного года и с периодичностью не реже одного раза в месяц. Согласно исследованиям за период времени, меньший чем один год, для большинства месторождений не удается проследить падение одного или нескольких пиков. Также периодичность геохимических анализов более одного месяца приводят к тому, что часть небольших пропластков или линз, особенно с ухудшенными коллекторскими свойствами, может быть упущена из виду в связи с их кратковременной реакцией.

На фиг. 1 приведены звездные диаграммы данных пяти скважин на начало разработки и через год после разработки. Промежуточные диаграммы не приведены. Видно, что по скважине 4 диаграмма значительно отличается от остальных, что свидетельствует об отсутствии флюидосообщаемости между пластами. Площадь звезды по скважине 4 уже с начала разработки отличается более чем на 10% от средней площади совпадающих звездных диаграмм (скважин 1, 3, 4, 5) при наложении их всех друг на друга. Исследования показывают, что отличие менее чем на 10% в площади объясняется прочими причинами (такими как погрешность анализов и др.) и не связано с наличием или отсутствием сообщаемости пластов.

По скважине 2 также видно, что площадь конечностей звезды (пары 2 и 8) через год после разработки уменьшилась по сравнению с началом разработки. Это означает, что один или несколько пропластков перестают работать. Исследования показывают, что в большинстве случаев это связано с различием в продуктивностях пластов, «загрязнением» одного из пластов, а также наличием зон неколлектора в зональном плане.

Таким образом, скважины 2 и 4 являются кандидатами для ГРП для вовлечения неработающих пластов в разработку. Далее проектируют и проводят в вертикальных и наклонно-направленных скважинах гидравлический разрыв пласта, а в горизонтальных - многократный гидравлический разрыв пласта. После этого скважины пускают в работу.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка нефтяной залежи.

Результатом внедрения данного способа является повышение коэффициента охвата и увеличение нефтеотдачи нефтяной залежи.

Пример конкретного выполнения способа.

Участок массивной нефтяной залежи, представленный карбонатным типом коллектора, в котором выделяются два пласта, разделенные прослоем неколлектора толщиной 2 м, вскрывают пятью скважинами 1-5 с расстоянием между скважинами 300 м. Скважины 1, 2 и 3 являются вертикальными, а 4 и 5 - горизонтальными. Пласты участка залежи представлены чисто нефтяной зоной общей толщиной 10 м. При этом каждый из пластов, в свою очередь, является слоистым и неоднородным как по толщине, так и по площади.

Кровля верхнего продуктивного пласта залегает на глубине 890 м, проницаемость пласта составляет 50-100 мД, средняя пористость 15%, начальное пластовое давление 10 МПа, вязкость нефти в пластовых по данным замеров составляет 42-56 мПа·с.

После бурения скважин 1-5 проводят вторичное вскрытие всех пластов и пускают скважины в работу. С периодичностью один раз в месяц проводят геохимические анализы добываемой нефти каждой скважины 1-5 в течение времени один год. По результатам геохимических анализов на основе фрагментов хроматограмм в интервале нС₈-нС₂₀ выбирают пары пиков. Далее на лучах звездных диаграмм наносят значения отношений выбранных пар хроматографических пиков. Таким образом, строят звездные диаграммы в интервале хроматограмм нС₈-нС₂₀ через каждый месяц в течение одного года.

На фиг. 1 приведены звездные диаграммы данных пяти скважин на начало разработки и через год после разработки. Промежуточные диаграммы не приведены. Видно, что по скважине 4 диаграмма значительно отличается от остальных, что свидетельствует об отсутствии флюидосообщаемости между пластами. Площадь звезды по скважине 4 уже с начала разработки отличается более чем на 10% от средней площади совпадающих звездных диаграмм (скважин 1, 3, 4, 5) при наложении их всех друг на друга.

По скважине 2 также видно, что площадь конечностей звезды (пары 2 и 8) уменьшается во времени. Это означает, что один или несколько пропластков перестают работать ввиду различных причин.

Таким образом, скважины 2 и 4 являются кандидатами для ГРП для вовлечения неработающих пластов в разработку. Далее проектируют и проводят в вертикальной скважине 2 нефтекислотный гидравлический разрыв пласта, а в горизонтальной скважине 4 - многократный нефтекислотный гидравлический разрыв пласта. Затем скважины 2 и 4 пускают в работу.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка нефтяной залежи.

В результате разработки, которую ограничили обводнением добывающей скважины до 98%, было добыто с участка 453,2 тыс.т. нефти, коэффициент охвата составил 0,647 д.ед., коэффициент извлечения нефти (КИН) - 0,356 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях из скважины было добыто 401,0 тыс.т. нефти, коэффициент охвата составил 0,573 д.ед., КИН - 0,315 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,041 д.ед.

Предлагаемый способ позволяет за счет рационального вовлечения неработающих пластов в разработку увеличить коэффициент нефтеизвлечения нефтяной залежи.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения коэффициента охвата и увеличения нефтеотдачи нефтяной залежи.