СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МНОГОКРАТНЫМ ГИДРОРАЗРЫВОМ НИЗКОПРОНИЦАЕМОГО НЕФТЯНОГО ПЛАСТА

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке низкопроницаемого нефтяного пласта горизонтальными скважинами с проведением многократного гидроразрыва пласта.

Известен способ разработки многопластовой залежи нефти в поздней стадии с неустойчивыми породами покрышки и неоднородным коллектором, включающий проводку, по крайней мере, одной скважины по разрезу продуктивной пачки до подошвы с последующим выходом в пласт, спуск колонны насосно-компрессорных труб в самую нижнюю точку ствола, эксплуатацию скважины. Проходят неустойчивые породы покрышки под углом, не превышающим предельный угол проходки без заваливания, ствол скважины обсаживают, перекрывают неустойчивые породы покрышки до продуктивной пачки, проходят весь интервал неоднородных пород продуктивной пачки меньшим диаметром долота с набором угла до 90° к подошве пачки, проводят исследования на нефтенасыщенность, выбирают пласт с наибольшими остаточными запасами нефти и нефтенасыщенной толщиной, последующим набором угла входят в выбранный пласт, выходят на 90°, проходят по пласту субгоризонтально и/или горизонтально по наиболее проницаемому прослою, не выходят из пласта, причем при наличии глинистых перемычек и/или водоносных прослоев расстояние от кровли продуктивной пачки выделенного пласта с остаточными запасами после проведения исследований на нефтенасыщенность обсаживают хвостовиком и вскрывают только нефтенасыщенные пласты, каждый в двух пласто-пересечениях, а эксплуатацию субгоризонтальной и/или горизонтальной части ствола в выделенном пласте ведут через открытый ствол или фильтр со спуском хвостовика насосно-компрессорных труб до нижней точки ствола скважины (патент РФ 2382183, кл. Е21 В43/16, Е21 В7/04, опубл. 20.02.2010).

Недостатком известного способа является низкая нефтеотдача залежи, т.к. вырабатывается лишь часть высокопроницаемого прослоя, по которому проводят горизонтальный ствол. Низкопроницаемые прослои охватываются воздействием незначительно.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки многопластовой нефтяной залежи при наличии высокопроницаемого пропластка с применением гидравлического разрыва пласта с закачкой вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор пластовых флюидов через эксплуатационные скважины, осуществление гидравлического разрыва пласта с получением эффективной трещины гидроразрыва. Гидравлический разрыв пласта проводят не сразу по всем пропласткам, а 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. Е21 В43/16, Е21 В43/26, опубл. 27.11.2009 - прототип).

Недостатком известного способа является невысокий коэффициент нефтеизвлечения. Гидравлический разрыв пласта (ГРП), проводимый в низкопроницаемом пласте, в той или иной степени захватывает высокопроницаемый пласт, что приводит к выработке последнего и низкому охвату низкопроницаемого пласта. Кроме того, в пластах с естественной трещиноватостью нефтеотдача известного способа окажется еще ниже. Последующий гидроразрыв в низкопроницаемом прослое приведет к частичному захвату уже выработанного и обводнившегося высокопроницаемого прослоя.

В предложенном изобретении решается задача повышения коэффициента охвата и увеличения нефтеотдачи нефтяного пласта.

Задача решается тем, что в способе разработки многократным гидроразрывом низкопроницаемого нефтяного пласта, включающем проектирование и бурение горизонтальных скважин в пласте, ранее вскрытом вертикальными и/или наклонно-направленными скважинами, проведение в горизонтальных скважинах многократного гидравлического разрыва пласта и последующий отбор продукции, согласно изобретению по геофизическим исследованиям в вертикальных и/или наклонно-направленных скважинах выявляют неоднородный по проницаемости нефтенасыщенный пласт, проницаемость которого меняется по толщине не менее чем в десять раз, при этом средняя проницаемость пласта по объему не превышает 2 мД, а каждый прослой неколлектора в пласте не превышает толщины в 2 м, в наиболее проницаемом прослое толщиной не менее 1 м проектируют и бурят горизонтальную скважину, при этом проводку горизонтального ствола осуществляют с использованием наддолотного модуля и измерением геофизических параметров в процессе бурения, по которым осуществляют корректировку траектории ствола с целью его проводки по наиболее проницаемому участку, компоновку горизонтального ствола выполняют с возможностью проведения многократного гидравлического разрыва пласта с количеством ступеней от 5 до 30 и расстоянием между ступенями от 10 до 50 м.

Сущность изобретения.

На нефтеотдачу низкопроницаемого нефтяного пласта с проницаемостью менее 2 мД существенное влияние оказывает коэффициент охвата, повысить который можно за счет увеличения контакта скважин с продуктивным пластом и созданием сети трещин. Известно, что для этого используют горизонтальные скважины с многократным гидроразрывом пласта (МГРП). При этом исследования показывают, что низкопроницаемый коллектор является неоднородным по проницаемости и в большинстве случаев можно выделить прослой с существенно большей проницаемостью. В таком прослое и проводят горизонтальный ствол скважины. Однако существующие технические решения не в полной мере позволяют эффективно разрабатывать низкопроницаемые пласты данным способом. В предложенном изобретении решается задача повышения коэффициента охвата и увеличения нефтеотдачи нефтяной залежи. Задача решается следующим образом.

На фиг. 1 представлено схематическое изображение участка нефтяного пласта, вскрытого горизонтальной скважиной. Обозначения: 1 - продуктивный пласт, 2 - прослой неколлектора, 3 - горизонтальная скважина, 4 - трещины гидроразрыва, I, II, III - прослои пласта 1, Z - толщина пласта 1, Н - толщина прослоя II, S - расстояние между трещинами, h - толщина неколлектора, k₁, k₂, k₃ - средние проницаемости соответственно прослоев I, II, III.

Способ реализуют следующим образом.

Участок нефтяного пласта, представленный карбонатным типом коллектора и чисто нефтяной зоной, вскрыт вертикальными и/или наклонно-направленными скважинами. По геофизическим исследованиям в вертикальных и/или наклонно-направленных скважинах выявляют неоднородный по проницаемости нефтенасыщенный пласт 1 (фиг. 1), средняя проницаемость которого по объему не превышает 2 мД. При значениях проницаемости 2 мД и менее 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 МГРП эффективно, с точки зрения экономики.

Также по геофизическим исследованиям определяют, что проницаемость пласта 1 меняется по толщине не менее чем в десять раз. Например, выделили три прослоя пласта 1: I, II, III с соответственно средними проницаемостями k₁, k₂, k₃. Пусть, например, k₂>k₁>k₃. Каждый прослой неколлектора 2 в пласте 1 не превышает толщины в h=2 м. В наиболее проницаемом прослое II толщиной не менее H=1 м проектируют и бурят горизонтальную добывающую скважину 3.

Согласно исследованиям размещение горизонтального ствола в наиболее проницаемом прослое позволяет добиться максимальной продуктивности. При этом если проницаемость пласта меняется по толщине менее чем в десять раз, то зависимость эффективности эксплуатации скважины от размещения ствола именно в наиболее проницаемом прослое снижается. При наличии в продуктивном пласте прослоя неколлектора толщиной более 2 м, эффективность МГРП также снижается.

Проводку горизонтального ствола 3 осуществляют с использованием наддолотного модуля и измерением геофизических параметров в процессе бурения, по которым осуществляют корректировку траектории ствола с целью его проводки по наиболее проницаемому прослою II. Исследования показывают, что проводка ствола при использовании наддолотного модуля в наиболее проницаемом прослое толщиной менее 1 м уменьшает эффективность ее последующей эксплуатации ввиду того, что некоторые участки скважины в процессе бурения могут выходить за пределы данного прослоя и соответственно иметь худшую продуктивность.

Таким образом, толщину прослоя II, проницаемость k₂, наличие прослоев неколлектора и др. параметры определяют по вертикальным скважинам и уже затем принимают решение о бурении горизонтальной скважины 3.

Компоновку горизонтального ствола выполняют с возможностью проведения многократного гидравлического разрыва пласта с количеством ступеней от 5 до 30 и расстоянием между ступенями S от 10 до 50 м. Согласно расчетам при количестве, меньшем чем 5 ступеней, эффективность МГРП снижается, а при большем чем 30, - в большинстве случаев экономически нецелесообразно. Аналогично, при расстоянии S между ступенями МГРП большем чем 50 м, эффективность МГРП снижается ввиду уменьшения коэффициента охвата, а при меньшем чем 10, - в большинстве случаев также экономически не целесообразно.

После бурения и заканчивания скважины 3 проводят нефтекислотный или пропантный МГРП. Получают трещины 4 гидроразрыва. Далее скважину промывают и пускают в работу.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка.

Результатом внедрения данного способа является повышение коэффициента охвата и увеличение нефтеотдачи нефтяного пласта.

Примеры конкретного выполнения способа.

Пример 1. Участок нефтяного пласта 1, представленный карбонатным типом коллектора и чисто нефтяной зоной толщиной Z=30 м (фиг. 1), вскрыт четырьмя вертикальными скважинами по квадратной сетке с расстоянием между скважинами 400 м.

Пласт 1 залегает на глубине 1510 м. По геофизическим исследованиям в вертикальных скважинах выявляют неоднородный по проницаемости нефтенасыщенный пласт 1, средняя проницаемость которого составляет 2 мД. Средняя пористость пласта 1 равна 12%, начальное пластовое давление 16 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях 15,8 мПа·с.

Также по геофизическим исследованиям определяют, что проницаемость пласта 1 меняется по толщине в десять раз: с 1 до 10 мД. При этом выделяют три прослоя: I, II, III с соответственно средними проницаемостями k₁=1 мД, k₂=10 мД, k₃=2 мД. Каждый прослой неколлектора 2 в пласте 1 не превышает толщины в h=2 м. В наиболее проницаемом прослое II толщиной H=1 м проектируют и бурят горизонтальную добывающую скважину 3 длиной горизонтального ствола 400 м. Горизонтальный ствол размещают между вертикальными скважинами. При этом вертикальные скважины эксплуатируют другой пласт, их используют лишь для представления сведений о пласте 1.

Проводку горизонтального ствола 3 осуществляют с использованием наддолотного модуля и измерением геофизических параметров в процессе бурения, по которым осуществляют корректировку траектории ствола с целью его проводки по наиболее проницаемому прослою II.

Компоновку горизонтального ствола 3 выполняют с возможностью проведения многократного гидравлического разрыва пласта с количеством ступеней 20 и расстоянием между ступенями S=20 м.

После бурения и заканчивания скважины 3 проводят пропантный МГРП. Получают трещины 4 гидроразрыва. Далее скважину промывают и пускают в работу.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка.

Пример 2. Выполняют, как пример 1. Проектируют и бурят горизонтальную добывающую скважину 3 длиной горизонтального ствола 50 м. Компоновку горизонтального ствола 3 выполняют с возможностью проведения многократного гидравлического разрыва пласта с количеством ступеней 5 и расстоянием между ступенями S=10 м.

Пример 3. Выполняют, как пример 1. Проектируют и бурят горизонтальную добывающую скважину 3 длиной горизонтального ствола 1500 м. Компоновку горизонтального ствола 3 выполняют с возможностью проведения многократного гидравлического разрыва пласта с количеством ступеней 30 и расстоянием между ступенями S=50 м.

В результате разработки, которую ограничили обводнением добывающей скважины до 98%, было добыто с участка 120,2 тыс.т. нефти, коэффициент охвата составил 0,698 д.ед., коэффициент извлечения нефти (КИН) - 0,286 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях из скважины было добыто 99,6 тыс.т. нефти, коэффициент охвата составил 0,578 д.ед., КИН - 0,237 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,049 д.ед.

Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения нефтяного пласта.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения коэффициента охвата и увеличения нефтеотдачи нефтяного пласта.