СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ С ПРИМЕНЕНИЕМ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА

Изобретение относится к области разработки многопластовой нефтяной залежи и может быть использовано в нефтегазовой промышленности.

Известен способ разработки многопластовой нефтяной залежи при наличии высокопроницаемого пропластка с применением гидравлического разрыва пласта (патент RU 2374435, МПК E21B 43/16, опубл. 27.11.2009 г.), включающий закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор пластовых флюидов через добывающие скважины, осуществление гидравлического разрыва пласта избирательно, сначала в зоне низкопроницаемых пластов, исключая перфорацию высокопроницаемого пласта с проницаемостью в три и более раза выше средней по пластам, после проектного отбора запасов нефти проведение перфорации высокопроницаемого пласта с последующей эксплуатацией последнего, выполнение ствола с вертикальным вхождением в эксплуатационный объект для обеспечения максимального градиента давления разрыва и создания оптимальной трещины гидроразрыва, при этом одновременное проведение в нагнетательном фонде скважин гидравлического разрыва пласта в интервалах с низкой проницаемостью, причем для создания вертикальной фильтрации между высокопроницаемым пропластком, неперфорированным, и низкопроницаемым проводят боковой горизонтальный ствол в низкопроницаемом интервале с последующим поинтервальным гидравлическим разрывом пласта.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, низкая эффективность разработки многопластового месторождения, связанная с поэтапным введением в разработку пластов с различными фильтрационно-емкостными свойствами;

- во-вторых, низкая эффективность проведения гидравлического разрыва пласта в скважинах многопластовой нефтяной залежи, который осуществляют без учета направления минимального напряжения в пласте и вязкости продукции пласта.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки многопластовой нефтяной залежи с применением гидравлического разрыва пласта (патент RU №2513791, МПК E21B 43/16, опубл. 20.04.2014 г.), включающий закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор пластовых флюидов через добывающие скважины, осуществление гидравлического разрыва пласта с получением эффективной трещины гидроразрыва. Определяют проницаемость каждого продуктивного пласта, вскрытого скважиной, классифицируют продуктивные пласты по проницаемости, в зависимости от проницаемости продуктивного пласта проводят перфорацию в добывающих и нагнетательных скважинах, нагнетательные скважины пускают под закачку, а в добывающих скважинах проводят гидравлический разрыв во всех продуктивных пластах, причем в продуктивных пластах с проницаемостью менее 10 мД проводят гидравлический разрыв с созданием трещин гидроразрыва с закрепленной полудлиной свыше 100 м и закрепленной шириной в продуктивной части от 1,5 до 3 мм, в продуктивных пластах с проницаемостью свыше 100 мД проводят гидравлический разрыв с созданием трещин гидроразрыва с закрепленной полудлиной до 40 м и закрепленной шириной от 5 до 20 мм, а в продуктивных пластах с проницаемостью от 10 до 100 мД проводят гидравлический разрыв с созданием трещин гидроразрыва с закрепленной полудлиной от 40 до 100 м и закрепленной шириной от 3 до 7 мм, причем для эффективной разработки многопластовой нефтяной залежи в добывающих скважинах применяют оборудование для одновременно-раздельной эксплуатации.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, низкая эффективность проведения гидравлического разрыва пласта в многопластовой нефтяной залежи, который осуществляют без учета направления минимального напряжения и его величины в пласте и вязкости продукции пласта;

- во-вторых, низкий дебит продукции из пластов, вскрытых одной вертикальной добывающей скважины, пробуренной перпендикулярно пластам, имеющим небольшие участки вскрытия, равные высотам пластов, и низкая вытесняющая эффективность нагнетательных скважин;

- в-третьих, несовершенство вскрытия пластов вертикальной скважиной в многопластовой залежи, поэтому даже после проведения гидравлического разрыва пластов большая часть запасов продукции в пластах остается невыработанной ввиду отдаленности от ствола скважины;

- в-четвертых, низкая информативность при проведении комплекса геофизических исследований в отдельно взятом пласте в уже вскрытой многопластовой нефтяной залежи.

Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности проведения гидравлического разрыва пласта в многопластовой нефтяной залежи за счет определения направления минимального напряжения и его величины в пласте и вязкости продукции пласта, а также повышение дебита продукции добывающих скважин и вытесняющей эффективности нагнетательных скважин за счет разбуривания пластов боковыми стволами и совершенствование вскрытия пластов путем проведения гидравлического разрыва из бокового ствола за счет увеличения охвата пласта выработкой, повышение количества информации о пластах при проведении комплекса геофизических исследований в скважинах путем поэтапного вскрытия пластов пилотным стволом с последующим геофизическим исследованием с проведением тест-закачки.

Поставленные технические задачи решаются способом разработки многопластовой нефтяной залежи с применением гидравлического разрыва пласта, включающим закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор пластовых флюидов через добывающие скважины, осуществление гидравлического разрыва пласта с получением эффективной трещины гидроразрыва.

Новым является то, что из каждой скважины производят бурение пилотного ствола, в процессе которого производят поэтапное вскрытие пилотным стволом сверху вниз многопластовой нефтяной залежи, при этом на каждом этапе геофизическими методами определяют вязкость пластовой жидкости и направление минимального напряжения в пласте по азимуту, а проведением тест-закачки определяют величину минимального напряжения, после бурения пилотного ствола в скважине в зависимости от вязкости и направления напряжения из пилотного ствола скважины в каждом продуктивном пласте в различных направлениях снизу вверх бурят по одному боковому стволу, причем бурение боковых стволов в пластах с вязкостью до 20 мПа·с производят в направлении, перпендикулярном направлению минимального напряжения в пласте, после чего осуществляют гидравлический разрыв пласта с созданием в пласте из бокового ствола продольных трещин, а бурение боковых стволов в пластах с вязкостью свыше 20 мПа·с производят в направлении, параллельном направлению минимального напряжения в пласте, после чего осуществляют гидравлический разрыв пласта с созданием в пласте из бокового ствола поперечных трещин, при этом перед забуриванием каждого бокового ствола в пилотном стволе скважины ниже пласта устанавливают разбуриваемый пакер, причем при проведении гидравлического разрыва пласта с созданием продольных трещин спускают в боковой ствол технологическую колонну труб с фильтром и пакером, производят посадку пакера на входе в боковой ствол и производят в боковом стволе гидравлический разрыв пласта закачкой жидкости разрыва по технологической колонне труб через фильтр под давлением выше величины минимального напряжения, после чего извлекают технологическую колонну труб с фильтром из скважины, разбуривают пакер в пилотном стволе, производят бурение бокового ствола в следующем вышележащем пласте, при проведении гидравлического разрыва пласта с созданием поперечных трещин спускают в боковой ствол технологическую колонну труб, оснащенную снизу гидромониторной насадкой, и в боковом стволе закачкой жидкости разрыва по технологической колонне труб через гидромониторную насадку производят поинтервальный гидравлический разрыв пласта под давлением выше величины минимального напряжения с перемещением технологической колонны труб, после чего извлекают технологическую колонну труб с гидромониторной насадкой из скважины и разбуривают пакер в пилотном стволе.

На фиг. 1, 2, 3, 4 схематично изображен процесс реализации способа.

На многопластовой нефтяной залежи строят сеть добывающих и нагнетательных скважин.

Из каждой скважины производят бурение пилотного ствола 1 (см. фиг. 1), в процессе которого производят поэтапное вскрытие сверху вниз пилотным стволом 1 многопластовой нефтяной залежи, состоящей, например, из четырех пластов: 2′; 2″; 2′′′; 2′′′′. На каждом этапе геофизическими методами определяют вязкость пластовой жидкости (μ) и направление минимального напряжения (σ_min) в пластах 2′; 2″; 2′′′; 2′′′′ по азимуту. Проведением тест-закачки (мини-фрака) определяют величину минимального напряжения (σ_min) в пластах 2′; 2″; 2′′′; 2′′′′.

На первом этапе пилотным стволом 1 вскрывают пласт 2′ и геофизическими методами определяют вязкость пластовой жидкости, например, μ=25 мПа·с, а направление минимального напряжения (σ_min) параллельно пласту 2′, проведением тест-закачки определяют величину минимального напряжения, например, σ_min=22,0 МПа.

Аналогичным образом, поэтапно пилотным стволом производят вскрытие оставшихся пластов 2″; 2′′′; 2′′′′ и геофизическими методами определяют вязкость (μ) и направление минимального напряжения (σ_min) пластов 2″; 2′′′; 2′′′′, а проведением тест-закачки определяют величину минимального напряжения (σ_min).

Поэтапное вскрытие пластов пилотным стволом с последующим геофизическим исследованием и проведением тест-закачки позволяет повысить количество информации о пластах перед бурением в них боковых стволов и проведением в них гидравлического разрыва пласта.

После бурения пилотного ствола 1 в скважине в зависимости от вязкости и направления, напряжения из пилотного ствола 1 в каждом продуктивном пласте 2′; 2″; 2′′′; 2′′′′ в различных направлениях бурят по одному боковому стволу 3′; 3″; 3′′′; 3′′′′.

Бурение боковых стволов в пластах с вязкостью (μ) до 20 мПа·с производят в направлении, перпендикулярном направлению минимального напряжения (σ_min) в пласте. Например, вязкость (μ) до 20 мПа·с имеют продуктивный пласт 2′′′′ (μ=8 мПа·с) и продуктивный пласт 2″ (μ=17 мПа·с). Таким образом, бурение боковых стволов 3′′′′ и 3′′ в пластах 2′′′′ и 2″, соответственно, производят в направлении, перпендикулярном направлению минимального напряжения (σ_min) в пласте 2′′′′ (σ_min=20,0 мПа) и 2″ (σ_min=18,0 мПа), соответственно.

Далее осуществляют гидравлический разрыв пласта с созданием в пластах 2′′′′ и 2″ из бокового ствола 3′′′′ и 3′′ продольных трещин 4′′′′ и 4″, соответственно.

Бурение боковых стволов в пластах с вязкостью (μ) свыше 20 мПа·с производят в направлении, параллельном направлению минимального напряжения (σ_min) в пласте. Например, вязкость (μ) свыше 20 мПа·с имеют продуктивный пласт 2′′′ (μ=40 мПа·с) и продуктивный пласт 2′ (μ=25 мПа·с). Таким образом, бурение боковых стволов 3′′′ и 3′ в пластах 2′′′ и 2′, соответственно, производят в направлении, параллельном направлению минимального напряжения (σ_min) в пласте 2′′′ (σ_min=24,0 МПа) и 2′ (σ_min=22,0 МПа), соответственно.

Определение направления минимального напряжения и его величины в пласте и вязкости продукции пласта позволяет повысить эффективность проведения гидравлического разрыва пласта при разработке многопластовой нефтяной залежи.

Далее осуществляют гидравлический разрыв пласта с созданием в пластах 2′′′ и 2′ из боковых стволов 3′′′ и 3′ продольных трещин 4′′′ и 4′, соответственно.

Перед забуриванием каждого бокового ствола 3′; 3″; 3′′′; 3′′′′ в пилотном стволе 1 скважины ниже соответствующего пласта 2′; 2″; 2′′′; 2′′′′ устанавливают разбуриваемые пакеры 5′; 5″; 5′′′; 5′′′′ (см. фиг. 1 и 2).

Разбуривание пластов боковыми стволами позволяет повысить дебит продукции добывающих скважин, а также повысить вытесняющую эффективность нагнетательных скважин при дальнейшей разработке многопластовой нефтяной залежи.

Так перед забуриванием бокового ствола 3′′′′ (см. фиг. 1) в пилотном стволе 1 скважины ниже пласта 2′′′′ устанавливают разбуриваемый пакер 5′′′′.

При проведении гидравлического разрыва пласта с созданием продольных трещин 4′′′′ в боковом стволе 3′′′′, как описано выше, в боковой ствол 3′′′′ спускают технологическую колонну труб с фильтром и технологическим пакером 6. Производят посадку технологического пакера 6 на входе в боковой ствол 3′′′′ и производят гидравлический разрыв пласта закачкой жидкости разрыва по технологической колонне труб через фильтр под давлением выше величины минимального напряжения (σ_min=20,0 МПа), например, под давлением 22,0 МПа с образованием продольных трещин 4′′′′ в боковом стволе 3′′′′. Распакеровывают технологический пакер 6 и извлекают технологическую колонну труб с технологическим пакером 6 и фильтром из скважины. Затем разбуривают пакер 5′′′′ в пилотном стволе 1. Для этого спускают на технологической колонне труб фрезу (на фиг. 1, 2, 3, 4 не показана) и разбуривают пакер 5′′′′ (см. фиг. 1) в пилотном стволе 1.

Так перед забуриванием бокового ствола 3′′′ в пилотном стволе 1 (см. фиг. 2) скважины ниже пласта 2′′′ устанавливают разбуриваемый пакер 5′′′.

При проведении гидравлического разрыва пласта с созданием поперечных трещин 4′′′ в боковом стволе 3′′′, как описано выше, в боковой ствол 3′′′ спускают технологическую колонну труб, оснащенную снизу гидромониторной насадкой (на фиг. 1, 2, 3, 4 не показана). Производят поинтервальный гидравлический разрыв пласта подачей жидкости разрыва по технологической колонне труб через гидромониторную насадку под давлением выше величины минимального напряжения (σ_min=24,0 МПа), например, под давлением 22 МПа. Таким образом, поинтервальным перемещением технологической колонны труб выполняют поперечные трещины 4′′′ в боковом стволе 3′′′. Извлекают технологическую колонну труб с гидромониторной насадкой из скважины и разбуривают пакер 5′′′ в пилотном стволе 1. Для этого спускают на технологической колонне труб фрезу (на фиг. 1, 2, 3, 4 не показана) и разбуривают пакер 5′′′ (см. фиг. 2) в пилотном стволе 1.

Так перед забуриванием бокового ствола 3″ в пилотном стволе 1 (см. фиг. 2) скважины ниже пласта 2″ устанавливают разбуриваемый пакер 5′′′.

При проведении гидравлического разрыва пласта с созданием поперечных трещин 4″ в боковом стволе 3″, как описано выше, в боковой ствол 3″ спускают технологическую колонну труб, оснащенную снизу гидромониторной насадкой (на фиг. 1, 2, 3, 4 не показана). Производят поинтервальный гидравлический разрыв пласта подачей жидкости разрыва по технологической колонне труб через гидромониторную насадку под давлением выше величины минимального напряжения (σ_min=18,0 МПа), например, под давлением 22 МПа. Таким образом, поинтервальным перемещением технологической колонны труб выполняют поперечные трещины 6″ в боковом стволе 3″. Извлекают технологическую колонну труб с гидромониторной насадкой из скважины и разбуривают пакер 5″ в пилотном стволе 1. Для этого спускают на технологической колонне труб фрезу и разбуривают пакер 5″ (на фиг. 1, 2, 3,4 не показано) в пилотном стволе 1.

Так перед забуриванием бокового ствола 3′ (см. фиг. 1) в пилотном стволе 1 скважины ниже пласта 2′ устанавливают разбуриваемый пакер 5′.

При проведении гидравлического разрыва пласта с созданием продольных трещин 4′ в боковом стволе 3′, как описано выше, в боковой ствол 3′ спускают технологическую колонну труб с фильтром и технологическим пакером 6. Производят посадку технологического пакера 6 на входе в боковой ствол 3′ и производят гидравлический разрыв пласта закачкой жидкости разрыва по технологической колонне труб через фильтр под давлением выше величины минимального напряжения (σ_min=22,0 МПа), например, 24 МПа с образованием продольных трещин 4′ в боковом стволе 3′. Распакеровывают технологический пакер 6 и извлекают технологическую колонну труб с технологическим пакером 6 и фильтром из скважины. Затем разбуривают пакер 5′ в пилотном стволе 1. Для этого спускают на технологической колонне труб фрезу и разбуривают пакер 5′ (на фиг. 1, 2, 3, 4 не показано) в пилотном стволе 1 (см. фиг. 3 и 4).

Проведение гидравлического разрыва пласта из бокового ствола позволяет усовершенствовать вскрытие пластов за счет увеличения охвата зоны отбора из добывающих скважин и зоны закачки вытесняющего агента в нагнетательных скважинах, что позволяет полностью выработать запасы нефти из многопластовой залежи нефти.

Аналогичным образом на многопластовой нефтяной залежи строят сеть добывающих и нагнетательных скважин, после чего оснащают добывающие и нагнетательные скважины эксплуатационным оборудованием, разрабатывают многопластовую нефтяную залежь закачкой вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбором пластовых флюидов (продукции) через добывающие скважины.

Предлагаемый способ разработки многопластовой нефтяной залежи с применением гидравлического разрыва пласта позволяет повысить эффективность проведения гидравлического разрыва пласта в многопластовой нефтяной залежи, повысить дебит продукции добывающих скважин и вытесняющую эффективность нагнетательных скважин, усовершенствовать вскрытие пластов, повысить количество информации о пластах при проведении комплекса геофизических исследований в скважинах.