Результат интеллектуальной деятельности: Способ разработки низкопроницаемой залежи

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для повышения эффективности разработки нефтяных низкопроницаемых залежей.

Известен способ разработки низкопроницаемых коллекторов, основанный на площадных пяти-, семи-, девятиточечных системах размещения добывающих и нагнетательных скважин [Фазлыев Р.Т. Площадное заводнение нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1979, с. 7, 47-49]. Недостатком данного технического решения является использование наклонно направленных скважин, применение которых на низкопроницаемых коллекторах нерентабельно из-за низких дебитов добывающих скважин и низкого коэффициента извлечения нефти.

Известен способ разработки нефтегазовой залежи с применением гидравлического разрыва пласта (патент RU №2135750, МПК 6 Е21В 43/20, 43/26, опубликован 27.08.1999), включающий закачивание через нагнетательные скважины воды, и/или газа, и/или иного вытесняющего агента, осуществление ГРП путем искусственного внутриконтурного воздействия на объект разработки, проведение ГРП комплексно на всей совокупности нагнетательных и эксплуатационных скважин, отбор пластового флюида через эксплуатационные скважины, проектирование и реализацию ГРП на базе непрерывной информации о механических свойствах пород разрезов нагнетательных и эксплуатационных скважин, согласование этой информации с геофизическими исследованиями, задание направления трещин гидроразрыва подбором зенитных и азимутальных углов проводки нагнетательных и эксплуатационных скважин из расчета исключения неоднородности фильтрационных потоков. Способ реализуется в эксплуатационных объектах нефтяной залежи или в отдельных его участках, технико-экономические показатели разработки которых требуют улучшения.

Недостатком известного технического решения является низкая технико-экономическая эффективность, что связано с высоким темпом падения дебита нефти и низким значением конечного коэффициента извлечения нефти по причине неравномерной выработки запасов нефти, и для выработки оставшихся целиков нефти требуется разработка новых методов.

Известен способ повышения добычи в низкопроницаемый пластах созданием поперечных трещин ГРП в горизонтальных скважинах (Бадер Аль-Матар, Маджди Аль-Мутава, Мухаммад Аслам и др. Индивидуальный подход к проектированию гидроразрыва пласта // Нефтегазовое обозрение, т. 19, №2, 2008, стр. 4-19). Поперечные трещины создаются путем бурения горизонтального ствола в направлении наименьших горизонтальных напряжений. Продольные трещины параллельны стволу и возникают в результате гидроразрыва скважин, пробуренных в направлении наибольших горизонтальных напряжений. Преимущество первого типа заканчивания скважины в большем коэффициенте охвата пласта.

Также известен способ разработки нефтяных залежей путем внутриконтурного воздействия на объект разработки с использованием направленного ГРП в скважинах (патент RU №2432459, МПК Е21В 43/26, опубликован 27.10.2011). Ряды нагнетательных и добывающих скважин располагают в направлении простирания ослабленных зон, т.е. учитывая направления первоначальных горизонтальных напряжений пласта.

Недостатком технических решений двух вышеуказанных способов является то, что направления создаваемых трещин ГРП будут происходить в направлении первоначальных максимальных горизонтальных напряжений пласта. Таким образом, сетку скважин с использованием данного типа заканчивания необходимо ориентировать в заданном направлении по отношению к первоначальным горизонтальным напряжениям пласта.

Также известен способ разработки нефтяной залежи с проведением ГРП, созданием элементов с нагнетательной скважиной в центре и добывающими вокруг либо подбором таких уже пробуренных скважин (патент RU №2528308, МПК Е21В 43/20, 43/26, опубликован 10.09.2014) с переориентацией трещин ГРП в добывающих скважинах, расположенных в направлении главного горизонтального напряжения, путем закачки холодной воды. Определяют первоначальное направление максимального главного напряжения пласта. Сначала проводят ГРП в тех скважинах, где фронт вытеснения от нагнетательной скважины параллелен направлениям трещин ГРП, в ближайший зимний период закачивают охлажденную воду, пока в оставшихся скважинах без ГРП не будет зафиксирован приход охлажденной воды, определяют изменение максимального главного напряжения пласта в добывающих скважинах без ГРП в результате закачки холодной воды, проводят ГРП в данных добывающих скважинах, получая трещины с измененным направлением по отношению к начальному максимальному главному напряжению пласта, после чего переходят на закачку неохлажденной воды.

Основной недостаток данного метода в том, что возникает риск прорыва трещины авто-ГРП нагнетательной скважины в добывающие скважины с переориентированной трещиной ГРП.

Наиболее близким по технической сущности (прототипом) является способ разработки нефтяной залежи (патент RU №2515628, МПК Е21В 43/18, 43/30, опубликован 20.05.2014) с поперечно направленными трещинами ГРП, где переориентацию трещины ГРП проводят только в наклонно направленных скважинах для нагнетания. Способ включает бурение горизонтальных добывающих скважин с рядным размещением скважин и ориентацией горизонтальных стволов в направлении минимальных горизонтальных напряжений пласта, выполнение многостадийного ГРП параллельно рядам добывающих горизонтальных скважин, с чередованием через один ряд, бурят ряды нагнетательных наклонно направленных скважин с выполнением на всех скважинах ГРП. При этом на нагнетательных скважинах, размещенных напротив середины длины горизонтального ствола добывающих скважин, ГРП и запуск в работу осуществляют на этапе, когда все соседние скважины уже пущены в работу. Развитие трещин ГРП и авто-ГРП в данных скважинах будет происходить в направлении перпендикулярно начальным направлениям максимальных горизонтальных напряжений пласта.

Основной недостаток данного способа заключается в том, что возникает риск прорыва трещины авто-ГРП нагнетательной скважины, размещенной напротив середины длины горизонтального ствола добывающих скважин, в добывающие горизонтальные скважины с многостадийными трещинами ГРП.

Решаемой задачей представленного способа разработки является рентабельная разработка разбуренных нефтяных низкопроницаемых залежей.

Техническим результатом является снижение темпов падения добычи нефти и повышение конечного коэффициента извлечения нефти уплотнением существующей системы разработки за счет горизонтальных скважин с поперечно направленными трещинами ГРП.

Поставленная задача решается тем, что в способе разработки низкопроницаемой залежи системой наклонно направленных и горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин с гидравлическим разрывом пласта (ГРП) с учетом первоначальных горизонтальных напряжений залежи и закачкой жидкости в нагнетательные скважины при забойном давлении, превышающем давление разрыва пласта, согласно изобретению существующую сетку скважин с наклонно направленными нагнетательными скважинами с ГРП в центре и наклонно направленными добывающими скважинами с ГРП вокруг уплотняют бурением добывающих горизонтальных скважин, стволы которых ориентируют в направлении первоначальных максимальных горизонтальных напряжений залежи так, что середина длины горизонтального ствола скважины находится в одном ряду с наклонно направленными добывающими и нагнетательными скважинами, после чего все наклонно направленные скважины, размещенные напротив середины длины горизонтального ствола, переводят в нагнетание и запускают в работу, затем в горизонтальных скважинах проводят многостадийный ГРП, оценку необходимого времени проведения которого от момента запуска соседних наклонно направленных скважин в нагнетание проводят на основании расчета напряженно-деформированного состояния залежи в геомеханическом симуляторе, после чего горизонтальные скважины запускают в работу.

Способ осуществляется следующим образом.

1. Разработку нефтяных залежей ведут системой наклонно направленных нагнетательных и добывающих скважин с нагнетательной скважиной с ГРП в центре и добывающими с ГРП вокруг.

2. На добывающих и на нагнетательных скважинах сразу же после бурения проводят ГРП и пускают скважины в работу.

3. Определяют первоначальное направление максимального горизонтального напряжения залежи.

4. Новую систему разработки в разбуренных зонах формируют уплотнением сетки скважин с размещением стволов добывающих горизонтальных скважин с учетом направления первоначального максимального горизонтального напряжения залежи. Середину длины горизонтального ствола скважины располагают в одном ряду с наклонно направленными скважинами.

5. Закачку жидкости на всех наклонно направленных нагнетательных скважинах, размещенных напротив середины длины горизонтального ствола скважин, ведут при забойном давлении, превышающем давление разрыва пласта, что изменяет градиенты пластового давления, локальное напряженно-деформированное состояние объекта разработки и направления развития (азимут) трещин ГРП.

6. Горизонтальные стволы добывающих скважин ориентируют в направлении первоначального максимального горизонтального напряжения залежи.

7. Многостадийный ГРП в горизонтальных скважинах для задания направления трещин гидравлического разрыва перпендикулярно направлению горизонтальных стволов проводят на этапе, когда соседние наклонно направленные скважины существующей системы разработки, размещенные напротив середины длины горизонтального ствола добывающих скважин, уже пущены в нагнетание. Оценку необходимого времени проведения многостадийного ГРП в горизонтальных скважинах от момента запуска соседних наклонно направленных скважин в нагнетание проводят на основании расчетов напряженно-деформированного состояния залежи в геомеханическом симуляторе. После проведения многостадийного ГРП горизонтальные скважины запускают в работу.

Осуществление способа иллюстрируется следующими материалами.

Фиг. 1 - схема размещения скважин, элемент 9 - точечной системы площадного заводнения выделен пунктирным прямоугольником.

Фиг. 2 - схема уплотненной сетки скважин.

Фиг. 3 - вариант 2 уплотнения сетки с использованием горизонтальных скважин с МГРП.

Фиг. 4 - вариант 3 уплотнения сетки с использованием БГС с МГРП.

Фиг. 5 - динамика изменения накопленной добычи нефти на единицу площади элемента разработки.

Фиг. 6 - динамика изменения коэффициента извлечения нефти.

Пример

В качестве объекта разработки рассматривается залежь нефти с низкопроницаемым коллектором. Залежь характеризуется следующими геолого-геофизическими параметрами: глубина залегания - 2600 м, эффективная нефтенасыщенная толщина - 10 м, коэффициент проницаемости - 0,001 мкм², коэффициент пористости - 0,17 дл.ед., коэффициент нефтенасыщенности - 0,5 дл.ед., начальное пластовое давление - 26 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях - 1,5 сП, плотность нефти в пластовых условиях - 870 кг/м³, давление насыщения газом -11,6 МПа, газовый фактор - 70 м³/т.

Система разработки - девятиточечная система площадного заводнения с нагнетательными скважинами в центре и добывающими скважинами вокруг, с расстоянием между скважинами в ряду и расстоянием между рядами 500 м (Фиг. 1). На всех скважинах после бурения, ввиду низкой проницаемости залежи, сразу же проводят ГРП и пускают скважины в работу.

Для этой залежи нефти определяют первоначальные направления минимальных и максимальных горизонтальных напряжений залежи. Определить их можно различными способами: по результатам проведения кросс-дипольного широкополосного акустического каротажа после ГРП, по направлению искусственной трещиноватости, определяемой электрическим микроимиджером [Латыпов И.Д., Борисов Г.А., Хайдар A.M., Горин А.Н., Никитин А.Н., Кардымон Д.В. Переориентация азимута трещины повторного гидроразрыва пласта на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз»// Нефтяное хозяйство. - 2011. - №6. - с. 34-38], по результатам наблюдения за развитием трещин ГРП при ранее проведенных работах с применением микросейсмического мониторинга или мониторинга микродеформации, и np. [J.Н. Le Calvez, R.C. Klem, L. Bennett, A. Erwemi, M. Craven, J.C. Palacio "Real-Time Microseismic Monitoring of Hydraulic Fracture treatment: A Tool To Improve Completion and ReservoirManagement"; B.C. Миронов, И.Р. Дияшев, A.B. Бровчук, Б.М. Дэвидсон «Картирование трещин ГРП поверхностными наклономерами на Пальниковском месторождении Западной Сибири», статья SPE 117097 была представлена на Российской нефтегазовой технической конференции и выставке в Москве 28-30 октября 2008 г. по результатам гидродинамических исследований скважин с трещинами авто-ГРП [Мальцев В.В., Асмандияров Р.Н., Байков В.А., Усманов Т.С., Давлетбаев А.Я. Исследование развития трещин авто-ГРП на опытном участке Приобского месторождения с линейной системой разработки. / Нефтяное хозяйство. - 2012. - №5. - С. 70-73]. Трещины авто-ГРП - это самопроизвольно развитые трещины, образующиеся в результате закачки жидкости на нагнетательных скважинах при забойных давлениях выше давления разрыва пласта.

Зная направления этих напряжений, уплотнение сетки скважин в пробуренных зонах проводят по предлагаемой схеме, представленной на Фиг. 2. На Фиг. 2 представлена существующая системы разработки, модифицированная за счет уплотняющего бурения с размещением стволов добывающих горизонтальных скважин в направлении первоначальных максимальных горизонтальных напряжений залежи.

Ряды горизонтальных добывающих скважин с длиной ствола 500 м бурят в направлении начальных максимальных горизонтальных напряжений, с расстоянием между горизонтальными скважинами в ряду 500 м. На этих скважинах выполняют многостадийный поперечно-направленный ГРП, поэтому для них выбирают соответствующий тип заканчивания. В данном случае спускается незацементированный хвостовик с размещением нескольких внешних пакеров. Пакеры служат для разобщения стадий ГРП, и их количество зависит от количества стадий ГРП, длины горизонтального участка ствола скважины и геологических особенностей объекта. В компоновке хвостовика присутствуют специальные порты, имеющие своей целью создание связи внутрискважинного пространства с пластом, и в транспортном положении находятся шары, которые в то же время изолируют предыдущую стадию ГРП от текущей стадии [Е. Sayapov, I.R. Diyashev and A.V. Brovchuk "Application of Horizontal Wells with Multiple Hydraulic Fractures for the Development of Low Permeability Oil Reservoir in Western Siberia", paper IPTC 13395 presented at the International Petroleum Technology Conference held in Doha, Qatar, 7-9 December 2009]. Для задания направления трещин гидравлического разрыва перпендикулярно направлению горизонтальных стволов наклонно направленные скважины существующей системы разработки путем соответствующей закачки вытесняющего агента перераспределяют поле напряжений. Для этого добывающие наклонно направленные скважины, расположенные напротив середины длины горизонтального ствола, переводят в нагнетание (Фиг. 3). После выполняют пять поперечно направленных ГРП и запуск горизонтальной скважины в работу.

Далее представлено подробное описание реализации заявляемого способа.

Рассмотрим участок представленного элемента системы разработки, выделенного пунктирным прямоугольником на Фиг. 2, состоящий из девяти наклонно направленных добывающих скважин (1) с трещинами ГРП (2), одной наклонно направленной нагнетательной скважиной (3) с трещиной авто-ГРП (4) и двух горизонтальных добывающих скважин (5) с множественными поперечными трещинами ГРП (6).

Первоначальная сетка скважин состоит из наклонно направленных скважин данного участка, представленного пунктирным прямоугольником, т.е. из девяти наклонно направленных добывающих и одной наклонно направленной нагнетательной скважин. После бурения на всех наклонно направленных скважинах проводят ГРП и пускают скважины в работу. Развитие трещин ГРП и авто-ГРП на этих скважинах будет происходить в направлении первоначальных максимальных горизонтальных напряжений залежи.

Новую систему разработки в разбуренных зонах формируют уплотнением сетки скважин с размещением стволов добывающих горизонтальных скважин в направлении первоначальных максимальных горизонтальных напряжений залежи. Середину длины каждого горизонтального ствола скважины располагают в одном ряду с наклонно направленными скважинами между добывающими и нагнетательными наклонно направленными скважинами.

Для задания направления трещин гидравлического разрыва перпендикулярно направлению горизонтальных стволов наклонно направленные скважины существующей системы разработки путем закачки вытесняющего агента перераспределяют локально напряженно-деформированное состояние. Для этого добывающие наклонно направленные скважины, расположенные напротив середины длины горизонтального ствола, переводят в нагнетание. После производят многостадийный ГРП (МГРП) в горизонтальных скважинах и запуск скважин в работу. Развитие трещин МГРП будет происходить в направлении, перпендикулярном направлению горизонтального ствола, т.е. перпендикулярно первоначальным направлениям максимальных горизонтальных напряжений залежи, что показано на Фиг. 2. Оценку необходимого времени проведения МГРП в горизонтальных скважинах от момента запуска соседних наклонно направленных скважин в нагнетание проводят на основании расчета напряженно-деформированного состояния залежи в геомеханическом симуляторе.

Для участка рассматриваемой залежи создана гидродинамическая модель с девятиточечной системой размещения добывающих и нагнетательных скважин с ГРП и геомеханическая модель. Выбраны следующие геомеханические параметры, полученные по результатам промысловых и керновьгх исследований: давление смыкания ∑_min=335 атм, коэффициент анизотропии напряжений ∑_min/∑_max=0.95, начальное пластовое давление Р_с=250 атм, коэффициент пороэластичности α=0.75, коэффициент Пуассона v=0.25, модуль Юнга E=15 ГПа. После запуска соседних наклонно направленных скважин в нагнетание в гидродинамическом симуляторе рассчитывали карты давлений в различные моменты времени. Далее в геомеханическом симуляторе, с использованием карт давлений, производили расчет напряженно-деформированного состояния и определяли поле направления развития трещин ГРП в области горизонтальной скважины. По результатам расчетов определяли необходимое время работы нагнетательных наклонно направленных скважин для изменения ориентации напряжения и развитии трещины ГРП в области горизонтальной скважины перпендикулярно расположению ее ствола.

Подобным образом осуществляется перевод в нагнетание всех подобных добывающих наклонно направленных скважин, расположенных напротив середины длины горизонтального ствола добывающих горизонтальных скважин. Работа соседних нагнетательных скважин в ряду и скважин в соседних рядах позволит изменить первоначальную ориентацию минимальных и максимальных напряжений в окружении рассматриваемых нагнетательных скважин, что приведет к изменению азимута трещины ГРП в направлении, перпендикулярном направлению горизонтального ствола.

Для участка рассматриваемой залежи на созданной гидродинамической модели с девятиточечной системой размещения добывающих и нагнетательных скважин с ГРП было рассчитано три варианта системы разработки с забойным давлением на добывающих горизонтальных скважинах 8 МПа:

1. Вариант 1 - девятиточечная система площадного заводнения с нагнетательными скважинами с ГРП в центре и добывающими скважинами с ГРП вокруг, с расстоянием между скважинами в ряду и расстоянием между рядами 500 м, без уплотнения (фиг. 1).

2. Вариант 2 - согласно изобретению. На фиг. 3 представлена схема размещения скважин согласно изобретению, с размещением дополнительно к Варианту 1 двух горизонтальных скважин с пятью трещинами ГРП и переводом добывающих наклонно направленных скважин, расположенных напротив середины длины горизонтального ствола, в нагнетание. Забойное давление на нагнетательных скважинах - 45 МПа.

3. Вариант 3 - согласно изобретению. На фиг. 4 представлена еще одна схема размещения скважин согласно изобретению. Вариант 3 предполагает зарезку боковых горизонтальных стволов (БГС) с их ликвидацией основного пласта ряда скважин, содержащий только добывающие наклонно направленные скважины Варианта 1, и переводом добывающих наклонно направленных скважин, расположенных напротив середины длины горизонтального ствола, в нагнетание. Забойное давление на нагнетательных скважинах - 45 МПа.

На фиг. 5 и 6 представлены результаты расчета трех вариантов. На фиг. 5 показана динамика изменения накопленной добычи нефти на единицу площади элемента, на фиг. 6 -динамика изменения коэффициента извлечения нефти. Из фиг. 5 видно, что срок эффективной работы добывающих скважин по Вариантам 2 и 3 значительно превышает срок эффективной работы добывающих скважин по Варианту 1, что свидетельствует о снижении темпов падения добычи нефти на добывающих скважинах по Вариантам 2 и 3 (согласно предлагаемому изобретению) по сравнению с Вариантом 1. Из Фиг. 6 видно, что коэффициент извлечения нефти увеличился до 0,201 по Варианту 2 и до 0,175 по Варианту 3 по сравнению с 0,095 по Варианту 1.