Результат интеллектуальной деятельности: Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин гидроразрыва пласта

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к разработке залежей высоковязкой нефти или битума, содержащих непроницаемые пропластки, с применением трещин гидроразыва пласта (ГРП).

Известен способ разработки залежи нефти, расположенной над газовой залежью и отделенной от нее непроницаемым пропластком (Патент RU №2478164, МПК E21B 43/16, опубл. 27.03.2013 г., бюл. №9), включающий бурение вертикальных и горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин в нефтяной залежи, закачку рабочего агента в нагнетательные и отбор продукции из добывающих скважин. При этом бурят дополнительную горизонтальную скважину с прохождением ее горизонтального ствола в непроницаемом пропластке между залежами нефти и газа. Производят гидроразрыв в горизонтальной части ствола скважины в интервале непроницаемого участка с образованием трещин гидроразрыва, связывающих нефтяную и газовую залежи между собой. В процессе разработки залежи нефти при прорыве газа в стволы добывающих скважин производят периодическую закачку вязкой жидкости в дополнительную горизонтальную скважину до прекращения поступления газа в стволы этих добывающих скважин.

Недостатками способа являются:

- во-первых, низкий охват залежи действием рабочего агента по вертикали, рабочий агент распределяется только вдоль вертикальной нагнетательной скважины;

- во-вторых, низкая эффективность реализации способа, обусловленная большим расходом рабочего агента (сточной воды), закачиваемого в нагнетательную скважину, и низким дебитом добывающей скважины, при этом практически сразу после начала реализации способа происходит прорыв сточной воды напрямую в горизонтальной ствол добывающей скважины, что приводит к обводнению добываемой продукции;

- в-третьих, высокие эксплуатационные затраты на реализацию способа в процессе разработки залежи нефти, так как для проведения гидроразрыва необходимо бурить дополнительный горизонтальный ствол.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума (Патент RU №2334095, МПК E21B 43/24, опубл. 20.09.2008 г., бюл. №26), включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента (пара в чередовании с воздухом) через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Горизонтальный ствол добывающей скважины проводят в 1,5-2,5 м над подошвой продуктивного пласта, горизонтальный ствол перфорируют. Выше горизонтального ствола добывающей скважины на 3,5-4,5 м размещают низ вертикальной нагнетательной скважины, перфорированной в интервале 0,5-1,5 м от низа. Вертикальную нагнетательную скважину размещают от вертикального ствола добывающей скважины на расстоянии, большем 2/3 длины горизонтального участка добывающей скважины, вплоть до конца горизонтального ствола.

Недостатками способа являются:

- во-первых, низкий охват залежи действием рабочего агента по вертикали, рабочий агент распределяется только вдоль вертикальной нагнетательной скважины;

- во-вторых, низкая эффективность реализации способа, обусловленная низким дебитом добывающей скважины, при этом практически сразу после начала реализации способа происходит прорыв рабочего агента из вертикальной нагнетательной скважины напрямую в горизонтальной ствол добывающей скважины из-за небольшого расстояния (3,5-4,5 м) между ними, что способствует обводнению добываемой продукции;

- в-третьих, неравномерный прогрев и неполная выработка запасов высоковязкой нефти или битума из залежи по всему интервалу горизонтального ствола рабочим агентом воздействия вследствие того, что в качестве рабочего агента используют пар в чередовании с воздухом;

- в-четвертых, высокие эксплуатационные затраты на реализацию способа в процессе разработки залежи высоковязкой нефти или битума, так как для проведения ГРП в залежи необходимо бурить дополнительный горизонтальный ствол.

Техническими задачами изобретения являются увеличение охвата залежи тепловым воздействием теплоносителя и повышение эффективности реализации способа в залежи высоковязкой нефти или битума с непроницаемым пропластком, а также обеспечение равномерной и полной выработки запасов высоковязкой нефти или битума из залежи, снижение эксплуатационных затрат при реализации способа.

Поставленные технические задачи решаются способом разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин гидроразрыва пласта (ГРП), включающим бурение вертикальной и горизонтальной скважин в залежи, представленной верхней и нижней частями продуктивного пласта, разделенными непроницаемым пропластком, крепление нагнетательной и добывающей горизонтальной скважин обсадными колоннами, перфорацию обсадных колонн, закачку теплоносителя через нагнетательную скважину и отбор продукции через добывающую горизонтальную скважину.

Новым является то, что в залежи бурят одну разведочную вертикальную скважину с вскрытием непроницаемого пропластка и забоем на 3 м ниже непроницаемого пропластка, в разведочной вертикальной скважине производят ГРП в интервале непроницаемого пропластка с образованием и креплением трещины разрыва, затем геофизическими методами определяют направление развития по азимуту и высоту трещины разрыва, далее перпендикулярно направлению развития трещины разрыва на расстоянии 5 м выше непроницаемого пропластка бурят одну нагнетательную горизонтальную скважину без пересечения разведочной вертикальной скважины так, чтобы разведочная вертикальная скважина находилась посередине нагнетательной горизонтальной скважины, после чего из нагнетательной горизонтальной скважины в направлении от забоя к устью производят поинтервальные ГРП с вскрытием непроницаемого пропластка с образованием и креплением трещин разрыва с применением облегченного проппанта, после проведения поинтервального ГРП геофизическими методами определяют полудлины трещин разрыва, выполненных из нагнетательной горизонтальной скважины, далее ниже забоя разведочной вертикальной скважины и на расстоянии 3 м от трещины, имеющей максимальную полудлину, параллельно нагнетательной горизонтальной скважине бурят одну добывающую горизонтальную скважину, производят закачку теплоносителя через нагнетательную горизонтальную скважину, а отбор высоковязкой нефти или битума осуществляют через добывающую горизонтальную скважину, после снижения дебита добывающей горизонтальной скважины на 50% разведочную вертикальную скважину переводят в нагнетательную и производят в нее закачку теплоносителя.

На фиг. 1-3 схематично и последовательно изображен процесс реализации способа.

Способ реализуют следующим образом.

Залежь 1 высоковязкой нефти или битума (см. фиг. 1 и 2) представлена верхней 2' и нижней 2'' частями продуктивного пласта, разделенными непроницаемым пропластком (глинистым прослоем) 2''', например, толщиной а=2,5 м.

В залежи 1 бурят разведочную вертикальную скважину 3 с вскрытием непроницаемого пропластка 2''' и забоем на расстоянии b=3 м ниже непроницаемого пропластка 2'''. Крепят разведочную вертикальную скважину 3 обсадной колонной и перфорируют обсадную колонну (на фиг. 1-3 не показано) в верхней 2' и нижней 2'' частях продуктивного пласта, а также в интервале непроницаемого пропластка 2'''.

Производят ГРП (см. фиг. 1 и 2) в разведочной вертикальной скважине 3 в интервале непроницаемого пропластка 2''' с образованием и креплением проппантом трещины разрыва 4. Образуют трещину разрыва 2 любым известным способом проведения ГРП, например закачкой линейного геля, а крепление производят закачкой линейного геля с проппантом фракции 20/40 меш с концентрацией 600 кг/м³.

Геофизическими методами определяют направление развитие по азимуту и высоту h трещины разрыва 4, выполненной из разведочной вертикальной скважины 3 в интервале непроницаемого пропластка 2'''.

Трещина разрыва гидродинамически сообщает верхнюю 2' и нижнюю 2'' части продуктивного пласта при соблюдении условия:

где h - высота закрепленной проппантом трещины 4, м.

а - толщина непроницаемого пропластка 2''', м;

Например, с помощью акустического прибора MPAL определяют направление развития трещины 4 (см. фиг. 1 и 2) по азимуту, например отклонение направления развития трещины 4 от вертикальной оси 5 составляет 25°, а высота h закрепленной проппантом трещины 4 составляет 6,5 м.

Подставляя числовые значения в условие (1), проверяем его выполнение:

6,5 м > 2 ⋅ 2,5 м = 5 м.

Условие (1) выполняется.

Продолжают реализацию способа. В случае невыполнения условия (1) производят повторный ГРП в разведочной вертикальной скважине 3 в интервале непроницаемого пропластка 2''' до выполнения условия (1).

Далее перпендикулярно (90° относительно осей 5 и 6) направлению развития трещины разрыва 4 на расстоянии с=5 м выше непроницаемого пропластка 2''' бурят одну нагнетательную горизонтальную скважину 7 без пересечения разведочной вертикальной скважины 3 так, чтобы разведочная вертикальная скважина 3 находилась посередине нагнетательной горизонтальной скважины 7. Например, при длине L нагнетательной горизонтальной скважины 7, равной 500 м, посередине (L/2 = 500 м / 2 = 250 м) нагнетательной горизонтальной скважины 7 бурят без пересечения разведочной вертикальной скважины 3 нагнетательную горизонтальную скважину 7.

С целью исключения пересечения нагнетательной горизонтальной скважиной 7 разведочной вертикальной скважины 3 бурят нагнетательную горизонтальную скважину 7 со смещением относительно оси 6, пересекающей ось разведочной вертикальной скважины 3, например, на расстоянии d=1,5 м.

Затем из нагнетательной горизонтальной скважины 7 (см. фиг. 2 и 3) в направлении от забоя к устью производят поинтервальные ГРП с вскрытием непроницаемого пропластка 2''' с образованием и креплением трещин разрыва 8', 8'', 8''' … 8ⁿ с применением облегченного проппанта 9', 9'', 9''' … 9ⁿ фракции 20/40 меш. Расстояние е (см. фиг. 3) между трещинами разрыва 8', 8'', 8''' … 8ⁿ подбирают опытным путем исходя из фильтрационно-емкостных свойств залежи 1, например е=100 м.

После проведения поинтервального ГРП геофизическими методами определяют полудлины l₁, l₂, l₃ … l_n соответствующих трещин разрыва 8', 8'', 8''' … 8ⁿ, выполненных в процессе поинтервального ГРП из нагнетательной горизонтальной скважины 7 и гидродинамически сообщающих верхнюю 2' и нижнюю 2'' части продуктивного пласта.

В процессе проведения поинтервального ГРП из нагнетательной горизонтальной скважины 7 при образовании трещин разрыва 8', 8'', 8''' … 8ⁿ первой порцией закачивают жидкость ГРП с облегченным проппантом 9', 9'', 9''' … 9ⁿ.

Например, первой порцией закачивают жидкость ГРП - линейный гель в объеме 2,5 м³ с облегченным проппантом 9', 9'', 9''' … 9ⁿ (сверхлегкий проппант фракции 20/40 меш плотностью 1050 кг/м³), который в начавшейся образовываться соответствующей трещине 8', 8'', 8''' … 8ⁿ всплывает и исключает развитие трещины разрыва 8', 8'', 8''' … 8ⁿ вверх в верхней части 2' пласта, далее, не прерывая процесса закачки, закачивают оставшийся объем линейного геля, например 6 м без проппанта, что приводит к развитию трещины разрыва 8', 8'', 8''' … 8ⁿ только вниз, т.е. в нижнюю часть 2'' продуктивного пласта из-за образования в верхней части трещины разрыва 8', 8'', 8''' … 8ⁿ плотной набивки из облегченного проппанта 9', 9'', 9''' … 9ⁿ соответственно. Затем производят крепление соответствующих трещин разрыва 8', 8'', 8''' … 8ⁿ проппантом (на фиг. 1, 2 и 3 не показано), например фракции 12/18 меш с концентрацией 800 кг/м³.

После проведения поинтервального ГРП геофизическими методами, например, с помощью акустического прибора MPAL определяют полудлины l₁, l₂, l₃ … l_n соответствующих трещин разрыва 8', 8'', 8''' … 8ⁿ, выполненных в процессе поинтервального ГРП, гидродинамически сообщающих верхнюю 2' и нижнюю 2'' части продуктивного пласта в залежи 1.

Для создания надежной гидродинамической связи между верхней 2' (см. фиг. 2) и нижней 2'' частями продуктивного пласта, разделенными непроницаемым пропластком 2''', обеспечивающей расширение охвата залежи 1 по вертикали, должно соблюдаться условие:

где l₁, l₂, l₃ … l_n - полудлина закрепленной проппантом соответствующей трещины разрыва 8', 8'', 8''' … 8ⁿ, м;

а - высота непроницаемого пропластка 2'', м, а=2,5 м;

b - расстояние от непроницаемого пропластка 2''' до верхней нагнетательной горизонтальной скважины 7, м, b=5,0 м.

с - расстояние от непроницаемого пропластка 2''' до забоя разведочной вертикальной скважины 3, м, b=3,0 м.

Например, геофизическим методом с помощью акустического прибора MPAL, выполненным после проведения поинтервального ГРП, определено, что все трещины 4', 4'' … 4ⁿ, закрепленные проппантом, имеют следующие полудлины: l₁=11,5 м, l₂=12,5 м, l₃=13,0 м, … l_n=12,0 м.

Подставляя каждое значение в условие (2), определяем:

l₁, l₂, l₃ … l_n > 5 м + 2,5 м + 3 м = 10,5 м

- для первой трещины 8' поинтервального ГРП, выполненной из нагнетательной горизонтальной скважины 7: l₁ = 11,5 м > 10,5 м;

- для второй трещины 8'' поинтервального ГРП, выполненной из нагнетательной горизонтальной скважины 7: l₂ = 12,5 м > 10,5 м;

- для третьей трещины 8''' поинтервального ГРП, выполненной из нагнетательной горизонтальной скважины 7: l₃ = 13,0 м > 10,5 м;

- для последней трещины 8ⁿ поинтервального ГРП, выполненной из нагнетательной горизонтальной скважины 7: l_n = 12,0 м > 10,5 м.

Как видно, условие (2) соблюдается.

Если условие (2) не соблюдается, т.е. полудлина 1 одной или нескольких трещин разрыва 8', 8'', 8''' … 8ⁿ составляет 10,5 м или меньше, то в этом интервале нагнетательной горизонтальной скважины 7 производится повторный ГРП с последующим повторным определением полудлины закрепленной трещины геофизическим методом с помощью акустического прибора MPAL с целью соблюдения условия (2).

Далее ниже забоя разведочной вертикальной скважины 3 (см. фиг. 3) и на расстоянии f=2 м от трещин 8', 8'', 8''' … 8ⁿ, имеющих максимальную полудлину 1 (например, максимальную полудлину l₃ имеет трещина разрыва 8'''), и параллельно нагнетательной горизонтальной скважине бурят одну добывающую горизонтальную скважину 10.

При соблюдении условия (2) оснащают все скважины эксплуатационным оборудованием (на фиг. 1-3 не показано).

Производят закачку теплоносителя, например водяного пара, в нагнетательную горизонтальную скважину 7 (см. фиг. 1-3). Водяной пар через интервалы перфорации распространяется в верхней части 2' продуктивного пласта, а через трещины разрыва 8', 8'', 8''' … 8ⁿ водяной пар поступает в нижнюю часть 2'' продуктивного пласта, благодаря чему увеличивается охват залежи по вертикали и исключается поинтервальная закачка теплоносителя с переустановкой пакера, как описано в прототипе. Из нижней части 2'' продуктивного пласта высоковязкая нефть или битум стекают в добывающую горизонтальную скважину 10. Отбор высоковязкой нефти или битума производят через добывающую горизонтальную скважину 10 с помощью насоса (на фиг. 1-3 не показано) на поверхность.

После снижения дебита добывающей горизонтальной скважины 10 (см. фиг. 3) на 50% разведочную вертикальную скважину 3 переводят в нагнетательную 11 и дополнительно производят в нее закачку теплоносителя (водяного пара). Например, дебит из добывающей горизонтальной скважины 10 снизился от 50 м³/сут до 25 м³/сут, т.е. на (50 м³/сут - 25 м³/сут) = 25 м³/сут или на (25 м³/сут ⋅ 100%) / 50 м³/сут = 50%.

Таким образом, одновременно с закачкой водяного пара в нагнетательную горизонтальную скважину 7 производят закачку водяного пара в нагнетательную вертикальную скважину 11. Водяной пар через трещину разрыва 4 нагнетательной вертикальной скважины 11 попадает в верхнюю 2' и нижнюю 2'' части продуктивного пласта, а поскольку разведочная вертикальная скважина, переведенная в нагнетательную 11, находится посередине нагнетательной горизонтальной скважины 7, то водяной пар распространяется диаметрально от нагнетательной вертикальной скважины 3 на периферию одновременно в верхней 2' и нижней 2'' частях продуктивного пласта, прогревая залежь 1 и вытесняя запасы высоковязкой нефти или битума последовательно в трещины разрыва 8', 8'', 8''' … 8ⁿ, выполненные из нагнетательной горизонтальной скважины 7. Откуда за счет сил гравитации высоковязкая нефть или битум стекает в добывающую горизонтальную скважину, а из нее насосом (на фиг. 1, 2 и 3 не показан) отбирается на поверхность.

Повышается эффективность реализации способа в залежи высоковязкой нефти или битума, так как трещины разрыва 8', 8'', 8''' … 8ⁿ, выполненные из нагнетательной горизонтальной скважины 7, позволяют разорвать непроницаемый пропласток 2''' и образовать гидродинамическую связь между верхней 2' и нижней 2'' частями продуктивного пласта в залежи 1, что позволяет равномерно прогреть залежь высоковязкой нефти или битума до более высокой температуры, снизить объемы закачиваемого теплоносителя и увеличить отбор (дебит) высоковязкой нефти или битума из добывающей горизонтальной скважины 10.

Обеспечивается равномерная и полная выработка запасов высоковязкой нефти или битума, находящихся в залежи 1, так как в предлагаемом способе сначала залежь 1 высоковязкой нефти или битума вырабатывается закачкой теплоносителя через трещины разрыва 8', 8'', 8''' … 8ⁿ, выполненные способом поинтервального ГРП из нагнетательной горизонтальной скважины 7, а после снижения дебита добывающей горизонтальной скважины 10 на 50% производится перевод разведочной вертикальной скважины в нагнетательную вертикальную скважину 11, и закачкой теплоносителя через трещину разрыва 4 высотой h нагнетательной скважины 11 одновременно в верхнюю 2' и нижнюю 2'' части пласта залежи 1 вытесняют остатки высоковязкой нефти или битума, находящиеся между трещинами разрыва 8', 8'', 8''' … 8ⁿ, последовательно от нагнетательной вертикальной скважины 11 диаметрально на периферию, т.е. вытесняемая под действием теплоносителя высоковязкая нефть или битум через трещины разрыва 8', 8'', 8''' … 8ⁿ попадают в добывающую горизонтальную скважину 7, после чего насосом из добывающей горизонтальной скважины 10 отбирают остатки высоковязкой нефти или битума из залежи 1.

Снижаются эксплуатационные затраты, так как при реализации способа в процессе разработки залежи высоковязкой нефти или битума для проведения ГРП нет необходимости бурить дополнительный горизонтальный ствол.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин ГРП позволяет:

- повысить эффективность реализации способа;

- обеспечить равномерную и полную выработку запасов высоковязкой нефти или битума из залежи;

- увеличить охват залежи тепловым воздействием теплоносителя;

- снизить эксплуатационные затраты на реализацию способа.