Способ эксплуатации продуктивного и водоносного пластов, разделённых непроницаемым пропластком, скважиной с горизонтальными стволами и с трещинами гидравлического разрыва пласта

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при совместной эксплуатации продуктивного и водоносного пластов с применением гидравлического разрыва пласта (ГРП).

Известен способ разработки нефтяной залежи (патент RU №2375562, МПК Е21В 43/26, опубл. 10.12.2009, Бюл №34), включающий бурение добывающих скважин с горизонтальным стволом и нагнетательных скважин для закачки воды в продуктивный пласт и вытеснения нефти, определение коэффициента анизотропии пород продуктивного пласта - К_а и при коэффициенте анизотропии пород продуктивного пласта 4,0≤К_а≤12,0, его проницаемости в горизонтальном направлении 0,001-0,048 мкм², а в вертикальном направлении - 0,001-0,000083 мкм² проведение последовательных гидравлических разрывов продуктивного пласта в горизонтальном стволе добывающей скважины за один спуско-подъем насосно-компрессорных труб, начиная от забоя скважины, при этом максимальную полудлину вертикальной трещины ГРП принимают равной половине толщины продуктивного пласта, а зону действия последующего гидравлического разрыва локализуют от зоны действия предыдущего гидравлического разрыва.

Недостатками способа являются:

- во-первых, высокая стоимость реализации, связанная с необходимостью строительства новых нагнетательных скважин;

- во-вторых, низкая эффективность, что связано с высоким темпом падения дебита нефти и низким значением конечного коэффициента извлечения нефти по причине отсутствия поддержания пластового давления и вытеснения нефти;

- в-третьих, низкая успешность ГРП, так как горизонтальные стволы скважин не сориентированы в направлении минимальных горизонтальных напряжений пласта.

Также известен способ разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах с водонефтяными зонами (патент RU №2448240; МПК Е21В 43/00, опубл. 20.04.2012 г., бюл №11), включающий бурение вертикальных добывающих и нагнетательных скважин и скважин с горизонтальными участками, интенсификацию добычи нефти закачкой соляной кислоты, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. При этом горизонтальные участки проводят по рядам вертикальных добывающих скважин. Закачку кислоты производят последовательно в вертикальные скважины, по которым проведен горизонтальный участок, начиная от скважины, ближайшей к забою горизонтального участка, с созданием гидродинамической связи между вертикальной скважиной, в которую закачивают кислоту, и горизонтальным участком. По прошествии времени на реакцию кислоты отбирают продукты реакции из ствола скважины с горизонтальным участком. Затем осуществляют отсечение части горизонтального участка с образованием гидродинамической связи между вертикальной скважиной, в которую закачивали кислоту, и соответствующей ей частью горизонтального участка.

Недостатками способа являются:

- во-первых, высокая стоимость реализации, связанная с необходимостью строительства нагнетательных скважин;

- во-вторых, низкая эффективность, что связано с высоким темпом падения дебита нефти и низким значением конечного коэффициента извлечения нефти по причине отсутствия поддержания пластового давления и вытеснения нефти;

- в-третьих, низкая успешность ГРП, так как горизонтальные стволы скважин не сориентированы в направлении минимальных горизонтальных напряжений пласта.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяных низкопроницаемых залежей с применением горизонтальных скважин с поперечно-направленными трещинами ГРП (патент RU №2515628, МПК Е21В 43/18, Е21В 43/30, опубл. 20.05.2014, Бюл. №14), включающий бурение горизонтальных добывающих скважин с рядным размещением скважин и ориентацией горизонтальных стволов в направлении, перпендикулярном направлению максимального напряжения σ _max или в направлении минимальных горизонтальных напряжений пласта, и выполнение многостадийного ГРП на указанных горизонтальных добывающих скважинах, что 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: ближайшие добывающие горизонтальные скважины в соседних рядах - в добычу, ближайшие нагнетательные скважины в ряду - в закачку, причем закачку жидкости на наклонно направленных нагнетательных скважинах ведут при забойном давлении, превышающем давление разрыва пласта.

Недостатками способа являются:

- во-первых, высокая себестоимость реализации, связанная с необходимостью строительства нагнетательных скважин;

- во-вторых, низкая эффективность, что связано с высоким темпом падения дебита нефти и низким значением конечного коэффициента извлечения нефти по причине неравномерного (не по всей высоте продуктивного пласта) фронта вытеснения нефти, создаваемого нагнетательными скважинами путем закачки воды с устья этих скважин;

- в-третьих, низкое качество проведения ГРП, обусловленное низкой проводимостью трещины и, как следствие, слабым притоком нефти из продуктивного пласта в скважину. Пропускная способность трещины зависит от размера фракции проппанта, крепящего трещину, а точнее от расстояния между зернами проппанта, обеспечивающего пропускную способность трещины, и когда пропускная способность трещины не соответствует объему притока нефти из продуктивного пласта в зависимости от его проницаемости, проводимость трещины снижается;

- в-четвертых, дополнительные энергетические затраты, так как необходимы подготовка воды и применение насосов для закачки воды с устья в нагнетательные скважины.

Техническими задачами изобретения являются снижение себестоимости и повышение эффективности реализации способа, повышение качества проведения ГРП в горизонтальном стволе скважины, снижение энергетических затрат.

Поставленные задачи решаются способом эксплуатации продуктивного и водоносного пластов, разделенных непроницаемым пропластком, скважиной с горизонтальными стволами и трещинами гидравлического разрыва пласта - ГРП, включающим бурение скважины с ориентацией горизонтальных стволов в направлении, перпендикулярном направлению максимального напряжения σ_max, выполнение многостадийного ГРП в горизонтальном стволе добывающей скважины.

Новым является то, что в продуктивном пласте забуривают вертикальную скважину, далее с забоя вертикальной скважины в направлении, перпендикулярном направлению максимального напряжения σ_max, бурят первый горизонтальный ствол, после чего производят обсаживание первого горизонтального ствола и перфорацию, затем производят многостадийный ГРП с образованием трещин с последующим их креплением проппантом фракции, соответствующей проницаемости продуктивного пласта, при этом в продуктивном пласте с проницаемостью от 0,01 до 50 мД для крепления трещины закачивают жидкость-носитель с проппантом фракции 20/40 меш, а в продуктивном пласте с проницаемостью от 50 до 500 мД для крепления трещины закачивают жидкость-носитель с проппантом 12/18 меш, производят временное отсечение горизонтального ствола на входе, затем с забоя вертикальной скважины забуривают второй горизонтальный ствол в направлении, перпендикулярном направлению максимального напряжения σ_max и противоположном направлению первого горизонтального ствола, после чего производят обсаживание второго горизонтального ствола и перфорацию, затем в горизонтальном стволе в интервале перфорации производят ГРП с образованием трещины, проникающей через непроницаемый пропласток в нижележащий водоносный пласт, причем для образования трещины первой порцией закачивают жидкость гидроразрыва с облегченным проппантом фракции 40/70 меш, а затем второй порцией закачивают жидкость гидроразрыва с утяжеленным проппантом фракции 16/20 меш, далее отсекают горизонтальный ствол на входе и перед интервалом ГРП, в вертикальную скважину спускают скважинный насос и запускают скважину в эксплуатацию.

На фиг. 1-3 схематично и последовательно изображен предлагаемый способ.

Способ реализуют следующим образом.

Нефтяная залежь представлена продуктивным пластом 1 (см. фиг. 1), разделенным снизу непроницаемым пропластком (глинистым прослоем) 2 с водоносным пластом 3.

В продуктивном пласте 1 забуривают вертикальную скважину 4.

Далее с забоя вертикальной скважины 4 в направлении, перпендикулярном направлению главного напряжения σ_max, бурят первый горизонтальный ствол 5 с последующим его обсаживанием.

Далее в горизонтальном стволе 5 выполняют перфорацию и производят ГРП с образованием трещин 6 с последующим их креплением проппантом 7 фракции, соответствующей проницаемости продуктивного пласта 1.

В продуктивном пласте 2 с проницаемостью от 0,01 до 50 мД для крепления трещины закачивают жидкость-носитель с проппантом фракции 20/40 меш, а в продуктивном пласте с проницаемостью от 50 до 500 мД для крепления трещины закачивают жидкость-носитель с проппантом фракции 12/18 меш. Выбор фракции проппанта 7 при креплении трещины 6 в продуктивном пласте 1 в зависимости от проницаемости продуктивного пласта 1 позволяет выбрать оптимальную проводимость трещины и обеспечить максимальный приток нефти через зерна проппанта 7, крепящего трещину 6, что позволяет повысить проводимость трещины, а значит, повысить качество проведенного ГРП.

Если проницаемость продуктивного пласта 1 составляет, например, 40 мД, то используют проппант фракции 20/40 меш.

Если проницаемость пласта 2 составляет, например, 100 мД, то используют проппант фракции 12/18 меш.

Примем, что в данном конкретном случае проницаемость пласта составляет 100 мД, поэтому используем проппант 7 фракции 12/18 меш.

Производят временное отсечение горизонтального ствола 5 на входе, например, пакер-пробкой 8.

Далее до забоя вертикальной скважины 4 (см. фиг. 2) спускают клин-отклонитель (любой известной конструкции) и забуривают второй горизонтальный ствол 9 в направлении, перпендикулярном направлению максимального напряжения σ_max и противоположном (на 180°) первому горизонтальному стволу 5. Производят обсаживание второго горизонтального ствола 9 и выполняют его перфорацию.

Затем в горизонтальном стволе 9 в интервале перфорации производят ГРП с образованием трещины 10, проникающей через непроницаемый пропласток 2 в нижележащий водоносный пласт 3.

Причем для образования трещины 10 первой порцией закачивают жидкость гидроразрыва с облегченным проппантом 11 мелкой фракции 40/70 меш, а затем второй порцией закачивают жидкости гидроразрыва с утяжеленным проппантом 12 более крупной фракции 16/20 меш.

Облегченный проппант 11 при создании трещины 10 ГРП всплывает в жидкости гидроразрыва и, скапливаясь в верхней части трещины 10, создает эффект экранирования и не позволяет трещине развиваться вверх, т.е. прорвать продуктивный пласт 1 вверх.

Далее отсекают второй горизонтальный ствол 9 (см. фиг.3) перед интервалом ГРП. Перекрывают изолирующим пакером, например, пакер-пробкой 13 для предотвращения прохождения воды из водоносного пласта 3 по горизонтальному стволу 9, а также устанавливают пакер-пробку 13 на входе в горизонтальный ствол 9 для исключения попадания в горизонтальный ствол 9 колонны труб, геофизических приборов и т.д. при работе с горизонтальным стволом 5.

В вертикальную скважину 4 спускают насос 14 любой известной конструкции и запускают скважину в эксплуатацию.

Трещина 10, выполненная в горизонтальном стволе 9, обеспечивает связь продуктивного 1 и водоносного 3 пластов, так как соблюдается условие P₁>Р₂ (см. фиг. 3),

где P₁ - давление в водоносном пласте 3, например, P₁=8,0 МПа;

Р₂ - давление в продуктивном пласте 1, например Р₂=4,0 МПа.

Так как 8,0 МПа >4,0 МПа, то большее давление нижележащего водоносного пласта 3 (P₁=8,0 МПа) вытесняет воду в продуктивный пласт 1 (Р₂=4,0 МПа) и создает вытесняющий фронт (на фиг. 3 показан условно), что компенсирует отбор нефти из горизонтального ствола 5 через трещины ГРП 6 и поддерживает пластовое давление продуктивного пласта 1, в связи с чем поддерживается темп отбора нефти и повышается конечный коэффициент извлечения нефти из горизонтального ствола 4 скважинным насосом 14, спущенным в вертикальную скважину 4, так как обеспечивается эффективный фронт вытеснения нефти по всей высоте продуктивного пласта 1. Все это позволяет повысить эффективность реализации способа.

Для поддержания фронта вытеснения нефти используется пластовая вода из водоносного пласта 3, что исключает затраты на подготовку и закачку воды насосами (на фиг. 1-3 не показана), как описано в прототипе, а это исключает дополнительные энергетические затраты.

Нефть по трещинам 6 ГРП попадает в горизонтальный ствол 5, поднимается на прием насоса 14, с помощью которого отбирается на устье вертикальной скважины 4. Процесс реализации способа окончен.

Строительство двух горизонтальных стволов 5 и 9 из одной вертикальной скважины 4 в предлагаемом способе исключает необходимость строительства нагнетательной скважины, в связи с чем, снижается себестоимость реализации способа.

Предлагаемый способ позволяет:

- снизить себестоимость реализации способа;

- повысить эффективности реализации способа;

- повысить качество проведения ГРП в горизонтальном стволе скважины;

- исключить энергетические затраты на закачку воды в нагнетательные скважины.