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 Е21В 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 Е21В 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 нагнетательной и горизонтальной добывающей скважин в залежи, представленной верхней и нижней частями продуктивного пласта, разделенными непроницаемым пропластком, крепление вертикальной нагнетательной и горизонтальной добывающей скважины обсадными колоннами, перфорацию обсадных колонн, закачку теплоносителя через вертикальную нагнетательную скважину и отбор продукции через горизонтальную добывающую скважину.

Новым является то, что бурят вертикальную нагнетательную скважину со вскрытием непроницаемого пропластка, перфорируют обсадную колонну в верхней и нижней частях продуктивного пласта и в непроницаемом пропластке, в вертикальной нагнетательной скважине производят ГРП в интервале непроницаемого пропластка, осуществляют крепление трещины, затем определяют направление развития трещины по азимуту и высоту трещины разрыва, затем дополнительно бурят как минимум одну вертикальную нагнетательную скважину на расстоянии 150 м от первой вертикальной нагнетательной скважины перпендикулярно направлению развития трещины разрыва, бурение горизонтальной добывающей скважины осуществляют на расстоянии 5 м ниже забоев вертикальных нагнетательных скважин и перпендикулярно направлению трещин разрыва ГРП, осуществляют закачку теплоносителя через вертикальные нагнетательные скважины и отбор продукции через горизонтальную добывающую скважину, при снижении дебита на 50% от первоначального значения осуществляют поинтервальные ГРП из горизонтальной добывающей скважины в интервалах между вертикальными нагнетательными скважинами с вскрытием непроницаемого пропластка с образованием трещин, трещины разрыва крепят с применением утяжеленного проппанта.

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 2'''.

В залежи 1 бурят первую нагнетательную вертикальную скважину 3' с вскрытием непроницаемого пропластка 2'''. Крепят первую нагнетательную вертикальную скважину 3' обсадной колонной и перфорируют обсадную колонну (на фиг. 1, 2 и 3 не показано) в верхней 2' и нижней 2'' частях продуктивного пласта, а также в интервале непроницаемого пропластка 2'''. В первой нагнетательной вертикальной скважине 3' производят ГРП (см. фиг. 1 и 2) в интервале непроницаемого пропластка 2''' с образованием трещины 4' и ее креплением проппантом, например, фракции 20/40 меш с концентрацией 600 кг/м³.

Геофизическими методами определяют направление развития и высоту трещины 4'.

Например, с помощью акустического прибора MPAL определяют направление развития трещины по азимуту, например с юга на север, высоту h' закрепленной проппантом трещины 4'.

Дополнительно бурят вторую нагнетательную скважину 3'' на расстоянии а=150 м от первой нагнетательной скважины 3' перпендикулярно направлению развития трещины разрыва 4' первой скважины 3'.

Количество вертикальных нагнетательных скважин 3'…3ⁿ зависит от длины залежи с учетом расстояния 150 м между вертикальными нагнетательными скважинами 3'…3ⁿ, например пять вертикальных нагнетательных скважин.

Таким образом, производят бурение вертикальных нагнетательных скважин 3''…3ⁿ с вскрытием непроницаемого пропластка 2'''. Крепят вертикальные нагнетательные скважины 3''…3ⁿ обсадными колоннами и перфорируют обсадные колонны этих скважин (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 интервале непроницаемого пропластка 2''' с образованием и креплением трещин 4''…4ⁿ проппантом, например, фракции 20/40 меш с концентрацией 600 кг/м³.

После проведения ГРП в каждой вертикальной нагнетательной скважине 3''…3ⁿ с помощью акустического прибора MPAL определяют направление развития трещины разрыва 4''…4ⁿ по азимуту, например с юга на север, высоты h''…hⁿ трещин разрыва 4''…4ⁿ, закрепленных проппантом.

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

где h', h''…hⁿ - высота закрепленной проппантом соответствующей трещины 4', 4''…4ⁿ, м;

k=2-3 - коэффициент, полученный опытным путем из условия обеспечения гидродинамической связи в вертикальных нагнетательных скважинах 3', 3''…3ⁿ между верхней 2' и нижней 2'' частями продуктивного пласта через соответствующие закрепленные проппантом трещины 4', 4''…4ⁿ, примем k=2,5;

b - высота непроницаемого пропластка 2''', м, например, 2 м.

Например, геофизическим методом с помощью акустического прибора MPAL, выполненным после проведения ГРП, определено, что все трещины разрыва 4', 4''…4ⁿ, закрепленные проппантом, имеют направление развития с юга на север, а их высоты равны h'=5,5 м, h''=7,0 м, hⁿ=6,5 м.

Подставляя каждое значение в формулу (1), определяем:

Для первой вертикальной нагнетательной скважины 3': h' = 5,5 м > 2,5⋅2 м = 5 м;

Для второй вертикальной нагнетательной скважины 3'': h'' = 7,0 м > 2,5 ⋅ 2 м = 5 м;

Для последней вертикальной нагнетательной скважины 3'': hⁿ = 6,5 м > 2,5 ⋅ 2 м = 5 м.

Как видно, условие (1) соблюдается. Если условие не соблюдается, т.е. высота одной или нескольких трещин разрыва 4', 4''…4ⁿ меньше или равна 5 м, то в этой скважине производится повторный ГРП с последующим повторным определением высоты закрепленной трещины геофизическим методом с помощью акустического прибора MPAL с целью соблюдения условия (1).

Затем под забоями вертикальных нагнетательных скважин 3', 3''…3ⁿ на расстоянии 5 м перпендикулярно направлению трещин бурят одну добывающую горизонтальную скважину 5. Оснащают все скважины эксплуатационным оборудованием (на фиг. 1-3 не показано).

Производят закачку теплоносителя, например, водяного пара, через ряд нагнетательных вертикальных скважин 3', 3''…3ⁿ (см. фиг. 1-3), а отбор разогретой продукции (высоковязкой нефти или битума) - через горизонтальную добывающую скважину 5.

После снижения дебита горизонтальной добывающей скважины 5 (см. фиг. 3) на 50% от первоначального значения, например первоначальное значение дебита горизонтальной добывающей скважины 5 составляет 50 м³/сут, в процессе разработки залежи дебит снизился на 50%, т.е. 50 м³/сут - (50 м³/сут ⋅ 50%) / 100% = 25 м³/сут. Тогда в интервалах между нагнетательными вертикальными скважинами 3', 3''…3ⁿ выполняют поинтервальные ГРП с вскрытием непроницаемого пропластка с образованием и креплением трещин разрыва 6', 6''…6ⁿ с применением утяжеленного проппанта 7 фракции 20/40 меш.

Например, между вертикальными нагнетательными скважинами 3' и 3'' из горизонтальной добывающей скважины 5 выполняют поинтервальные ГРП с образованием и креплением трещины 6' с применением утяжеленного проппанта 7. Аналогичным образом образуют и крепят трещины разрыва 6''…6ⁿ с применением утяжеленного проппанта 7 между остальными вертикальными нагнетательными скважинами 3''…3ⁿ.

В процессе проведения поинтервального ГРП горизонтальной добывающей скважины 5 для образования трещин разрыва 6', 6''…6ⁿ первой порцией закачивают жидкость ГРП с утяжеленным проппантом 7. Например, первой порцией закачивают жидкость ГРП - линейный гель в объеме 2,0 м³ утяжеленный, например, бисером стеклянным плотностью 3600 кг/м³. Линейный гель, несущий утяжеленный проппант 7, имеет плотность 1020 кг/м³. Таким образом, утяжеленный проппант 7 в начавшихся образовываться соответствующих трещинах разрыва 6', 6''…6ⁿ утопает в линейном геле, вследствие разности плотностей оседает в нижней части соответствующих трещин разрыва 6', 6''…6ⁿ и исключает их развитие вниз.

Далее, не прерывая процесса закачки, закачивают оставшийся объем линейного геля, например, 6 м³ без проппанта, что приводит к развитию соответствующих трещин разрыва 6', 6''…6ⁿ вверх, т.е. в верхнюю часть продуктивного пласта 2'' через непроницаемый пропласток 2''' ввиду образования внизу соответствующих трещин разрыва 6', 6''…6ⁿ плотной набивки из утяжеленного проппанта 7, после чего производят крепление соответствующих трещин разрыва 6', 6''…6ⁿ проппантом (на фиг. 1-3 не показано), например, фракции 20/40 меш с концентрацией 800 кг/м³.

Увеличивается охват залежи 1 (см. фиг. 1 и 3) воздействием теплоносителя по вертикали, так как теплоноситель закачивается не поинтервально, как описано в прототипе, а одновременно через трещины разрыва 4', 4''…4ⁿ соответствующих вертикальных нагнетательных скважин 3', 3''…3ⁿ на всем протяжении залежи 1.

Благодаря трещинам разрыва 4', 4''…4ⁿ, гидродинамически сообщающим верхнюю 2' и нижнюю 2'' части продуктивного пласта в залежи 1 через каждые 150 м (расстояние между вертикальными нагнетательными скважинами 3', 3''…3ⁿ), в разы увеличивается охват залежи высоковязкой нефти или битума.

Повышается эффективность реализации способа в залежи высоковязкой нефти или битума с непроницаемым пропластком (глинистый прослой), так как последовательное выполнение трещин разрыва 4', 4''…4ⁿ из нагнетательных вертикальных скважин 3', 3''…3ⁿ в интервале непроницаемого пропластка 2''' позволяет разорвать непроницаемый пропласток 2''' и образовать гидродинамическую связь между верхней 2' и нижней 2'' частями продуктивного пласта в залежи 1, что позволяет снизить объемы закачиваемого теплоносителя и увеличить отбор (дебит) высоковязкой нефти или битума из горизонтальной добывающей скважины 5. Кроме того, повышается коэффициент полезного действия теплоносителя, создающего тепловой эффект, в процессе его перемещения вдоль вертикальных нагнетательных скважин 3', 3''…3ⁿ. С одной стороны, это поддерживает температуру закачиваемого теплоносителя, не давая ему остыть в вертикальных нагнетательных скважинах 3', 3''…3ⁿ, а с другой стороны поддерживает температуру разогретой высоковязкой нефти или битума в самой залежи 1.

Обеспечивается равномерная и полная выработка запасов высоковязкой нефти или битума, находящихся в залежи 1, так как в предлагаемом способе залежь 1 сначала вырабатывается закачкой теплоносителя через трещины разрыва 4', 4''…4ⁿ вертикальных нагнетательных скважин 3', 3''…3ⁿ, а после снижения дебита добывающей горизонтальной скважины 5 на 50% производится дополнительный поинтервальный ГРП через горизонтальную добывающую скважину 5 с образованием трещин разрыва 6', 6''…6ⁿ, после чего через горизонтальную добывающую скважину 5 отбираются остатки высоковязкой нефти или битума, находящиеся в залежи 1 непосредственно над непроницаемым пропластком 2'''.

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.