Способ разработки слабопроницаемого пласта нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке слабопроницаемого пласта нефтяной залежи с использованием вертикальных трещин гидравлического разрыва пласта (ГРП) и многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП) в целях поддержания пластового давления (ППД).

Известен способ МГРП горизонтального ствола скважины, включающий формирование трещин последовательно в различных интервалах продуктивного пласта, вскрытого горизонтальным стволом скважины, путем установки пакера, подачи жидкости гидроразрыва через фильтр, установленный в каждой из соответствующих каждому из этих интервалов частей горизонтального ствола с изоляцией остальных его частей. Установку пакера осуществляют в вертикальном стволе скважины, первоначально гидроразрыв осуществляют в интервале пласта с наибольшей проницаемостью подачей жидкости - носителя с проппантом с установкой «головы» проппантовой пробки, перекрывающей соответствующий участок горизонтального ствола, между фильтрами, с указанной изоляцией путем формирования полимерной корки на соответствующих фильтрах, повторяют указанную операцию на каждом из остальных интервалов последовательно по степени снижения их проницаемости с предварительным удалением корки с соответствующего этому интервалу фильтра, причем полимерную корку формируют путем подачи в скважину специального состава, а ее удаление осуществляют жидкостью-растворителем с содержанием разрушителя геля 0,6-1,2 кг/м³ воды (патент РФ №2362010, кл. Е21В 43/267, опубл. 20.07.2009).

Недостатком известного способа является низкая нефтеотдача залежи ввиду отсутствия системы ППД.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки низкопроницаемой нефтяной залежи, включающий вскрытие вертикальной скважиной нефтяной залежи, проводку бокового горизонтального ствола, проведение многократного гидравлического разрыва пласта, отбор продукции и закачку рабочего агента оборудованием для одновременно-раздельной добычи и закачки. Согласно изобретению, выделяют залежь с проницаемостью не более 2 мД, проводят гидравлический разрыв пласта в основном стволе скважины, получая трещину в вертикальной плоскости, затем в направлении максимальных нефтенасыщенных толщин проводят боковой горизонтальный ствол со спуском эксплуатационной колонны до расстояния С не менее 100 м и не более 300 м от плоскости трещины гидроразрыва основного ствола, далее расстояния С боковой горизонтальный ствол выполняют открытым, обсаженным, либо со спуском перфорированного хвостовика, причем угол между плоскостью трещины гидроразрыва и направлением бокового горизонтального ствола должен составлять от 45° до 90°, в боковом горизонтальном стволе проводят многократный гидравлический разрыв пласта с расстоянием между ступенями не менее 10 м и не более 100 м, причем первую ступень многократного гидроразрыва проводят на расстоянии С, считая от «пятки» бокового горизонтального ствола, основной вертикальный ствол используют для нагнетания рабочего агента в данную залежь, а боковой горизонтальный ствол - для отбора продукции, посредствам оборудования для одновременно-раздельной добычи и закачки (патент РФ №2526937, кл. Е21В 43/26, Е21В 43/14, опубл. 27.08.2014 - прототип).

Известный способ предусматривает создание системы ППД, однако, ее эффективность остается низкой ввиду того, что, во-первых, закачка рабочего агента осуществляется лишь в одной точке пласта, во-вторых, принудительная закачка рабочего агента приводит к росту трещин в пласте и прорыву рабочего агента к трещинам МГРП, из которых ведется добыча. В результате нефтеотдача залежи по известному способу остается невысокой.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи слабопроницаемого пласта нефтяной залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки слабопроницаемого пласта нефтяной залежи, включающем подбор залежи, в которой средняя абсолютная проницаемость нефтенасыщенного пласта составляет не более 2 мД, бурение в данном пласте системы вертикальных и горизонтальных скважин, цементирование в продуктивном пласте затрубного пространства между эксплуатационной колонной и пластом, вторичное вскрытие пласта, проведение гидравлического разрыва пласта - ГРП и многостадийного гидравлического разрыва пласта - МГРП, применение пакеров, отбор продукции из скважин, согласно изобретению, подбирают залежь, где выше или ниже нефтенасыщенного пласта имеется водонасыщенный пласт, причем между указанными нефтенасыщенным и водонасыщенным пластами имеется пропласток не коллектора, общей толщиной не более 30 м, после проведения в нефтенасыщенном пласте первоначального МГРП в горизонтальных скважинах и первоначального ГРП в вертикальных скважинах, все скважины пускают в добычу и эксплуатируют до снижения пластового давления в среднем по залежи до (1…1,2)·Р_нас, где Р_нас - давление насыщения нефти газом, затем проводят повторный МГРП в каждой второй горизонтальной скважине и повторный ГРП во всех вертикальных скважинах, причем высоту трещин выполняют таким образом, чтобы трещинами пройти пласт не коллектора и вовлечь водонасыщенный пласт в эксплуатацию, проводят опробование каждой скважины повторного ГРП и МГРП, при получении притоков нефти, данные скважины отрабатывают на нефть, после чего все скважины оставляют на перераспределение пластового давления сроком до 2 месяцев, затем пускают в добычу горизонтальные скважины, в которых не проводили повторный МГРП, при этом скважины, в которых проводили повторный МГРП используют для целей поддержания пластового давления, где вода из водонасыщенного пласта самопроизвольно перекачивается в нефтенасыщенный пласт за счет разницы давлений.

Сущность изобретения

На нефтеотдачу слабопроницаемого пласта нефтяной залежи существенное влияние оказывает вовлечение запасов нефти искусственными трещинами в разработку, а также ППД в данном пласте. Опыт разработки таких пластов с применением технологий ГРП и МГРП показывает быстрое падение пластового давления. При этом для ППД использование нагнетательных скважин затруднено ввиду низкой проницаемости коллектора. Таким образом, существующие технические решения не в полной мере позволяют эффективно разрабатывать слабопроницаемые пласты нефтяных залежей. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи слабопроницаемого пласта нефтяной залежи. Задача решается следующим образом.

На фиг. 1 представлено схематическое изображение плана залежи с размещением вертикальных и горизонтальных скважин. На фиг. 2 приведено схематическое изображение разреза А-А залежи с размещением вертикальных и горизонтальных скважин. Обозначения: 1 - слабопроницаемый пласт нефтяной залежи, 2 - водонасыщенный пласт, 3 - пропласток не коллектора, V₁-V₄ - вертикальные скважины, H₁-H₅ - горизонтальные скважины, Z - общая толщина нефтенасыщенного пласта 1, Y - общая толщина пропластка не коллектора 3, А-А - разрез.

Способ реализуют следующим образом.

На залежи, в которой средняя абсолютная проницаемость нефтенасыщенного пласта 1 составляет не более 2 мД, бурят систему вертикальных V₁-V₄ и горизонтальных H₁-H₅ скважин (фиг. 1). Выше или ниже нефтяного пласта 1 имеется водонасыщенный пласт 2, причем между указанными нефтенасыщенным 1 и водонасыщенным 2 пластами имеется пропласток не коллектора 3 (фиг. 2), общей толщиной Y не более 30 м.

Согласно постановлению Правительства РФ № 700-Р, при значениях проницаемости 2 мД и менее, коллектора относятся к категории трудноизвлекаемых запасов и для них действуют пониженные ставки налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ), что позволяет разрабатывать их экономически эффективно.

Затрубное пространство между обсадной колонной и пластом 1 (для вертикальных и горизонтальных скважин) и 2 (для вертикальных скважин) цементируют (на фиг. 1 и 2 не показано). Выполняют дизайн ГРП и МГРП и проводят вторичное вскрытие пласта 1, перфорации размещают в соответствии с дизайном ГРП и МГРП.

Далее в продуктивном пласте 1 проводят первоначальный МГРП в горизонтальных скважинах H₁-H₅ и первоначальный ГРП в вертикальных скважинах V₁-V₄. В результате получают соответствующие трещины, которые охватывают лишь продуктивный пласт 1.

После проведения первоначального ГРП и МГРП в нефтенасыщенном пласте 1, все скважины залежи пускают в добычу и эксплуатируют до снижения пластового давления в среднем по залежи до (1…1,2)·Р_нас, где Р_нас - давление насыщения нефти газом.

Согласно исследованиям, при общей толщине Y пропластка не коллектора 3 более 30 м, практически невозможно вовлечь выше- или нижезалегающий водонасыщенный пласт 2 в разработку, т.к. при этом необходимо создавать высокие трещины, что даже при современном техническом развитии достаточно сложно.

Согласно расчетам, при снижении в результате эксплуатации после первоначального ГРП и МГРП пластового давления в среднем по залежи до значения более 1,2·Р_нас, проведение повторного МГРП не целесообразно, т.к. энергетический потенциал нефтенасыщенного пласта 1 не исчерпан. При снижении пластового давления в среднем по залежи до значения менее Р_нас, нефтеотдача залежи оказывается низкой ввиду разгазирования нефти и повышения ее вязкости.

Далее проводят повторный МГРП в каждой второй горизонтальной скважине H₂, H₄ и повторный ГРП во всех вертикальных скважинах V₁-V₄. При этом высоту трещин выполняют таким образом, чтобы трещинами пройти пласт не коллектора 3 и вовлечь в разработку водонасыщенный пласт 2. Таким образом, в результате повторного ГРП и МГРП создают связь между нефтенасыщенным 1 и водонасыщенным 2 пластами.

После повторного ГРП и МГРП проводят опробование тех скважин, в которых проводили повторный ГРП и МГРП. При получении притоков нефти, данные скважины отрабатывают на нефть. Далее все скважины останавливают и оставляют на перераспределение пластового давления сроком до 2 месяцев.

Согласно исследованиям, при остановке скважин на перераспределение давления в пласте сроком более, чем 2 месяца, в большей части пластов дальнейшего существенного для добычи перераспределения давления не происходит.

Затем пускают в добычу горизонтальные скважины H₁, H₃, H₅, в которых не проводили повторный МГРП. При этом скважины H₂, H₄ и V₁-V₄, в которых проводили повторный МГРП, используют для целей поддержания пластового давления, где вода из водонасыщенного пласта 2, в котором давление выше, чем в нефтенасыщенном пласте 1, самопроизвольно перекачивается в нефтенасыщенный пласт 1 за счет разницы давлений.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи нефтяного пласта.

Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи слабопроницаемого пласта нефтяной залежи.

Примеры конкретного выполнения способа.

Пример 1. На залежи, в которой средняя абсолютная проницаемость нефтенасыщенного пласта 1 составляет 2 мД, а общая нефтенасыщенная толщина Z=15 м, бурят систему, состоящую из четырех вертикальных V₁-V₄ и пяти горизонтальных H₁-H₅ скважин (фиг. 1). Ниже нефтяного пласта 1 имеется водонасыщенный пласт 2, причем между указанными нефтенасыщенным 1 и водонасыщенным 2 пластами имеется пропласток не коллектора 3 (фиг. 2) общей толщиной Y=30 м. Нефтенасыщенный пласт 1 залегает на глубине 1630 м, начальное пластовое давление составляет 17 МПа, давление насыщения нефти газом Р_нас=4,1 МПа.

Затрубное пространство между обсадной колонной и пластом 1 (для вертикальных и горизонтальных скважин) и 2 (для вертикальных скважин) цементируют (на фиг. 1 и 2 не показано). Проводят исследования, по данным которых выполняют дизайн ГРП и МГРП и осуществляют вторичное вскрытие пласта 1, перфорации размещают в соответствии с дизайном ГРП и МГРП.

Далее в продуктивном пласте 1 проводят первоначальный МГРП в горизонтальных скважинах H₁-H₅ и первоначальный ГРП в вертикальных скважинах V₁-V₄. В результате получают соответствующие трещины. Данные трещины выполняют высотой не более 15 м, что позволяет охватить лишь продуктивный пласт 1.

После проведения первоначального ГРП и МГРП в нефтенасыщенном пласте 1, все скважины залежи пускают в добычу. В результате эксплуатации в течение 3 лет пластовое давление в среднем по залежи снижается до 1,2⋅Р_нас=1,2⋅4,1=4,9 МПа.

Затем проводят повторный МГРП в горизонтальных скважинах H₂, H₄ и повторный ГРП во всех вертикальных скважинах V₁-V₄. При этом высоту трещин выполняют 40-45 м таким образом, чтобы трещинами пройти пласт не коллектора 3 и вовлечь в разработку водонасыщенный пласт 2. В результате повторного ГРП и МГРП создают связь между нефтенасыщенным 1 и водонасыщенным 2 пластами.

После повторного ГРП и МГРП проводят опробование скважин H₂, H₄ и V₁-V₄. Опробование показало промышленные притоки нефти. Данные скважины отрабатывают на нефть в течение 3 месяцев. Через 3 месяца отработки обводненность указанных скважин достигает 98%. После этого все скважины останавливают и оставляют на перераспределение пластового давления сроком на 2 месяца.

Затем пускают в добычу горизонтальные скважины H₁, H₃, H₅, в которых не проводили повторный МГРП. При этом скважины H₂, H₄ и V₁-V₄, в которых проводили повторный МГРП, используют для целей поддержания пластового давления, где вода из водонасыщенного пласта 2, в котором давление выше, чем в нефтенасыщенном пласте 1, самопроизвольно перекачивается в нефтенасыщенный пласт 1 за счет разницы давлений.

До снижения дебита нефти скважин до минимально экономически рентабельного значения 0,5 т/сут залежь проработала 9 лет.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи нефтяного пласта.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Нефтенасыщенный пласт 1 характеризуется иными геолого-физическими характеристиками. Водонасыщенный пласт 2 расположен выше нефтяного пласта 1, между которыми также имеется пропласток не коллектора 3. В результате эксплуатации после первоначального ГРП и МГРП пластовое давление в среднем по залежи снизилось до Р_нас=4,1 МПа. Затем проводят повторный МГРП в горизонтальных скважинах H₂, H₄ и повторный ГРП во всех вертикальных скважинах V₁-V₄, причем высоту трещин стадий повторного ГРП и МГРП выполняют таким образом, чтобы данными трещинами пройти вверх пласт 3 не коллектора и вовлечь в разработку водонасыщенный пласт 2.

Скважины после повторного ГРП и МГРП не отрабатывают на нефть. Скважины, в которых не проводили повторный ГРП и МГРП сразу пускают в эксплуатацию. Эксплуатацию скважин ведут в периодическом режиме: 3 месяца эксплуатируют и на 1 месяц оставляют в бездействии на перераспределение пластового давления.

Пример 3. Выполняют как пример 1. В продуктивном пласте 1 залежи бурят только горизонтальные скважины.

В результате разработки, которое ограничили обводнением всех скважин залежи до 98%, за 12 лет эксплуатации было добыто 446,3 тыс.т нефти, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) составил 0,241 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях эксплуатация продлилась всего 6 лет и было добыто 292,6 тыс.т нефти, КИН составил 0,158 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,083 д.ед.

Предлагаемый способ позволяет повысить охват нефтенасыщенного пласта, поддерживать пластовое давление и, как следствие, увеличить коэффициент нефтеизвлечения слабопроницаемого пласта нефтяной залежи за счет применения технологий ГРП, МГРП и естественного давления в выше- или нижележащем водоносном пласте.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи слабопроницаемого пласта нефтяной залежи.