СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Российский патент 2009 года по МПК E21B43/16 E21B47/10 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяных месторождений с использованием гидроразрыва пласта.

Известен способ разработки нефтяных месторождений путем создания сети добывающих и нагнетательных скважин, проведение через них гидроразрыва пласта, нагнетание вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор флюида через добывающие скважины [Справочная книга по добыче нефти. /Под ред. Ш.К.Гиматудинова. - М.: Недра, 1974 г., с.451-461].

Недостатком способа является то, что в процессе разработки месторождения не проводится управление ориентацией направления раскрытия трещины гидроразрыва в пласте, что впоследствии не позволяет оптимально реализовать процесс вытеснения в нефтенасыщенном коллекторе нефти, нагнетаемой в пласт водой, и, тем самым, обеспечить высокие коэффициенты вытеснения нефти из пласта и охвата его заводнением. Спонтанные не желаемые направления раскрытия трещин при гидроразрыве могут привести к отрицательным последствиям при разработке месторождения.

Наиболее близкий к заявляемому техническому решению является способ разработки нефтяного месторождения, включающий бурение на месторождении добывающих и нагнетательных скважин, нагнетание вытесняющего агента в нагнетательные скважины и проведение в скважинах гидроразрыва пласта, перед проведением которых требуемое направление трещин гидроразрыва инициируется направлением естественных трещин пласта [АС №2003789 С1, кл. Е21В 43/24. Шеляго В.В., Алекперов В.Ю., 1993].

Недостаток способа заключается в том, что предполагаемая ориентация трещин гидроразрыва возможна при вертикальном их раскрытии и невозможна для трещин горизонтального раскрытия. Кроме того, направление естественных трещин в пласте практически невозможно определить, а значит, и предлагаемый способ практически нереализуем. На нефтепромыслах повсеместно этот способ не нашел практической реализации.

Технической задачей, решаемой изобретением, является предварительное, перед гидроразрывом пласта, прогнозирование азимутального направления раскрытия трещины относительно скважины, в которой ведется процесс.

Поставленная цель достигается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения, включающем бурение добывающих и нагнетательных скважин, нагнетание вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор флюидов через добывающие скважины, отличается тем, что планируют гидроразрыв, для чего в скважину для гидроразрыва под давлением закачивают индикаторную жидкость, не вступающую в реакцию с пластовой водой, нефтью и вмещающей породой, фиксируют относительно упомянутой скважины азимут соседней по пласту скважины, в которую за определенное время поступило максимальное количество индикаторной жидкости и/или в которую индикаторная жидкость поступила с наибольшей скоростью, принимают полученный азимут за направление трещины планируемого гидроразрыва, определяют направление фронта вытесняющего агента и обводненность скважин, по которым определяют необходимость проведения гидроразрыва, а при проведении гидроразрыва в скважину для гидроразрыва повторно закачивают индикаторную жидкость и определяют фактическое направление трещины гидроразрыва для повышения уровня вытеснения нефти из пласта.

Сущность изобретения заключается в том, что закачиваемая в пласт индикаторная жидкость фильтруется, в первую очередь, с большей скоростью в порах, поровых каналах и трещинах, обеспечивающих наименьшие гидравлические сопротивления, т.е. в коллекторах с большей открытой пористостью и естественной трещиноватостью.

Из теории физики нефтенасыщенного пласта известно, чем больше открытая пористость коллектора, тем выше его сжимаемость и ниже прочностные характеристики породы. И, чем выше естественная трещиноватость пласта, тем ниже относительное давление их раскрытия.

Следовательно, в процессе искусственного наращивания давления при гидроразрыве из призабойной зоны скважины опережающе будет передаваться импульс высокого давления в глубь пласта по коллекторам высокой пористости из-за деформации сжатия его матрицы и образования трещин, а также раскрытия естественных трещин. Это направление совпадает с направлением, где с большей скоростью ранее фильтровалась индикаторная жидкость. И в этом направлении, в первую очередь, еще при относительно малых значениях давлений нагнетания произойдет гидроразрыв пласта. Естественно, что при наличии в пласте природных трещин в процессе гидроразрыва пласта происходит их раскрытие и расширение, а не создание искусственных трещин в монолите.

Если имеющимися техническими средствами сложно зафиксировать скорости поступления индикаторной жидкости в контрольные скважины, то в них фиксируются и сопоставляются объемы ее поступления за определенный отрезок времени. Через определенный отрезок времени после закачки индикаторной жидкости в пласт по соседним скважинам отбираются поверхностные пробы продукции и в них замеряют концентрацию индикаторной жидкости. Направление контрольной скважины, в которой более значимо увеличилась концентрация индикаторной жидкости, принимается ориентацией раскрытия трещины гидроразрыва.

При повторном закачивании через скважину индикаторной жидкости после раскрытия трещин при гидроразрыве пласта, скорость и объем прохождения жидкости в направлении раскрытой трещины значительно возрастет, а в других направлениях останется практически неизменной. Сопоставлением количества поступающей индикаторной жидкости в скважину и скоростей прохождения индикаторной жидкости в различных направлениях до и после проведения гидроразрыва определяется направление, в котором улучшились фильтрационные параметры, т.е. направление, в котором фактически раскрылась трещина гидроразрыва.

В качестве индикаторов при промысловых исследованиях применяются радиоактивные вещества (например, тритий) и различные органические и неорганические соединения, стабильные в пластовых условиях и не вступающие в реакции с пластовой водой, нефтью и вмещающей породой (например, флуоресцеин натрия, роданиды и т.п.).

На чертеже представлен участок месторождения с трехрядной системой разработки, в котором проведены индикаторные исследования (В.П.Тронов. Фильтрационные процессы и разработка нефтяных месторождений. - Казань: «Фэн», 2004. - с.112). Показаны скважины, через которые проводились определения по скорости фильтрации индикаторной жидкости в пласте (таблица).

Скорость фильтрации индикаторной жидкости в пластеНомер
скважины61636668717377Скорость,1504078019090420120м/ч       

Из таблицы следует, что наибольшая скорость фильтрации индикаторной жидкости 780 м/ч зафиксирована в направлении скважины 66. До скважины 73 скорость фильтрации также высокая. Это свидетельствует, что скважины 66, 69 и 73 вскрыли пласт по распространению естественной трещины или по распространению высокопроницаемого пропластка. В то же время в скважине 75 индикатор не появился.

Сравнивая скорости фильтрации индикатора в различных направлениях, на основании вышеизложенного делается научно обоснованная предпосылка, что при гидроразрыве в скважине 69 произойдет раскрытие трещины пласта в направлении скважин 66 и 73. И ни в коем случае трещина не образуется в направлении скважины 75.

Раскрытая трещина в указанном направлении (скважины 66-73) обеспечит эффективную разработку рассматриваемого участка пласта, т.к. направление движения фронта вытеснения закачиваемой воды через нагнетательные скважины будет проходить практически перпендикулярно трещине.

Естественно, если бы скорость индикаторной жидкости к скважине 75 и нагнетательному ряду скважин была бы наибольшей, то эффективность гидроразрыва была бы меньшей, а может быть и вредна, т.к. интенсифицировалась обводненность скважины 69, т.е. гидроразрыв в скважине 69 не следовало планировать и проводить.

После проведения гидроразрыва в скважину вновь закачивают индикаторную жидкость и в контрольных скважинах фиксируют появление ее, рассчитывают прирост объема жидкости во времени и/или увеличение скорости фильтрации жидкости до скважины. Направление, в котором возросли указанные параметры фильтрации индикатора, является фактическим направлением раскрытия трещины.

Предлагаемый способ разработки месторождения с научно обоснованным проектированием направления искусственных трещин при гидроразрыве пласта позволит повысить уровень вытеснения из пласта нефти водой и, в конечном счете, повысить текущие отборы нефти по месторождению и коэффициент извлечения нефти из пласта.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяных месторождений с гидроразрывом пластов. Обеспечивает повышение эффективности системы разработки месторождений оптимальным направлением раскрытия трещины гидроразрыва в пласте. Способ включает бурение добывающих и нагнетательных скважин, нагнетание вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор флюидов через добывающие скважины. Согласно изобретению планируют гидроразрыв, для чего в скважину для гидроразрыва под давлением закачивают индикаторную жидкость, не вступающую в реакцию с пластовой водой, нефтью и вмещающей породой. Фиксируют относительно упомянутой скважины азимут соседней по пласту скважины, в которую за определенное время поступило максимальное количество индикаторной жидкости и/или в которую индикаторная жидкость поступила с наибольшей скоростью. Принимают полученный азимут за направление трещины планируемого гидроразрыва. Определяют направление фронта вытесняющего агента и обводненность скважин, по которым определяют необходимость проведения гидроразрыва. При проведении гидроразрыва в скважину для гидроразрыва повторно закачивают индикаторную жидкость и определяют фактическое направление трещины гидроразрыва для повышения уровня вытеснения нефти из пласта. 1 табл., 1 ил.

Способ разработки нефтяного месторождения, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, нагнетание вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор флюидов через добывающие скважины, отличающийся тем, что планируют гидроразрыв, для чего в скважину для гидроразрыва под давлением закачивают индикаторную жидкость, не вступающую в реакцию с пластовой водой, нефтью и вмещающей породой, фиксируют относительно упомянутой скважины азимут соседней по пласту скважины, в которую за определенное время поступило максимальное количество индикаторной жидкости и/или в которую индикаторная жидкость поступила с наибольшей скоростью, принимают полученный азимут за направление трещины планируемого гидроразрыва, определяют направление фронта вытесняющего агента и обводненность скважин, по которым определяют необходимость проведения гидроразрыва, а при проведении гидроразрыва в скважину для гидроразрыва повторно закачивают индикаторную жидкость и определяют фактическое направление трещины гидроразрыва для повышения уровня вытеснения нефти из пласта.