СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 2009 года по МПК E21B43/26 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к области разработки залежей нефти, представленных многослойными и неоднородными нефтяными пластами, и может быть использовано в горизонтальных скважинах.

При разработке нефтяных залежей «потенциал горизонтальных скважин реализуется у нас еще не в полной мере, так как лишь в 50% скважин обеспечивается существенный прирост дебита по сравнению с вертикальными скважинами» (Хасанов М.М. Освоение достижений научно-технического прогресса - стратегическое направление деятельности ОАО «НК «Роснефть», Нефтяное хозяйство. - №5. - 2005. - С.24-27).

Известен способ образования направленной вертикальной или горизонтальной трещины при гидроразрыве пласта, предусматривающий зарезку из вертикальной скважины двух горизонтальных стволов, расположенных параллельно в одной вертикальной или горизонтальной плоскости, с перфорацией горизонтальных стволов, произведенной в направлении друг к другу, и в плоскости, проходящей через оба ствола, закачку жидкости песконосителя и закачку под давлением жидкости разрыва в оба горизонтальные ствола (патент РФ №2176021, E21B 43/26, E21B 43/17, опубл. 2000.11.20). Недостатком способа является сложность обеспечения изоляции стволов от пластов, содержащих воду, а также существует опасность прорыва воды в горизонтальные скважины/стволы после проведения гидравлического разрыва.

Наиболее близким является способ разработки нефтяной залежи, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку воды в пласт, вытеснение нефти к добывающим скважинам и проведение гидравлического разрыва пласта в добывающих и/или нагнетательных скважинах с учетом геолого-физических свойств участка пласта с использованием геолого-промысловой модели (см. Методическое руководство по проектированию разработки нефтяных месторождений с применением гидравлического разрыва на основе современных компьютерных технологии. РД 153-39.2-032-098. М. 1998 с.69). Недостатком этого известного способа является низкий дебит нефти.

В основу настоящего изобретения положена задача создания эффективного способа разработки нефтяных зон с учетом анизотропии продуктивного пласта.

Техническим результатом является увеличение дебита, повышение нефтеизвлечения.

Поставленная задача достигается тем, что в способе разработки залежи нефти, включающем бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку воды в пласт для вытеснения нефти к добывающим скважинам и проведение гидравлического разрыва пласта в добывающих скважинах с учетом геолого-физических свойств участка пласта с использованием геолого-промысловой модели, согласно изобретению предварительно до установки обсадной колонны насосно-компрессорных труб в горизонтальной скажине по геолого-промысловым характеристикам определяют показатели анизотропии пласта и при условии коэффициента анизотропии К_а≥4,0 в горизонтальном стволе добывающей скважины проводят последовательно гидравлические разрывы пласта (ГРП) за один спуско-подъем насосно-компрессорных труб (НКТ), начиная от забоя скважины, при этом локализуют зону действия последующего гидравлического разрыва пласта от предыдущего.

Максимальный эффект наблюдают при ориентации горизонтального ствола перпендикулярно к плоскости развития трещины. При этом расположение горизонтального ствола скважины учитывают относительно границ продуктивного пласта, например, по данным контроля траектории движения бурового инструмента при бурении горизонтальных скважин; и максимальную полудлину вертикальной трещины гидравлического разрыва принимают равной половине толщины продуктивного пласта.

Сущность изобретения заключается в том, что до установки обсадной колонны насосно-компрессорных труб в горизонтальном стволе добывающей скважины по длине открытого горизонтального ствола путем проведения геолого-физических исследований свойств промыслового объекта или объекта в целом определяют анизотропность продуктивного пласта. При условии коэффициента анозотропии К_а≥4,0 в нефтяных пластах принимают решение о проведении гидравлического разрыва в горизонтальном стволе добывающей скважины этих пластов. На дневной поверхности осуществляют монтаж трубной компоновки, обеспечивающей выполнение всех локальных гидроразрывов за один спуско-подъем насосно-компрессорных труб.

Выполнение гидравлического разрыва в горизонтальном стволе добывающей скважины при условии, если коэффициент анизотропии К_а≥4,0, существенным образом увеличивает дебит скважины, т.к. отбирают нефть через вертикальные трещины. Уменьшение коэффициента анизотропии К_а менее 4,0 приводит к уменьшению результативности гидравлического разрыва, что свидетельствует о нецелесообразности проведения гидравлического разрыва. За один спуско-подъем колонны насосно-компрессорных труб выполняют все гидравлические разрывы пласта, что существенно сокращает затраты труда и времени.

Локализацию зоны действия последующего гидроразрыва от предыдущего осуществляют за счет применения трубной компоновки, снабженной специальным оборудованием, например пакерами, шаровыми клапанами и т.д.

В процессе локализации зоны действия последующего гидроразрыва от предыдущего от забоя скважины уменьшается расход жидкости разрыва и жидкости песконосителя.

Учет расположения горизонтального ствола относительно границ продуктивного пласта повышает точность выбора параметров трещин и уменьшает опасность попадания их в пласты с водой и газом.

Число ГРП и место их выполнения определяют с учетом затрат на ГРП и увеличения дохода от роста дебита скважины. Учет расположения горизонтального ствола относительно границ продуктивного пласта повышает точность выбора параметров трещин и уменьшает опасность попадания их в пласты с водой и газом. Так как трещины перпендикулярны к направлению проявления минимального напряжения породы, то для повышения эффективности ГРП горизонтальные скважины при бурении ориентируют в этом направлении.

На чертеже приведена схема реализации способа.

Схема реализации предлагаемого способа содержит горизонтальный ствол скважины 1, пробуренный в продуктовом пласту 2, колонну НКТ 3, на нижнем конце которой установлена трубная компоновка 4. На обоих концах трубной компоновки 4, на расстоянии не менее интервала перфорации 5 устанавливают дистанционно управляемые пакеры 6 и 7. На «нижнем» конце трубной компоновки 4 устанавливают дистанционно управляемый шаровой клапан 8, включающий седло 9 и запорный шар 10. Гидроразрывы выполняют в необсаженном горизонтальном стволе 1, место первого и второго гидроразрывов соответственно 11 и 12.

Предлагаемый способ реализуют следующим образом. До спуска обсадной колонны (на чертеже не показано) в скважину спускают геофизическую информационно-измерительную систему (на чертеже не показано), при помощи которой определяют анизотропность пород в продуктивной зоне залежи. И при условии: коэффициент анизотропии К_а больше или равен 4,0, принимают решение о выполнении гидроразрывов в горизонтальном стволе добывающей скважины. Затем расчетным путем определяют число гидроразрывов и расстояние между ГРП. На поверхности монтируют трубную компоновку 4 с дистанционно управляемыми пакерами 6 и 7 и шаровым клапаном 8. Трубную компоновку 4 крепят на нижнем конце колонны НКТ 3, которую спускают в горизонтальный ствол 1, до места первого гидроразрыва 11. При этом пакеры 6 и 7 полностью перекрывают интервал перфорации 5. После этого при открытом затрубном пространстве (на чертеже не показано) жидкостью гидроразрыва, например проппантом, выдавливают скважинную жидкость до интервала перфорации 5, сбрасывают с поверхности запорный шар 9, закрывают затрубное пространство и запакеровывают жидкостью гидроразрыва пакеры 6 и 7 и выполняют гироразрыв продавливанием в пласт расчетного количества жидкости гидроразрыва. Затем пакеры 6 и 7 распакеруют и выполняют обратную промывку, в результате чего из межтрубного пространства удаляют остатки жидкости гидроразрыва и проппанта. После этого колонну НКТ 3 приподнимают и трубную компоновку 4 устанавливают напротив второго места гидроразрыва 12. Локализация зоны действия последующего гидроразрыва от предыдущего обеспечивается применением трубной компоновки, снабженной пакерами 6 и 7 и шаровым клапаном 8. Затем снова повторяют описанные операции и поэтапно выполняют все гидроразрывы за один спуско-подъем колонны НКТ 3. После выполнения всех гидроразрывов колонну НКТ 3 поднимают, а соответственно перфорированную обсадную колонну спускают в скважину.

Коэффициент анизотропии К_а может быть определен также по образцам пород из стенок горизонтального ствола 1. Для этого используют стреляющие или сверлящие грунтоносы, например, марки ГРС-2 (Ильина Г.Ф. Промысловая геофизика: Изд. ТПУ, 2004. - С.114). При этом анализ проб выполняют в лабораторных условиях.

Пример 1. Исходные данные: толщина продуктового пласта h=20 м, коэффициент анизотропии пород продуктивного пласта К_а=1…12, К_а=К_г/К_в, К_г - проницаемость в горизонтальном направлении, мкм /К_г=0,001 мкм²/, К_в - проницаемость в вертикальном направлении, мкм /К_в=0,001…0,000083 мкм²/. Усредненный коэффициент трехмерной проницаемости К=(К_г·К_в)^0,5.

Проницаемость вертикальной трещины K_f=50 мкм², средняя ширина трещины в=0,01 м, полудлина вертикальной трещины X_f=10 м.

Для оценки повышения продуктивности трещины и соответственно дебита скважины после гидроразрыва при наличии низкопроницаемых пород применяется следующая формула F_cd=(K_f·в)/(K·Х_f). Оптимальный интервал этого показателя находится в пределах (Константинов С. В. и др. Техника и технология проведения гидравлического разрыва пластов за рубежом. - М.: ВНИИОЭНГ, 1985. - С.4) F_cd=100…500. При К_а=2,0, К_г=0,001 мкм² и К_в=0,0005 мкм² К=(0,001·0,0005)^0,5=0,000707 мкм², K_f=50 мкм² и в=0,01 м F_cd=(50·0,01)/(0,000707·10)=70,72, что меньше оптимального интервала /100/. При К_а=4,0; К_г=0,001 мкм², К_в=0,001/4=0,00025 мкм², К=(0,001·0,00025)=0,0005 мкм² и F_cd=(50·0,01)/(0,0005·10)=100, что соответствует оптимальному интервалу. Аналогичный расчет показывает, что при К_а=5,0 F_cd=163.13, при К_а=12 F_cd=173,6, а при К_а=3,0 F_cd=85, т.е. выполнять гидроразрыв в горизонтальной скважине целесообразно при условии К_а≥4,0. При высокой проницаемости пласта, например при К_г=0,048 мкм² и К_в=0,004 мкм² и К_а=12,0, показатель продуктивности F_cd=(50·0,01)/(0,0139·10)=3,6, т.е. существенно меньше нижнего предела и гидроразрыв выполнять в горизонтальной скважине не целесообразно.

Пример 2. Длина горизонтального ствола локальной горизонтальной скважины 200 м, его глубина 2800 м. Толщина продуктивного пласта 30 м. Коэффициент анизотропии К_а и проницаемость в вертикальном направлении определяют при отсутствии обсадной колонны с помощью геофизической информационно-измерительной системы вдоль оси горизонтального ствола. На первом участке, 90 м от вертикального ствола, К_а изменяется от 1,5 до 3,9, а К_в больше 0,005 мкм². Гидроразрывы выполнять на этом участке не целесообразно. На втором участке, 90-200 м от вертикального ствола, К_а увеличивается от 4,0 до 7,0. Гидроразрывы выполняют только на втором участке горизонтального ствола. Расчеты показывают, что достаточно выполнить три ГРП: первый в конце горизонтального ствола в точке 190 м, второй - в точке 165 м, а третий - в точке 130 м. В результате затраты на проведение ГРП уменьшаются больше 10%, т.к. на первом участке нет необходимости выполнять ГРП, дебит скважин на втором участке увеличивается в 2,5 раза, а средний дебит по горизонтальной скважине - в 1,5 раза.

Число ГРП определяется следующим образом. Если прирост дебита после ГРП составляет 150 м³/сут, а продолжительность его действия 1 год, то средний прирост дебита за 1 год равен 75 м³/сут. При условной цене нефти 2000 руб./м³ доход от годового прироста дебита равен Д=75·365·2000=54,75 млн. руб. При затратах 5 млн. руб. на 1 ГРП и рентабельности 50% число ГРП равно n=54,75/2·5=5,475≅5. Увеличение числа ГРП приводит к уменьшению рентабельности. При длине горизонтального ствола 400 м расстояние между точками ГРП равно 400:5=80 м.

Таким образом, учет анизотропности пород продуктивного пласта на стадии проектирования разработки нефтяных залежей позволяет значительно увеличить дебит при эксплуатации горизонтальных стволов добывающих скважин. Ожидаемое увеличение дебита составляет 1,5-2,0 раза. Кроме того, уменьшаются затраты на выполнение ГРП на 10-15%.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к области разработки залежей нефти, представленных многослойными и неоднородными нефтяными пластами, и может быть использовано в горизонтальных скважинах. Техническим результатом является увеличение дебита, повышение нефтеизвлечения. Сущность изобретения: способ включает 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. 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 проводят последовательные гидравлические разрывы продуктивного пласта в горизонтальном стволе добывающей скважины за один спуско-подъем насосно-компрессорных труб, начиная от забоя скважины. При этом максимальную полудлину вертикальной трещины гидравлического разрыва принимают равной половине толщины продуктивного пласта. Зоны действия последующего гидравлического разрыва локализуют от зоны действия предыдущего гидравлического разрыва. 1 ил.

Способ разработки нефтяной залежи, 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 гидравлического разрыва принимают равной половине толщины продуктивного пласта, а зону действия последующего гидравлического разрыва локализуют от зоны действия предыдущего гидравлического разрыва.