СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ ЗАЛЕЖЕЙ, ОСНОВАННЫЙ НА ПРИМЕНЕНИИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН С ПРОДОЛЬНЫМИ ТРЕЩИНАМИ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА Российский патент 2018 года по МПК E21B43/267 E21B43/18 E21B43/30 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может использоваться при разработке чисто нефтяных залежей с низкой проницаемостью нефтяной породы до 1-2 мД (10^-3 мкм²) и менее и с покрышкой, слагаемой хрупкими породами.

Известен способ разработки низкопроницаемых коллекторов, основанный на площадных пяти-, семи-, девятиточечных системах размещения добывающих и нагнетательных скважин (Фазлыев Р.Т. Площадное заводнение нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1979, с. 7, 47-49).

Недостатком данного технического решения является использование наклонно-направленных скважин (ННС). ННС - это скважины с вертикальным первичным вскрытием пласта, применение которых на низкопроницаемых коллекторах нерентабельно из-за низких начальных дебитов нефти и низкого коэффициента извлечения нефти. Низкая технологическая эффективность данного способа разработки обусловлена крайне низкой проницаемостью коллектора и высокой литологической неоднородностью таких пластов как по латерали, так и по разрезу. В таких условиях первичное вскрытие нефтяного пласта вертикальным стволом скважины не позволяет обеспечить приемлемый охват объекта разработкой. В условиях крайне низкой проницаемости коллектора определяющее значение для эффективности разработки имеет площадь контакта скважины с пластом.

Известен способ разработки низкопроницаемых пластов с применением горизонтальных технологий, согласно которому на горизонтальных скважинах (ГС), пробуренных в направлении минимальных горизонтальных напряжений пласта, выполняют многостадийный гидраразрыв пласта (МСГРП) - несколько трещин гидроразрыва пласта (ГРП), выполненных на различных участках горизонтального ствола скважины (Е. Sayapov, I.R. Diyashev and A.V. Brovchuk "Application of Horizontal Wells with Multiple Hydraulic Fractures for the Development of Low Permeability Oil Reservoir in Western Siberia", paper IPTC 13395 presented at the International Petroleum Technology Conference held in Doha, Qatar, 7-9 December 2009).

Недостатком данного технического решения является низкая технико-экономическая эффективность, что связано с высоким темпом падения дебита нефти и низким значением конечного коэффициента извлечения нефти по причине отсутствия поддержания пластового давления и процесса вытеснения нефти.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ разработки низкопроницаемых коллекторов, включающий бурение горизонтальных добывающих скважин и организацию системы поддержания пластового давления (Патент №2515628 RU). Указанный способ принят нами за прототип.

Способ предусматривает бурение горизонтальных добывающих скважин с рядным размещением и ориентацией горизонтальных стволов в направлении минимальных горизонтальных напряжений пласта и выполнение многостадийного ГРП на горизонтальных добывающих скважинах. Параллельно рядам добывающих горизонтальных скважин с чередованием через один ряд бурят ряды наклонно-направленных нагнетательных 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.

Известный способ имеет ряд недостатков:

- использование в качестве нагнетательных скважин наклонно-направленных скважин с вертикальным вскрытием пласта предопределяет высокие градиенты давления при закачке вытесняющего агента в пласт, что в совокупности с высокой естественной неоднородностью и трещинами ГРП предопределяет высокую вероятность прорыва воды из нагнетательных скважин в добывающие, а значит, и низкий коэффициент охвата и низкую эффективность заводнения в целом;

- для обеспечения требуемой приемистости нагнетательных скважин используют давления закачки, превышающие давления гидроразрыва пласта, что не позволяет достичь приемлемого коэффициента охвата пласта заводнением и приводит нередко к преждевременному обводнению горизонтальных добывающих скважин с МСГРП;

- отсутствие универсальности использования. Данный способ не применим на объектах с легко рвущейся покрышкой, слагаемой из хрупких по геомеханическим характеристикам пород и разделяющей нефтяной объект от вышележащего водоносного пласта, из-за высокой вероятности прорыва трещины ГРП в водоносный пласт.

Задачей предлагаемого способа является обеспечение высокой нефтеотдачи для условий низкопроницаемых и недонасыщенных коллекторов и предотвращение прорыва трещин ГРП в вышележащий водоносный пласт из-за повышенной хрупкости пород покрышки.

Указанная задача достигается тем, что в способе разработки нефтяных низкопроницаемых залежей, основанном на применении горизонтальных скважин с продрольными трещинами гидроразрыва пласта, включающем бурение горизонтальных добывающих скважин по рядной схеме размещения, заканчивание их с применением многостадийного гидроразрыва пласта (МСГРП) и созданием системы поддержания пластового давления (ППД), согласно изобретению, параллельно рядам добывающих горизонтальных скважин с чередованием через один ряд бурят ряды горизонтальных нагнетательных скважин, при этом ориентация всех горизонтальных частей стволов скважин осуществляется в направлении максимальных горизонтальных напряжений пласта, что позволяет в процессе МСГРП получить продольные трещины гидроразрыва, причем МСГРП на всех скважинах выполняется с применением ньютоновской жидкости гидроразрыва вязкостью менее 35 мПа×с, длина горизонтальной части ствола скважин составляет 1600 м и более, количество портов МСГРП 12 ед. и более, удельное количество расклинивающего материала до 20 тонн на порт, в качестве расклинивающего материала используют облегченные проппанты с насыпной массой менее 1400 кг/м³, а закачка в продуктивный пласт вытесняющего агента через нагнетательные скважины осуществляется при забойном давлении, не превышающем давление повторного разрыва пласта, что в совокупности позволяет контролировать развитие трещин в условиях легко рвущейся покрышки с целью исключения соединения основного пласта с вышележащим водоносным горизонтом.

Предлагаемый способ предусматривает бурение только горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, проведение многостадийного гидроразрыва пласта, закачку воды в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин. Добывающие и нагнетательные горизонтальные скважины размещаются по рядной схеме напротив друг друга с чередованием через один ряд. Такое размещение скважин позволяет достигать более стабильного фронта вытеснения нефти закачиваемой водой за счет действия фактора линейной фильтрации. Заканчивание всех скважин выполняется с применением МСГРП. Особенностью предлагаемого способа является еще и то, что на одну добывающую скважину приходится по одной нагнетательной скважине, что улучшает технико-экономическую эффективность предлагаемого способа, даже с учетом того, что горизонтальные скважины, как правило, в 1,5-2 раза дороже наклонно-направленных.

Ориентация горизонтальных стволов скважин осуществляется в направлении максимальных горизонтальных напряжений пласта, что позволяет в процессе МСГРП получить продольные трещины гидроразрыва.

Данный подход дает возможность минимизировать расстояния между рядами добывающих и нагнетательных ГС до 300 м, расстояние между рядами зависит прежде всего от средней проницаемости пласта, тем самым создать активную систему разработки с применением заводнения на объектах с крайне низкой проницаемостью и при этом обеспечить длительный безводный период эксплуатации добывающих скважин. Горизонтальные части скважин бурят повышенной длины - 1600 м и более, с количеством портов МСГРП, увеличенным до 12 ед. и более. Реализация данного комплекса технологических решений позволяет обеспечить охват залежи разработкой меньшим количеством скважин.

Согласно предложенному способу повышается эффективность выработки нефтяных залежей с низкопроницаемыми коллекторами, увеличивается дебит нефти и удельные извлекаемые запасы нефти на одну скважину, сокращается срок выработки запасов и затрат на строительство скважин.

Наличие новых технологических приемов в предлагаемом способе разработки и их сочетание с известными создают благоприятные условия для разработки нефтяных низкопроницаемых залежей, осложненных покрышкой, слагаемой из пород повышенной хрупкости и разделяющей нефтяной пласт от водоносного, основанные на применении горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин с продольными трещинами гидроразрыва пласта.

На фиг. 1 представлена схема расстановки добывающих и нагнетательных скважин согласно предложенному способу.

На схеме представлены горизонтальные добывающие скважины - 1; горизонтальные нагнетательные скважины - 2, трещины многостадийного гидроразрыва пласта - 3, залежь нефти - 4.

На фиг. 2 и фиг. 3 представлен пример части геологического разреза месторождения и выкопировки из корреляционной схемы: залежь нефти (нефтяной пласт) - 4; покрышка из непроницаемых хрупких глинистых пород, например смесь аргиллитов и алевролитов - 5; водоносный пласт - 6.

Способ осуществляется следующим образом.

На залежи нефти в низкопроницаемых коллекторах 4, осложненной покрышкой хрупких глинистых пород 5 и вышележащим водоносным пластом 6, бурят с чередованием ряды горизонтальных добывающих 1 и горизонтальных нагнетательных 2 скважин в направлении максимального горизонтального напряжения пласта. Длина горизонтальной части стволов скважин составляет 1600 м и более. Длина определяется степенью прерывистости продуктивного пласта, наличием в пласте дизъюнктивных нарушений, удельными запасами на одну скважину, а в конечном итоге максимальным экстремумом экономической эффективности проекта освоения месторождения в целом.

После бурения на всех скважинах производят МСГРП с применением ньютоновской жидкости вязкостью менее 35 мПа×с. Применение жидкости с невысокой вязкостью и отсутствием структурных свойств исключает чрезмерное увеличение высоты трещины ГРП и проникновение ее в вышележащий водоносный пласт. Количество портов МСГРП 12 ед./скв. и более зависит от длины горизонтальной части скважины и от оптимального расстояния между трещинами ГРП. Приближение портов ГРП целесообразно до достижения точки насыщения (Карпов В.Б., Паршин Н.В., Слепцов Д.И., Моисеенко А.А., Рязанов А.А., Головацкий Ю., Петрашов О., Жиров А., Куреленкова Ю., Ишимов И., Им П. Повышение эффективности разработки крупного месторождения ТРИЗ в Западной Сибири на основе опыта Канадских месторождений-аналогов // SPE-182572-MS. 2016. с. 47). Удельное количество расклинивающего материала до 20 т/порт. Ограничение связано с необходимостью недопущения прорыва трещин ГРП в вышележащий водонасыщенный пласт, а также технико-экономическими показателями МГРП. В качестве расклинивающего материала используют облегченные проппанты с насыпной массой менее 1400 кг/м³. Согласно расчетам данная насыпная масса соответствует условиям, когда ньютоновская жидкость ГРП обеспечивает несущую и удерживающую способность по отношению к расклинивающему материалу, что важно для успешного проведения ГРП.

Через нагнетательные скважины 2 закачивают рабочий агент - воду, через добывающие скважины 1 отбирают продукцию.

При такой системе разработки (фиг. 1) обеспечивается максимальное вовлечение в разработку запасов нефти низкопроницаемого пласта по разрезу и площади. Расстановка скважин в направлении максимального горизонтального напряжения пласта и проведение МСГРП способствуют созданию именно продольных трещин относительно горизонтальных стволов скважин, что значительно расширяет возможности создаваемой в дальнейшем системы поддержания пластового давления за счет существенного уменьшения рисков преждевременного обводнения добывающих скважин и создания активной системы воздействия на пласт в результате минимизации расстояния между рядами добывающих и нагнетательных горизонтальных скважин. Специальная технология малообъемных МСГРП позволяет контролировать развитие трещин в условиях легко рвущейся покрышки с целью исключения соединения нефтяного пласта с вышележащим водоносным горизонтом.

Помимо увеличения дебитов и удельных запасов нефти на одну скважину такая система разработки (фиг. 1) позволяет существенно сократить затраты на эксплуатационное бурение за счет сокращения общего количества скважин по причине увеличения длины их горизонтальной части; обеспечить эффективную работу системы ППД; исключить прорыв закачиваемой воды в вышележащий горизонт и контролировать процесс недопущения развития трещин авто-ГРП в вышележащие водоносные интервалы.

Способ позволяет контролировать развитие трещин ГРП в условиях легко рвущейся покрышки с целью исключения соединения основного пласта с вышележащим водоносным горизонтом. Для этого применяют специальный подход в минимизации удельного количества расклинивающего материала на один порт ГРП до 20 тонн, использовании ньютоновской жидкости гидроразрыва и применении в качестве расклинивающего материала облегченных проппантов с насыпной массой менее 1400 кг/м³.

Кроме того, способ предусматривает предварительное проведение комплекса исследований микро-ГРП в одной из пробуренных вертикальных скважин в объеме семи интервалов: один - в близлежащем водоносном пласте, два - в непроницаемой перемычке, два - в продуктивном пласте и два - в плотном подстилающем пласт интервале и корректировку на основе его результатов технологии и дизайна ГРП, а также режимов работы нагнетательных скважин, уточнение геометрии создаваемых трещин, изменение дизайна ГРП, так чтобы получить трещины большей полудлины и исключить прорыв трещин в вышележащий водоносный горизонт.

Пример применения способа.

Рассмотрим объект разработки - нефтяную залежь в низкопроницаемых коллекторах со следующими геолого-физическими характеристиками.

Нефтяной пласт сложен песчаниками и алевролитами. Тип коллектора - поровый. Залежь приурочена к литологически экранированной ловушке. Размеры залежи по всем направлениям превышают 5 км. ВНК пласта поисково-разведочными скважинами не вскрыт. Глубина залегания пласта - 2300 м, эффективная нефтенасыщенная толщина - 5,4 м, коэффициент песчанистости - 0,72 доли ед., расчлененность - 3,2 ед., коэффициент проницаемости - 0,87 мкм²×10^-3, коэффициент пористости - 0,18 доли ед., коэффициент нефтенасыщенности - 0,38 доли ед., начальное пластовое давление - 22 МПа. Нефть легкая по плотности, с незначительной вязкостью, парафинистая, малосернистая, малосмолистая. Вязкость нефти в пластовых условиях - 0,8 мПа×с, плотность нефти в пластовых условиях - 738 кг/м³, давление насыщения газом - 12,1 МПа, газовый фактор - 101 м³/т, объемный коэффициент нефти - 1,244 ед.

Для рассматриваемой залежи определяют региональные направления максимальных и минимальных горизонтальных напряжений пласта с использованием результатов кросс-дипольного акустического каротажа, проведенного не менее чем на трех скважинах, и подтвержденных (уточненных) данными микросейсмического мониторинга, выполненного в процессе первых ГРП поисково-разведочных скважин (Казбулатов И.Г., Рубцова А.В., Юнусов P.P., Веремко Н.А., Волянская В.В. Многостадийный гидроразрыв пласта в горизонтальных скважинах в комплексе с микросейсмическим мониторингом и кросс-дипольным акустическим каротажем // Нефтяное хозяйство. - 2014. - №9. - С. 93-95).

Уточнив направления данных напряжений, залежь нефти разбуривают по представленной на фиг.1 схеме разработки: горизонтальные части стволов добывающих и нагнетательных скважин размещают в направлении максимальных горизонтальных напряжений пласта.

Все добывающие и нагнетательные скважины бурятся с длиной горизонтальной части ствола 1600 м, с расстоянием между рядами и горизонтальными скважинами в ряду 390 м. На этих скважинах выполняют многостадийный продольно-направленный ГРП, предусматривающий специальную схему заканчивания: спуск нецементируемой компоновки хвостовика, оснащенной 12 заколонными пакерами (ЗП), которые служат для разобщения 12 стадий ГРП и механической изоляции (в случае необходимости) интервалов притока или закачки жидкости в процессе последующей эксплуатации скважины, количество ЗП соответствует длине горизонтальной части скважин - 1600 м и отвечает средним геолого-физическим характеристикам объекта.

Изоляцию предыдущей стадии ГРП от текущей производят через установленные в хвостовике управляемые муфты посредством спуска гибких насосно-компрессорных труб (ГНКТ) со специальным устройством управления муфтами - гидромеханическим ключом механизмом Auto J-Slot.

Данный подход сокращает сроки строительства и освоения горизонтальной скважины. Отличительная особенность примененной технологии по сравнению с другими системами состоит в использовании механически управляемых муфт и пакера, который активируется рабочей колонной ГНКТ. Такое оборудование позволяет проводить практически неограниченное количество стадий ГРП за одну спускоподъемную операцию по принципу «снизу вверх». После проведения ГРП на первой зоне пакер деактивируется с помощью гидромеханического ключа. Далее вся компоновка забойного оборудования перемещается вверх до следующего порта, где происходит его открытие. Затем пакер активируется ниже вновь открытого порта для отсечения ранее обработанных интервалов.

Преимущество примененной технологии по сравнению с другими заключается также в использовании механически управляемых муфт, которые позволяют отключать отдельные порты без применения тампонажных материалов. Эти порты можно открывать повторно. Такое оборудование дает возможность проводить и другие технологические операции на отдельных интервалах, в том числе в ходе дальнейшей эксплуатации скважины, последующие работы по открытию или блокировке портов, например, для стимуляции притока, включая повторные ГРП. Кроме этого снимаются ограничения по размерам наружного диаметра геофизических приборов, что значительно упрощает проведение исследований и повышает их информативность (Ковалев С.А., Князев М.А., Шарипов Р.Ф., Паршин Н.В. Комплексный подход к проведению МГРП на ГНКТ // Время колтюбинга. Время ГРП. 2016. - №1. - С. 32-35).

По данной технологической схеме производят 12 продольно-направленных ГРП. На фиг. 1 схематично представлены относительные направления и геометрия развития трещин МСГРП полученные по результатам трехмерного геолого-геомеханического и гидродинамическго моделирования процесса МСГРП на скважинах данной залежи. Развитие трещин МСГРП будет происходить в направлении максимальных горизонтальных напряжений пласта, а значит в направлении горизонтальных стволов скважин. В условиях перекрывающих нефтяной пласт хрупких глинистых пород трещина ГРП вскрывает данную покрышку, разделяющую нефтяной пласт от водоносного пласта. Небольшой объем проппанта и ньютоновский тип жидкости гидроразрыва, отличающийся прежде всего низкой вязкостью, способствуют тому, что проппант закрепляет трещину только в нефтенасыщеной части пласта. Технически операция такого МСГРП возможна только с применением легких проппантов с плотностью менее 1400 кг/м³. Таким образом, осуществляется МСГРП на добывающих и нагнетательных горизонтальных скважинах.

До начала промышленного внедрения технологии МСГРП, на начальной стадии подбора ее параметров в одной из пробуренных вертикальных скважин выполняется комплекс исследований методом микро-ГРП в объеме семи интервалов: один - в близлежащем водоносном пласте, два - в непроницаемой перемычке, два - в продуктивном пласте и два - в плотном подстилающем пласт интервале. Данные исследования позволяют уточнить технологию и дизайн ГРП для получения трещин большей полудлины и исключения прорыва их в вышележащий водоносный горизонт. Результаты микро-ГРП в последующем используются для обоснования режимов работы нагнетательных скважин.

После освоения горизонтальные добывающие скважины запускают в добычу. Проектные нагнетательные горизонтальные скважины (ГС) также отрабатывают на нефть и переводят под закачку через один год после начала эксплуатации.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки чисто нефтяных залежей с низкой проницаемостью нефтяной породы. Способ включает бурение горизонтальных добывающих скважин по рядной схеме размещения и заканчивание их с применением многостадийного гидроразрыва пласта МСГРП, создание системы поддержания пластового давления ППД методом заводнения. При этом параллельно рядам горизонтальных добывающих скважин с чередованием через один ряд бурят ряды горизонтальных нагнетательных скважин. Ориентация всех горизонтальных частей стволов скважин осуществляется в направлении максимальных горизонтальных напряжений пласта, что позволяет в процессе МСГРП получить продольные трещины гидроразрыва. Причем МСГРП на всех скважинах выполняют с применением ньютоновской жидкости гидроразрыва вязкостью менее 35 мПа×с, длина горизонтальной части ствола скважин составляет 1600 м и более, количество портов МСГРП 12 ед. и более, удельное количество расклинивающего материала до 20 тонн на порт. В качестве расклинивающего материала используют облегченные проппанты с насыпной массой менее 1400 кг/м³, а закачку вытесняющего агента с целью поддержания пластового давления осуществляют при забойном давлении, не превышающем давление повторного разрыва пласта, что позволяет контролировать развитие трещин в условиях легко рвущейся покрышки с целью исключения соединения основного пласта с вышележащим водоносным горизонтом. Технический результат заключается в повышении нефтеотдачи. 3 ил.

Способ разработки нефтяных низкопроницаемых залежей, основанный на применении горизонтальных скважин с продольными трещинами гидроразрыва пласта, включающий бурение горизонтальных добывающих скважин по рядной схеме размещения, заканчивание их с применением многостадийного гидроразрыва пласта МСГРП и создание системы поддержания пластового давления ППД методом заводнения, отличающийся тем, что параллельно рядам добывающих горизонтальных скважин с чередованием через один ряд бурят ряды горизонтальных нагнетательных скважин, при этом ориентация всех горизонтальных частей стволов скважин осуществляется в направлении максимальных горизонтальных напряжений пласта, что позволяет в процессе МСГРП получить продольные трещины гидроразрыва, причем МСГРП на всех скважинах выполняют с применением ньютоновской жидкости гидроразрыва вязкостью менее 35 мПа×с, длина горизонтальной части ствола скважин составляет 1600 м и более, количество портов МСГРП 12 ед. и более, удельное количество расклинивающего материала до 20 тонн на порт, в качестве расклинивающего материала используют облегченные проппанты с насыпной массой менее 1400 кг/м³, а закачку вытесняющего агента с целью поддержания пластового давления осуществляют при забойном давлении, не превышающем давление повторного разрыва пласта, что позволяет контролировать развитие трещин в условиях легко рвущейся покрышки с целью исключения соединения основного пласта с вышележащим водоносным горизонтом.