Способ разработки низкопроницаемого коллектора Российский патент 2020 года по МПК E21B43/26 

Изобретение может быть использовано для разработки низкопроницаемых коллекторов, где применяется бурение горизонтальных скважин с многостадийным гидравлическим разрывом пласта (МГРП) и необходимо поддержание пластового давления.

Для увеличения продуктивности горизонтальные секции скважин с МГРП обычно ориентируют по направлению минимального горизонтального напряжения. При использовании заявленного способа горизонтальные секции могут быть расположены и по направлению к максимальному горизонтальному стрессу (напряжению).

Известен способ разработки нефтяного пласта по патенту RU 2613713 (дата публикации: 21.03.2017, МПК Е21В 43/00, Е21В 43/26). Способ разработки нефтеносного пласта, в соответствии с которым в пласте бурят и чередуют через один ряд, размещая на расстоянии друг от друга, ряды горизонтальных эксплуатационных скважин и ряды горизонтальных нагнетательных скважин. При этом горизонтальные стволы эксплуатационных скважин и горизонтальные стволы нагнетательных скважин располагают по направлению минимального горизонтального напряжения в пласте так, чтобы обеспечить распространение трещин гидроразрыва перпендикулярно направлению горизонтальных стволов скважин. В обсадных колоннах нагнетательных и эксплуатационных скважин устанавливают по меньшей мере два порта гидроразрыва пласта, расположенных на расстоянии друг от друга и обеспечивающих сообщение между скважинами и пластом. Общими признаками заявленного технического решения с известным способом является бурение горизонтальных эксплуатационных скважин (добывающие скважины с горизонтальными секциями), горизонтальных стволов нагнетательных скважин (нагнетательные скважины с горизонтальными секциями), проведение гидроразрыва (многостадийный гидроразрыв пласта), установка по меньшей мере двух портов гидроразрыва пласта (с установкой портов).

Недостатком известного способа является невысокая продуктивность добывающих скважин в результате неравномерной и на некоторых участках низкой приемистостью нагнетательных скважин. В результате при неравномерном распределении профиля заводнения по портам не обеспечивается максимальная нефтеотдача пласта.

Известен способ разработки нефтяной залежи по патенту RU 2394981 (дата публикации: 20.07.2010, МПК Е21В 43/20, Е21В 7/06). Способ разработки нефтяной залежи включает разбуривание залежи вертикальными и/или наклонными скважинами, отбор продукции через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, бурение в добывающих скважинах из вертикального или наклонного ствола бокового ствола и отбор продукции из обоих стволов. При бурении бокового ствола интервал зарезки бокового ствола выбирают ниже зон поглощений и интенсивных водопроявлений, ниже зон осыпаний неустойчивых горных пород, ниже уровня жидкости в скважине. Боковой ствол забуривают в интервале плотных, непроницаемых, бесприточных пластов. Общими признаками заявленного способа и известного способа разработки залежи является разбуривание залежи скважинами, отбор продукта через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, бурение бокового ствола скважины, отбор продукции.

Недостатком известного способа является недостаточная нефтеотдача пласта и как следствие низкая продуктивность добывающих скважин за счет отсутствия равномерного распределения рабочей жидкости в пласте через нагнетательные скважины.

Техническим результатом является повышение продуктивности добывающих скважин с горизонтальными секциями, в частности повышение извлечения углеводородов (нефтеотдачи) пластов при разработке низкопроницаемых коллекторов.

Низкопроницаемыми коллекторами являются нефтяные месторождения с низким коэффициентом нефтеотдачи. Коэффициент нефтеотдачи объектов с низкопроницаемыми коллекторами в настоящее время не превышает 6%.

Технический результат достигается за счет применения способа разработки низкопроницаемого коллектора, при котором осуществляют:

бурение скважин с горизонтальной секцией;

многостадийный гидравлический разрыв пласта (МГРП) в горизонтальных секциях скважин с размещением портов; эксплуатацию скважин на истощение;

запуск рабочей жидкости в режиме нагнетания по крайней мере в одну из скважин (нагнетательная скважина);

контроль обводнения продукции в скважинах, работающих в режиме добычи (добывающие скважины);

определение добывающей скважины, в которой произошло обводнение продукции более чем на 15% за месяц;

проведение промыслово-геофизических исследований и определение приемистости по портам по крайней мере в одной нагнетательной скважине, соседней с добывающей скважиной, в которой произошло обводнение продукции более чем на 15% за месяц;

остановку нагнетательной скважины, которая привела к обводнению продукции в добывающей скважине;

проведение зарезки по меньшей мере одного бокового ствола (ЗБС) от основного ствола в данной нагнетательной скважине;

размещение портов в боковом стволе нагнетательной скважины в зонах, находящихся ближе к портам основного ствола нагнетательной скважины, на которых приемистость меньше 60% максимального значения приемистости по одному порту основного ствола нагнетательной скважины, чем к портам с приемистостью выше указанного порога;

закачку рабочей жидкости в боковой ствол нагнетательной скважины при штуцировании или при остановке основного ствола нагнетательной скважины.

Таким образом, технический результат достигается за счет обеспечения выравнивания профиля заводнения в пласте при проведении забуривания бокового ствола нагнетательной скважины и установки портов для дополнительного повышения заводнения в зонах с недостаточной приемистостью основного ствола нагнетательной скважины.

При штуцировании основного ствола нагнетательной скважины профиль заводнения выравнивается за счет суммарной распределенной работы основного и бокового стволов нагнетательной скважины. При этом уменьшается расход рабочей жидкости по основному стволу, что позволяет снизить обводненность продукции через порт основного ствола, по которому обеспечивается максимальная приемистость, например в результате авто-ГРП.

При остановке основного ствола нагнетательной скважины ранее созданный фронт (профиль) заводнения в пласте дополняют работой портов ЗБС, расположенных в зонах недостаточного заводнения, тем самым сдвигая в данных зонах фронт заводнения к добывающей скважине.

Бурение скважин могут осуществлять перпендикулярно максимальному пластовому напряжению. Горизонтальные секции скважин (добывающих и нагнетательных) могут быть расположены взаимо параллельно.

Соотношение количества нагнетательных скважин к количеству добывающих скважин может находиться в диапазоне от 1:1 до 1:3.

Соотношение количества добывающих скважин к количеству нагнетательных скважин может находиться в диапазоне от 1:1 до 1:3. Предпочтительно соотношение 1:2 добывающих скважин к нагнетательным соответственно.

Нагнетательные скважины могут быть расположены с чередованием через одну, две или три добывающие скважины.

Добывающие скважины могут быть расположены с чередованием через одну, две или три нагнетательные скважины.

Расстояние между горизонтальными секциями скважин может находиться в диапазоне от 700 м до 1500 м.

После проведения зарезки по меньшей мере одного бокового ствола от основного ствола нагнетательной скважины до закачки рабочей жидкости в боковой ствол нагнетательной скважины могут проводить отработку бокового ствола нагнетательной скважины.

Промыслово-геофизические исследования могут проводить в соседней с добывающей скважиной нагнетательной скважине, по которой получено обводнение продукции, т.е. расположенной ближе к добывающей скважине, чем другие нагнетательные скважины.

При осуществлении способа могут дополнительно определять обводненность (степень обводнения) продукции в результате прорыва из нагнетательной скважины в добывающую скважину с помощью датчиков давления.

При осуществлении способа в зонах дальнейшего размещения портов в боковом стволе нагнетательной скважины проводят многостадийный гидравлический разрыв пласта.

Скважины (добывающие или нагнетательные) могут быть выполнены обсаженными или необсаженными.

Способ разработки низкопроницаемых коллекторов поясняется фигурами:

на фиг. 1 - этап эксплуатации скважин на истощение;

на фиг. 2 - этап запуска рабочей жидкости в режиме нагнетания в две скважины (нагнетательные скважины);

на фиг. 3 - этап проведения зарезки по одному боковому стволу (ЗБС) от основного ствола нагнетательной скважины и заводнения через него;

на фиг. 4 - система поддержания пластового давления (ППД) на примере добывающей скважины ГС 1Д и нагнетательной скважины ГС 1Н;

на фиг. 5 - распределение приемистости по портам (П1, П2, П3, П4, П5) основного ствола нагнетательной скважины;

на фиг. 6 - динамика изменения дебита, приемистости и обводненности (обводнения) нагнетательной скважины ГС 1Н и добывающей скважины ГС 1Д;

на фиг. 7 - распределение приемистости по портам (П1, П2, П3, П4, П5) основного ствола нагнетательной скважины после проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ).

Под геолого-техническими мероприятиями в данном случае понимается проведение зарезки бокового ствола нагнетательной скважины и проведение заводнения.

Способ разработки низкопроницаемого коллектора осуществляют следующим образом.

Производят бурение скважин с горизонтальной секцией (фиг. 1). Длина горизонтальной секции скважин в среднем составляет 1000 м. Рекомендуется располагать горизонтальные секции скважин на расстоянии не менее 500 м. друг от друга Осуществляют многостадийный гидравлический разрыв пласта в горизонтальных секциях скважин с размещением портов. Далее осуществляют эксплуатацию скважин на истощение до падения дебита нефти ниже 1 тонны/порт скважины с МГРП (фиг. 1). После проведения отработки скважин на истощение осуществляют запуск рабочей жидкости в режиме нагнетания по меньшей мере в одну скважину. На фиг. 2 видно, что в режим нагнетания выведена скважина 1, а вторая скважина работает в режиме эксплуатации (добывающая скважина 2).

На фиг. 4 представлен участок разработки месторождения, на котором обозначены две скважины: добывающая скважина ГС 1Д и нагнетательная скважина ГС 1Н. На нагнетательной скважине выполнено пять портов. При работе скважины ГС 1Н в режиме нагнетания распределение приемистости по портам выглядит, как представлено на фиг. 5.

Приемистость по порту П5 составляет 40% от общей приемистости основного ствола нагнетательной скважины, по порту П4 - 25%, по порту П3 - 10%, по порту П2 - 15%, по порту П1 - 10%.

На фиг. 6 представлены результаты анализа разработки нагнетательной скважины ГС 1Н и добывающей скважины ГС 1Д в течении нескольких лет.

Степень обводнения продукции может быть более 15%, т.е. 20%, 25% и т.д.

При мониторинге обводненности (обводнения) продукции в скважинах, работающих в режиме добычи (добывающие скважины), установлено, что рост обводненности (В) продукции за октябрь составляет 18% (фиг. 6). Реакция на изменение режима ГС 1Д видна через месяц - рост дебита жидкости и дебита нефти.

При установлении обводненности продукции в добывающей скважине ГС 1Д выше 15% проводят промыслово-геофизические исследования в соседней нагнетательной скважине ГС 1Н, расположенной ближе, чем другие нагнетательные скважины (на фиг. не обозначены). В результате промыслово-геофизических исследований определяют зону прорыва рабочей жидкости в добывающую скважину ГС 1Д. В приведенном варианте на участке расположения порта П5 скважины ГС 1Н замечена максимальная приемистость нагнетательной скважины 40% от общей приемистости. После определения наиболее «нагруженного» порта нагнетательной скважины, через который происходит прорыв, осуществляют остановку нагнетательной скважины ГС 1Н.

В дальнейшем осуществляют зарезку бокового ствола 3 (ЗБС) (фиг. 3) от основного ствола нагнетательной скважины ГС 1Н и отработку бокового ствола 3 в случае наличия притока нефти в продукции скважины с ЗБС (фиг. 4). При этом осуществляют размещение портов П1', П2', П3' в боковом стволе нагнетательной скважины ГС 1Н в зонах, максимально приближенных (находящихся ближе) к портам (П1, П2, ПЗ) основного ствола нагнетательной скважины ГС 1Н, на которых приемистость меньше 60% максимального значения приемистости по одному порту П5 основного ствола нагнетательной скважины. На фиг. 5 видно, что максимальная приемистость обеспечена на порту П5 и составляет 40%. В данном случае в зоне, приближенной к портам, на которых приемистость составляет меньше 24% (т.е. 60% от 40%), необходимо установить порты на боковом стволе скважины ГС 1Н. В приведенном примере такими портами являются порты: П1, П2 и П3, т.к. на них приемистость составляет 10%, 15% и 10% соответственно.

В данном примере закачку рабочей жидкости в боковой ствол нагнетательной скважины ГС 1Н осуществляют при штуцировании основного ствола нагнетательной скважины ГС 1Н. Результаты выравненной приемистости по портам нагнетательной скважины ГС 1Н представлены на фиг. 7.

На фиг. 7 видно, что распределение приемистости после проведения заявленного ГТМ обеспечило увеличение приемистости на хвосте нагнетательной скважины при уменьшении приемистости на портах, по которым вероятнее всего возникает обводнение продукта в добывающей скважине.

В результате видно, что при предотвращении обводненности продукции при использовании изобретения обеспечивается повышение приемистости на ранее менее задействованных портах нагнетательной скважины 1. Следовательно, за счет выравнивания профиля 4 заводнения пласта от нагнетательной скважины 1 повышается продуктивность в соседней добывающей скважине 2 (фиг. 2, фиг. 3).

Основной и боковой стволы нагнетательной скважины предпочтительно выполнять обсаженными (с обсадными колоннами скважин), т.к. в этом случае обеспечивается более точное распределение приемистости вдоль ствола нагнетательной скважины.

Таким образом за счет выравнивания приемистости нагнетательных скважин при установке портов в боковых скважинах в зонах с минимальной приемистостью основного ствола нагнетательной скважины обеспечивается повышение нефтеотдачи пласта в добывающие скважины.

Изобретение может быть использовано для разработки низкопроницаемых коллекторов, где применяется бурение горизонтальных скважин с многостадийным гидравлическим разрывом пласта (МГРП) и необходимо поддержание пластового давления. Способ включает бурение скважин с горизонтальной секцией, многостадийный гидравлический разрыв пласта (МГРП) в горизонтальных секциях скважин с размещением портов, определение добывающей скважины, в которой произошло обводнение продукции более чем на 15% за месяц, определение приемистости по портам по крайней мере в одной нагнетательной скважине, соседней с добывающей скважиной, в которой произошло обводнение продукции более чем на 15% за месяц, остановку нагнетательной скважины, которая привела к обводнению продукции в добывающей скважине, проведение зарезки по меньшей мере одного бокового ствола от основного ствола в данной нагнетательной скважине, размещение портов в боковом стволе нагнетательной скважины в зонах, находящихся ближе к портам основного ствола нагнетательной скважины, на которых приемистость меньше 60% максимального значения приемистости по одному порту основного ствола нагнетательной скважины, чем к портам с приемистостью выше указанного порога, закачку рабочей жидкости в боковой ствол нагнетательной скважины при штуцировании или при остановке основного ствола нагнетательной скважины. Технический результат заключается в повышении продуктивности добывающих скважин с горизонтальными секциями, в частности в повышении извлечения углеводородов (нефтеотдачи) пластов при разработке низкопроницаемых коллекторов. 14 з.п. ф-лы, 7 ил.

1. Способ разработки низкопроницаемого коллектора, при котором осуществляют:

- бурение скважин с горизонтальной секцией;

- многостадийный гидравлический разрыв пласта (МГРП) в горизонтальных секциях скважин с размещением портов;

- эксплуатацию скважин на истощение;

- запуск рабочей жидкости в режиме нагнетания по крайней мере в одну из скважин (нагнетательная скважина);

- контроль обводнения продукции в скважинах, работающих в режиме добычи (добывающие скважины);

- определение добывающей скважины, в которой произошло обводнение продукции более чем на 15% за месяц;

- проведение промыслово-геофизических исследований и определение приемистости по портам по крайней мере в одной нагнетательной скважине, соседней с добывающей скважиной, в которой произошло обводнение продукции более чем на 15% за месяц;

- остановку нагнетательной скважины, которая привела к обводнению продукции в добывающей скважине;

- проведение зарезки по меньшей мере одного бокового ствола от основного ствола в данной нагнетательной скважине;

- размещение портов в боковом стволе нагнетательной скважины в зонах, находящихся ближе к портам основного ствола нагнетательной скважины, на которых приемистость меньше 60% максимального значения приемистости по одному порту основного ствола нагнетательной скважины, чем к портам с приемистостью выше указанного порога;

- закачку рабочей жидкости в боковой ствол нагнетательной скважины при штуцировании или при остановке основного ствола нагнетательной скважины.

2. Способ разработки низкопроницаемого коллектора по п. 1, при котором бурение скважин осуществляют перпендикулярно максимальному пластовому напряжению.

3. Способ разработки низкопроницаемого коллектора по п. 1, при котором горизонтальные секции скважин расположены взаимопараллельно.

4. Способ разработки низкопроницаемого коллектора по п. 1, при котором отношение количества нагнетательных скважин к количеству добывающих скважин находится в диапазоне от 1:1 до 1:3 соответственно.

5. Способ разработки низкопроницаемого коллектора по п. 1, при котором отношение количества добывающих скважин к количеству нагнетательных скважин находится в диапазоне от 1:1 до 1:3 соответственно.

6. Способ разработки низкопроницаемого коллектора по п. 4, при котором нагнетательные скважины расположены с чередованием через одну, две или три добывающие скважины.

7. Способ разработки низкопроницаемого коллектора по п. 5, при котором добывающие скважины расположены с чередованием через одну, две или три нагнетательные скважины.

8. Способ разработки низкопроницаемого коллектора по п. 1, при котором дополнительно определяют обводнение продукции в результате прорыва из нагнетательной скважины в добывающую скважину с помощью датчиков давления.

9. Способ разработки низкопроницаемого коллектора по п. 1, при котором расстояние между горизонтальными секциями скважин находится в диапазоне от 700 до 1500 м.

10. Способ разработки низкопроницаемого коллектора по п. 1, при котором зарезку бокового ствола (ЗБС) нагнетательной скважины проводят на равноудаленном расстоянии от горизонтальной секции основного ствола нагнетательной скважины и горизонтальной секции добывающей скважины.

11. Способ разработки низкопроницаемого коллектора по п. 1, при котором в зонах дальнейшего размещения портов в боковом стволе нагнетательной скважины проводят многостадийный гидравлический разрыв пласта.

12. Способ разработки низкопроницаемого коллектора по п. 1, при котором после проведения зарезки по меньшей мере одного бокового ствола от основного ствола нагнетательной скважины до закачки рабочей жидкости в боковой ствол нагнетательной скважины обеспечивают отработку бокового ствола нагнетательной скважины.

13. Способ разработки низкопроницаемого коллектора по п. 1, при котором проводят промыслово-геофизические исследования по крайней мере в одной нагнетательной скважине, соседней с добывающей скважиной, по которой получено обводнение продукции, при этом расположенной ближе к добывающей скважине, чем другие нагнетательные скважины.

14. Способ разработки низкопроницаемого коллектора по п. 1, при котором скважины выполнены обсаженными.

15. Способ разработки низкопроницаемого коллектора по п. 1, при котором скважины выполнены необсаженными.