Способ разработки многопластовой нефтяной залежи с применением гидравлического разрыва пласта Российский патент 2020 года по МПК E21B43/26 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено при разработке многопластовой нефтяной залежи с применением гидравлического разрыва пласта (ГРП).

Известен способ разработки многопластовой нефтяной залежи с применением гидравлического разрыва пласта (RU 2565617, МПК Е21В 43/14, 43/26 опубл. 20.10.2015 г.), включающий закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор пластовых флюидов через добывающие скважины, осуществление ГРП с получением эффективной трещины гидроразрыва. Согласно изобретению из каждой скважины производят бурение пилотного ствола. В процессе этого бурения производят поэтапное вскрытие пилотным стволом сверху вниз многопластовой нефтяной залежи. Геофизическими методами определяют вязкость пластовой жидкости и направление минимального напряжения в пласте по азимуту. Осуществляют тест-закачки и определяют величину минимального напряжения. После бурения пилотного ствола в скважине в зависимости от вязкости и направления напряжения из пилотного ствола скважины в каждом продуктивном пласте в различных направлениях снизу вверх бурят по одному боковому стволу. Бурение боковых стволов впластах с вязкостью до 20 мПа⋅с производят в направлении, перпендикулярном направлению минимального напряжения в пласте. Осуществляют ГРП ссозданием в пласте из бокового ствола продольных трещин. Бурение боковых стволов в пластах с вязкостью свыше 20 мПа⋅с производят в направлении, параллельном направлению минимального напряжения в пласте. В этом случае ГРП осуществляют ссозданием в пласте из бокового ствола поперечных трещин. Перед забуриванием каждого бокового ствола в пилотном стволе скважины ниже пласта устанавливают разбуриваемый пакер. При проведении ГРП с созданием продольных трещин спускают в боковой ствол технологическую колонну труб с фильтром и пакером. Производят посадку пакера на входе в боковой ствол и производят в боковом стволе ГРП закачкой жидкости разрыва по технологической колонне труб через фильтр под давлением выше величины минимального напряжения. После этого извлекают технологическую колонну труб с фильтром из скважины и разбуривают пакер в пилотном стволе. Производят бурение бокового ствола в следующем вышележащем пласте. При проведении ГРП с созданием поперечных трещин спускают в боковой ствол технологическую колонну труб, оснащенную снизу гидромониторной насадкой. В боковом стволе закачкой жидкости разрыва по технологической колонне труб через гидромониторную насадку производят поинтервальный ГРП под давлением выше величины минимального напряжения с перемещением технологической колонны труб. После этого извлекают технологическую колонну труб с гидромониторной насадкой из скважины и разбуривают пакер в пилотном стволе.

Известен способ разработки многопластовой нефтяной залежи с применением гидравлического разрыва пласта (RU 2513791, МПК Е21В 43/16, 43/26, опубл. 20.04.2014 г.), включающий закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор пластовых флюидов через добывающие скважины, осуществление ГРП с получением эффективной трещины гидроразрыва. Согласно изобретению определяют проницаемость каждого продуктивного пласта, вскрытого скважиной. Классифицируют продуктивные пласты по проницаемости. В зависимости от проницаемости продуктивного пласта проводят перфорацию в добывающих и нагнетательных скважинах. Нагнетательные скважины пускают под закачку, а в добывающих скважинах проводят ГРП во всех продуктивных пластах. При этом в продуктивных пластах с проницаемостью менее 10 мД проводят ГРП с созданием трещин гидроразрыва с закрепленной полудлиной свыше 100 м и закрепленной шириной в продуктивной части от 1,5 до 3 мм. В продуктивных в пластах с проницаемостью свыше 100 мД проводят ГРП с созданием трещин гидроразрыва с закрепленной полудлиной до 40 м и закрепленной шириной от 5 до 20 мм. В продуктивных пластах с проницаемостью от 10 до 100 мД проводят ГРП с созданием трещин гидроразрыва с закрепленной полудлиной от 40 до 100 м и закрепленной шириной от 3 до 7 мм.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки многопластовой нефтяной залежи при наличии высокопроницаемого пропластка с применением гидравлического разрыва пласта (RU 2374435, МПК Е21В 43/16, 43/26, опубл. 27.11.2009 г.), включающий закачку вытесняющего агента через нагнетательные сважины, отбор пластовых флюидов через эксплуатационные скважины, осуществление ГРП с получением эффективной трещины гидроразрыва.

Согласно изобретению ГРП проводят не сразу по всем пропласткам, а избирательно, в зоне низкопроницаемых пластов, исключая перфорацию высокопроницаемого пласта с проницаемостью в три и более раза выше средней по пластам. Далее, после проектного отбора запасов нефти проводят перфорацию высокопроницаемого пласта с последующей эксплуатацией последнего, выполняют ствол с вертикальным вхождением в эксплуатационный объект для обеспечения максимального градиента давления разрыва и для создания оптимальной трещины гидроразрыва. Одновременно в нагнетательных скважинах проводят ГРП в интервалах с низкой проницаемостью. При этом для создания вертикальной фильтрации между высокопроницаемым пропластком, неперфорированным, и низкопроницаемым проводят боковой горизонтальный ствол в низкопроницаемом интервале с последующим поинтервальным ГРП.

Недостатками указанных аналогов являются:

- сложность и трудоемкость разработки, связанные с необходимостью выполнения большого объема буровых работ;

- низкая скорость ввода многопластового месторождения в разработку, связанная с необходимостью поэтапного введения в разработку пластов с различными фильтрационно-емкостными свойствами;

- низкая эффективность проведения ГРП в скважинах многопластовой нефтяной залежи, связанная с неуправляемым развитием трещины по высоте.

Задачей изобретения является упрощение и удешевление способа разработки многопластовой нефтяной залежи, повышение скорости ввода многопластовой нефтяной залежи в разработку.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности разработки многопластовой нефтяной залежи за счет применения ГРП с управляемым развитием трещины по высоте.

Поставленная задача решается, и технический результат достигается способом разработки многопластовой нефтяной залежи с применением гидравлического разрыва пласта, включающим закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор пластовых флюидов через добывающие скважины, осуществление гидравлического разрыва пласта.

В отличие от прототипа предварительно на многопластовой нефтяной залежи определяют преимущественные направления максимальных и минимальных горизонтальных напряжений, строят в шахматном порядке ряды добывающих и нагнетательных скважин в направлении максимальных горизонтальных напряжений, причем расстояние между рядами добывающих и нагнетательных скважин выбирают не более 500 метров, расстояние между добывающими скважинами в ряду выбирают не более 500 метров, расстояние между нагнетательными скважинами вряду выбирают не менее 1000 метров, добывающие скважины выполняют условно-вертикальными - с отходом от вертикали не более 20 метров, а нагнетательные скважины выполняют с двуствольным горизонтальным окончанием с отходом горизонтальных стволов в противоположные от центрального ствола стороны, имеющих длины, равные расстоянию между добывающими скважинами в ряду, причем горизонтальные стволы располагают в центральной части многопластовой залежи в направлении, параллельном рядам добывающих скважин, далее в добывающих скважинах при помощи импульсного нейтрон-нейтронного каротажа определяют текущую насыщенность коллекторов, по результатам которой проводят избирательную перфорацию в интервалах с максимальным нефтенасыщением и выполняют гидравлический разрыв пласта с созданием трещин гидроразрыва в пределах продуктивного пласта и в направлении максимального горизонтального напряжения, а в нагнетательных скважинах выполняют многостадийный гидравлический разрыв пласта с созданием продольных горизонтальному стволу трещин гидроразрыва в направлении максимального горизонтального напряжения, обеспечивающих гидродинамическую связь со всеми пластами многопластовой нефтяной залежи.

Сущность изобретения поясняется чертежами, где на фиг. 1 представлен участок разработки по предлагаемому способу; на фиг. 2 представлен поперечный профиль многопластвой нефтяной залежи с расположенными на ней условно-вертикальной добывающей и двуствольной горизонтальной нагнетательной скважинами; на фиг 3-6 представлены результаты расчетов, выполненные на геолого-гидродинамической модели по двум вариантам: вариант 1-е прорывом трещины в добывающих скважинах из верхнего нефтенасыщенного пласта в нижний водонасыщенный, вариант 2 - без прорыва трещины в добывающих скважинах из верхнего нефтенасыщенного пласта в нижний водонасыщенный, где на фиг. 3 показана годовая добыча жидкости, на фиг. 4 - годовая добыча нефти, на фиг. 5 - накопленные отборы жидкости, на фиг. 6 - накопленные отборы нефти.

На фиг. 1, 2 обозначено: добывающие скважины 1, нагнетательные скважины 2, горизонтальные стволы 3 нагнетательных скважин, трещины гидроразрыва 4 добывающих скважин, трещины гидроразрыва 5 нагнетательных скважин.

Предлагаемый способ реализуется следующим образом.

На многопластовой нефтяной залежи определяют преимущественные направления максимальных и минимальных горизонтальных напряжений, например как описано в способе определения направлений действия главных нормальных напряжений в условиях объемного напряженного состояния горного массива (RU 2029085, МПК Е21С 39/00, опубл. 20.02.1995 г.). По результатам строят в шахматном порядке ряды добывающих 1 и нагнетательных 2 скважин в направлении максимальных горизонтальных напряжений (фиг. 1), причем расстояние между рядами добывающих и нагнетательных скважин выбирают не более 500 метров, расстояние между добывающими скважинами в ряду выбирают не более 500 метров, расстояние между нагнетательными скважинами в ряду выбирают не менее 1000 метров.

Добывающие скважины 1 выполняют условно-вертикальными - с отходом от вертикали не более 20 метров, а нагнетательные скважины 2 выполняют с двуствольным горизонтальным окончанием с отходом горизонтальных стволов 3 в противоположные от центрального ствола стороны (фиг. 1, 2). Направление горизонтальных стволов 3 выполняют параллельно рядам добывающих скважин 1, а длины горизонтальных стволов 3 выполняют равными расстоянию между добывающими скважинами 1 в ряду, причем горизонтальные стволы располагают в центральной части многопластовой залежи.

Далее в добывающих скважинах при помощи импульсного нейтрон-нейтронного каротажа определяют текущую насыщенность коллекторов. По определенной текущей насыщенности проводят избирательную перфорацию в интервалах с максимальным нефтенасыщением и выполняют ГРП с созданием трещин гидроразрыва 4 (фиг. 1, 2) в пределах продуктивного пласта и в направлении максимального горизонтального напряжения, а в нагнетательных скважинах выполняют многостадийный ГРП с созданием продольных горизонтальному стволу трещин гидроразрыва 5 (фиг. 2) в направлении максимального горизонтального напряжения, обеспечивающих гидродинамическую связь со всеми пластами многопластовой нефтяной залежи.

Таким образом, в зависимости от текущей насыщенности коллекторов и направления максимальных и минимальных горизонтальных напряжений, разрабатывают многопластовую нефтяную залежь с применением ГРП.

Для расчета и сравнения различных вариантов реализации способа разработки многопластовой нефтяной залежи с применением ГРП была создана геолого-гидродинамическая модель с двумя пластами - верхний нефтенасыщенный, нижний водонасыщенный. На данной модели разместили ряды добывающих и нагнетательных скважин согласно фиг. 1. и рассчитали два варианта разработки:

1. Вариант 1 - по которому, при выполнении ГРП в добывающих скважинах происходит приобщение нижележащего водонасыщенного пласта.

2. Вариант 2 - по которому, при выполнении ГРП в добывающих скважинах не происходит приобщение нижележащего водонасыщенного пласта.

Из представленных на фиг. 3-6 результатов расчетов видно, что годовая добыча жидкости по варианту разработки 1 больше чем по варианту 2 (фиг. 3), однако годовая добыча нефти (фиг. 4) больше по варианту разработки 2, когда не происходит прорыва трещины в добывающей скважине. Аналогичная картина наблюдается при сравнении накопленных отборов жидкости и нефти (фиг. 5, 6).

Таким образом, предложенное изобретение позволяет упростить и удешевить разработку многопластовой нефтяной залежи, повысить скорость ввода многопластовой нефтяной залежи в разработку, а также повысить эффективность проведения ГРП за счет управляемого развития трещины гидроразрыва по высоте.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено при разработке многопластовой нефтяной залежи с применением гидравлического разрыва пласта (ГРП). Способ включает закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор пластовых флюидов через добывающие скважины, осуществление гидравлического разрыва пласта. Предварительно на многопластовой нефтяной залежи определяют преимущественные направления максимальных и минимальных горизонтальных напряжений, строят в шахматном порядке ряды добывающих и нагнетательных скважин в направлении максимальных горизонтальных напряжений, причем расстояние между рядами добывающих и нагнетательных скважин выбирают не более 500 метров, расстояние между добывающими скважинами в ряду выбирают не более 500 метров, расстояние между нагнетательными скважинами в ряду выбирают не менее 1000 метров, добывающие скважины выполняют условно-вертикальными - с отходом от вертикали не более 20 метров, а нагнетательные скважины выполняют с двуствольным горизонтальным окончанием с отходом горизонтальных стволов в противоположные от центрального ствола стороны, имеющих длины, равные расстоянию между добывающими скважинами в ряду, причем горизонтальные стволы располагают в центральной части многопластовой залежи в направлении, параллельном рядам добывающих скважин, далее в добывающих скважинах при помощи импульсного нейтрон-нейтронного каротажа определяют текущую насыщенность коллекторов, по результатам которой проводят избирательную перфорацию в интервалах с максимальным нефтенасыщением и выполняют ГРП с созданием трещин гидроразрыва в пределах продуктивного пласта и в направлении максимального горизонтального напряжения, а в нагнетательных скважинах выполняют многостадийный ГРП с созданием продольно их горизонтальным стволам трещин гидроразрыва в направлении максимального горизонтального напряжения, обеспечивающих гидродинамическую связь со всеми пластами многопластовой нефтяной залежи. Предложенное изобретение позволяет упростить разработку многопластовой нефтяной залежи, повысить скорость ввода многопластовой нефтяной залежи в разработку, а также повысить эффективность проведения ГРП за счет управляемого развития трещины гидроразрыва по высоте. 6 ил.

Способ разработки многопластовой нефтяной залежи с применением гидравлического разрыва пласта, включающий закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор пластовых флюидов через добывающие скважины, осуществление гидравлического разрыва пласта, отличающийся тем, что предварительно на многопластовой нефтяной залежи определяют преимущественные направления максимальных и минимальных горизонтальных напряжений, строят в шахматном порядке ряды добывающих и нагнетательных скважин в направлении максимальных горизонтальных напряжений, причем расстояние между рядами добывающих и нагнетательных скважин выбирают не более 500 метров, расстояние между добывающими скважинами в ряду выбирают не более 500 метров, расстояние между нагнетательными скважинами в ряду выбирают не менее 1000 метров, добывающие скважины выполняют условно-вертикальными - с отходом от вертикали не более 20 метров, а нагнетательные скважины выполняют с двуствольным горизонтальным окончанием с отходом горизонтальных стволов в противоположные от центрального ствола стороны, имеющих длины, равные расстоянию между добывающими скважинами в ряду, причем горизонтальные стволы располагают в центральной части многопластовой залежи в направлении, параллельном рядам добывающих скважин, далее в добывающих скважинах при помощи импульсного нейтрон-нейтронного каротажа определяют текущую насыщенность коллекторов, по результатам которой проводят избирательную перфорацию в интервалах с максимальным нефтенасыщением и выполняют гидравлический разрыв пласта с созданием трещин гидроразрыва в пределах продуктивного пласта и в направлении максимального горизонтального напряжения, а в нагнетательных скважинах выполняют многостадийный гидравлический разрыв пласта с созданием продольных горизонтальному стволу трещин гидроразрыва в направлении максимального горизонтального напряжения, обеспечивающих гидродинамическую связь со всеми пластами многопластовой нефтяной залежи.