Способ разработки нефтяной залежи гидроразрывом пласта Российский патент 2021 года по МПК E21B43/26 E21B43/17 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяных залежей, эксплуатационный объект которых представлен, по меньшей мере, двумя продуктивными пластами, совпадающими полностью или частично в структурном плане, либо является слоистым.

Известен способ разработки нефтегазовой залежи с применением гидравлического разрыва пласта путем искусственного внутриконтурного воздействия на объект разработки закачкой через нагнетательные скважины воды, и/или газа, и/или иного вытесняющего агента, отбор пластовых флюидов через эксплуатационные скважины и осуществление гидравлического разрыва пласта. Гидравлический разрыв пласта проводят комплексно на всей совокупности нагнетательных и эксплуатационных скважин, проектирование и реализацию гидравлического разрыва пласта проводят на базе непрерывной информации о механических свойствах пород разрезов нагнетательных и эксплуатационных скважин, которую согласуют с геофизическими исследованиями, при этом направление трещин гидроразрыва задают подбором зенитных и азимутальных углов проводки нагнетательных и эксплуатационных скважин из расчета исключения неоднородности фильтрационных потоков, а период эффективной работы трещин гидроразрыва увеличивают закачкой в них композиций физико-химических веществ, растворяющих глинистые и иные минеральные вещества, заполняющих трещины гидроразрыва. Дополнительно в сложно построенных залежах с газовой шапкой изолируют низ и/или верх трещины гидроразрыва от подошвенной воды и/или газа газовой шапки (патент РФ № 2135750, кл. Е21В43/20, Е21В43/26, опубл. 27.08.1999).

Недостатком известного способа являются невысокие коэффициент охвата и коэффициент нефтеизвлечения, т.к. не учитываются гидродинамические связи пластов и пропластков, вскрываемых скважинами, если залежь является многопластовой и/или слоистой.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки нефтяной залежи гидравлическим разрывом пласта, включающий разбуривание залежи вертикальными, наклонно-направленными и/или горизонтальными скважинами, коллектор которого состоит, по меньшей мере, из двух продуктивных пластов или является слоистым, отбор продукции пластов добывающими скважинами, геохимический анализ добываемой нефти, проектирование и проведение гидравлического разрыва пласта. Прослои неколлектора, разделяющие продуктивные пласты, составляют толщину не более двух метров, после бурения скважины отрабатывают не менее одного года, в течение которого, с периодичностью не реже одного раза в месяц, проводят геохимические анализы добываемой нефти каждой скважины, по результатам которых строят звездные диаграммы в интервале хроматограмм нС8-нС20, в тех скважинах, где площадь одной или нескольких конечностей звезды уменьшается во времени или где площадь звезды сразу отличаются более чем на 10% от средней площади совпадающих звездных диаграмм при наложении их всех друг на друга, проектируют и проводят в вертикальных и наклонно-направленных скважинах гидравлический разрыв пласта, а в горизонтальных – многократный гидравлический разрыв пласта, после чего скважины пускают в работу (патент РФ № 2548264, кл. Е21В43/26, опубл. 20.04.2015 - прототип).

Недостатком известного способа является то, что в пропластках, расположенных близко друг к другу, выделение отличий в хроматограммах затруднено, т.к. нефть по своему химическому составу отличается незначительно, что приводит к снижению точности способа и невысоким значениям коэффициента нефтеизвлечения.

В предложенном изобретении решается задача повышения коэффициента нефтеотдачи нефтяной залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи гидроразрывом пласта, включающем разбуривание залежи, коллектор которой состоит, по меньшей мере, из двух продуктивных пластов, совпадающих полностью или частично в структурном плане, или является слоистым, проектирование и проведение гидроразрыва пласта, пуск скважин в работу, отбор продукции пластов добывающими скважинами, согласно изобретению, подбирают залежь, в которой прослои неколлектора, разделяющие продуктивные пласты, составляют толщину не более 50 м, после бурения каждую скважину перфорируют напротив одного из пластов, отрабатывают пока обводненность продукции не достигнет по меньшей мере 5%, затем проводят микробиологический анализ ДНК бактерий в добываемой жидкости каждой скважины, при отличии набора ДНК бактерий одного пласта от другого в соседних скважинах более чем на 5%, в скважинах проводят гидроразрыв пласта таким образом, чтобы создать связь между пластами.

Сущность изобретения

На нефтеотдачу нефтяной залежи, коллектор которой представлен, по меньшей мере, двумя продуктивными пластами, совпадающими в структурном плане, либо является слоистым, существенное влияние оказывает коэффициент охвата пласта. Скважины, даже при разбуривании плотной сеткой, не вскрывают все пропластки, линзы и т.д. Кроме того, часть даже вскрытых пропластков, ввиду наличия неоднородности по проницаемости, в процессе разработки остаются не выработанными. Таким образом, чем больше таких неоднородных по толщине и/или по площади пластов или пропластков будет иметь достаточно проницаемую гидродинамическую связь со скважинами, тем будет выше нефтеотдача залежи. Известно, что для этого используют гидравлический разрыв пласта (ГРП). Однако существующие технические решения не в полной мере позволяют подобрать скважины-кандидаты для проведения ГРП с точки зрения подключения «неработающих» пластов или пропластков, что не позволяет повысить охват пласта и нефтеотдачу. В предложенном изобретении решается задача повышения коэффициента нефтеотдачи нефтяной залежи. Задача решается следующим образом.

Способ реализуют следующим образом.

Участок нефтяной залежи, представленный терригенным или карбонатным типом коллектора разбуривают вертикальными, наклонно-направленными и/или горизонтальными скважинами. Продуктивный коллектор залежи состоит, по меньшей мере, из двух нефтенасыщенных пластов, совпадающих полностью или частично в структурном плане, либо является слоистым. Продуктивные пласты разделены прослоем неколлектора толщиной не более 50 м. Исследования показывают, что при толщине прослоя неколлектора более 50 м, эффективность ГРП значительно снижается.

После бурения скважин в каждой из них проводят вторичное вскрытие напротив одного из пластов и пускают скважины в работу. Скважины отрабатывают пока обводненность продукции каждой скважины не достигнет по меньшей мере 5%. При меньших значениях обводненности достаточно сложно набрать необходимый набор ДНК бактерий, т.к. бактерии живут (в поровом пространстве) в основном на границе раздела нефти и воды. Затем проводят микробиологический анализ ДНК бактерий в добываемой жидкости каждой скважины. При отличии набора ДНК бактерий одного пласта от другого в соседних скважинах более чем на 5%, скважины являются кандидатами для ГРП. Исследования показывают, что отличие ДНК бактерий одного пласта от другого в соседних скважинах менее чем на 5% объясняется прочими причинами (такими как погрешность анализов и др.) и не связанно с наличием или отсутствием сообщаемости пластов.

Таким образом, подбирают скважины-кандидаты для ГРП для вовлечения неработающих пластов в разработку. Далее проектируют и проводят в вертикальных и наклонно-направленных скважинах гидравлический разрыв пласта, а в горизонтальных – многократный гидравлический разрыв пласта таким образом, чтобы создать связь между пластами. После гидроразрыва пласта скважины промывают и пускают в работу.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки нефтяной залежи.

Результатом внедрения данного способа является повышение коэффициента нефтеотдачи нефтяной залежи.

Пример конкретного выполнения способа.

Участок массивной нефтяной залежи, представленный карбонатным типом коллектора, в котором выделяются два пласта, совпадающих частично в структурном плане и разделенные прослоем неколлектора толщиной 50 м, вскрывают пятью скважинами с расстоянием между скважинами 300-400 м. Три скважины являются вертикальными, а две – горизонтальными. Пласты участка залежи представлены чисто нефтяной зоной общей толщиной 8-12 м. При этом каждый из пластов в свою очередь является слоистым и неоднородным как по толщине, так и по площади.

Кровля верхнего продуктивного пласта залегает на глубине 910 м, проницаемость пласта составляет 10-30 мД, средняя пористость 12%, начальное пластовое давление 9 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях по данным замеров составляет 24-46 мПа·с. Кровля нижнего продуктивного пласта залегает на глубине 970 м, проницаемость пласта составляет 0,1-2 мД, средняя пористость 10%, начальное пластовое давление 10 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях по данным замеров составляет 15-22 мПа·с.

После бурения скважин в каждой из них проводят вторичное вскрытие напротив одного из пластов и пускают скважины в работу. Скважины отрабатывают пока обводненность продукции каждой скважины не достигнет по меньшей мере 5%. Затем проводят микробиологический анализ ДНК бактерий в добываемой жидкости каждой скважины. При отличии набора ДНК бактерий одного пласта от другого в соседних скважинах более чем на 5%, в скважинах, в которых выявили подобное отличие, проектируют и проводят ГРП таким образом, чтобы создать связь между пластами. Причем в вертикальных и наклонно-направленных скважинах проводят гидравлический разрыв пласта, а в горизонтальных – многократный гидравлический разрыв пласта.

После гидроразрыва пласта скважины промывают и пускают в работу.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки нефтяной залежи.

В результате по разработки, которое ограничили обводнением добывающих скважин до 98% было добыто с залежи 206,9 тыс.т. нефти, коэффициент извлечения нефти (КИН) составил – 0,275 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях, было добыто 173,8 тыс.т. нефти, КИН составил 0,231 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу – 0,044 д.ед.

Предлагаемый способ позволяет за счет рационального вовлечения неработающих пластов в разработку увеличить охват пласта воздействием, повысить выработку запасов нефти и, как следствие, увеличить коэффициент нефтеизвлечения нефтяной залежи.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения коэффициента нефтеотдачи нефтяной залежи.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяных залежей, эксплуатационный объект которых представлен по меньшей мере двумя продуктивными пластами, совпадающими полностью или частично в структурном плане, либо является слоистым. Обеспечивает повышение коэффициента нефтеотдачи нефтяной залежи. Сущность изобретения: способ включает разбуривание залежи, коллектор которой состоит по меньшей мере из двух продуктивных пластов, совпадающих полностью или частично в структурном плане, или является слоистым, проектирование и проведение гидроразрыва пласта, пуск скважин в работу, отбор продукции пластов добывающими скважинами. Согласно изобретению подбирают залежь, в которой прослои неколлектора, разделяющие продуктивные пласты, составляют толщину не более 50 м, после бурения каждую скважину перфорируют напротив одного из пластов, отрабатывают, пока обводненность продукции не достигнет по меньшей мере 5%, затем проводят микробиологический анализ ДНК бактерий в добываемой жидкости каждой скважины, при отличии набора ДНК бактерий одного пласта от другого в соседних скважинах более чем на 5% в скважинах проводят гидроразрыв пласта таким образом, чтобы создать связь между пластами.

Способ разработки нефтяной залежи гидроразрывом пласта, включающий разбуривание залежи, коллектор которой состоит по меньшей мере из двух продуктивных пластов, совпадающих полностью или частично в структурном плане, или является слоистым, проектирование и проведение гидроразрыва пласта, пуск скважин в работу, отбор продукции пластов добывающими скважинами, отличающийся тем, что подбирают залежь, в которой прослои неколлектора, разделяющие продуктивные пласты, составляют толщину не более 50 м, скважины бурят с расстоянием 300-400 м между стволами, после бурения каждую скважину перфорируют напротив одного из пластов, отрабатывают, пока обводненность продукции не достигнет по меньшей мере 5%, затем проводят микробиологический анализ ДНК бактерий в добываемой жидкости каждой скважины, при отличии набора ДНК бактерий одного пласта от другого в соседних скважинах более чем на 5% в скважинах проводят гидроразрыв пласта таким образом, чтобы создать связь между пластами.