Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами Российский патент 2024 года по МПК E21B43/18 E21B43/26 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки трудноизвлекаемых запасов нефти плотных неоднородных по проницаемости залежей на поздней стадии, а именно карбонатных залежей башкирского яруса.

Известен способ разработки залежи (статья «Новые подходы к применению горизонтальных скважин при заводнении», Socar Proceedings, 2023 г.), включающий размещение в направлении минимальных горизонтальных напряжений пласта горизонтального ствола нагнетательной скважины, выполняют многостадийный ГРП с созданием поперечных стволу трещин. Добывающие горизонтальные скважины бурят вдоль направления максимальных горизонтальных напряжений, выполняют многостадийный ГРП с созданием продольных стволу трещин и размещают посередине между точками инициации трещин ГРП нагнетательной скважины на расстоянии, превышающем 150 м от траектории трещин нагнетательной скважины. Таким образом минимизируется риск пересечения траектории трещин авто-ГРП при нагнетании с траекторией добывающей скважины.

Недостатком этого способа является то, что в направлении минимальных горизонтальных напряжений пласта размещают сразу нагнетательную горизонтальную скважину без отработки на нефть.

Не учтено смещение от азимута в направлении максимальной проницаемости нефтенасыщенных пород.

Небольшой объем дренируемой породы вокруг горизонтальных добывающих скважин. Все это снижает нефтеотдачу месторождения и экономический эффект от применения данной технологии.

Известен способ разработки залежи неоднородного нефтяного объекта с водонефтяными зонами (патент RU №2282022, МПК E21B 43/20, опубл. 20.08.2006), включающий замеры добычи нефти, воды и закачки воды для уточнения текущих условий разработки и моделирования процесса разработки залежи, определение минимального расстояния от вскрытого интервала до водонефтяного контакта, при котором не происходит преждевременного обводнения продукции скважины, бурение разветвленных горизонтальных и/или субгоризонтальных скважин, при этом основной горизонтальный и/или субгоризонтальный ствол располагают выше водонефтяного контакта на минимальном расстоянии, обеспечивающем безводный период эксплуатации скважин, а горизонтальные и/или субгоризонтальные, и/или вертикальные разветвления бурят по восходящему профилю с тем же азимутом, что и у основного горизонтального и/или субгоризонтального ствола и/или с отходом от него в сторону кровли продуктивного пласта или пропластка.

Согласно этому способу расположение основных горизонтальных и/или субгоризонтальных стволов скважин и размещение разветвлений обеспечивает сокращение попутно добываемой воды и увеличение срока работы скважин. Способ позволяет повысить коэффициент вытеснения.

Недостатком этого способа является: часть пласта ниже основного горизонтального ствола остается не дренируемой и при обводнении одного интервала основного горизонтального и/или субгоризонтального ствола изолировать приток воды проблематично, практически невозможно. Все это снижает нефтеотдачу месторождения и экономический эффект от применения данной технологии. А также большие затраты на бурение горизонтальных ответвлений.

Также известен способ разработки нефтяных низкопроницаемых залежей с применением горизонтальных скважин с поперечно-направленными трещинами гидроразрыва пласта (патент RU № 2515628, МПК E21B 43/18, 43/30, опубл. 20.05.2014 в бюл. №14), включающий бурение горизонтальных добывающих скважин, с рядным размещением скважин и ориентацией горизонтальных стволов в направлении минимальных горизонтальных напряжений пласта, и выполнение многостадийного ГРП на указанных горизонтальных добывающих скважинах. Параллельно рядам добывающих горизонтальных скважин, с чередованием через один ряд, бурят ряды нагнетательных наклонно-направленных 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.

Недостатками данного способа является то, что основная выработка запасов идет в зоне максимальной проницаемости, не охватывая зону минимальных проницаемостей. Возможно опережающее обводнение пласта за счет расположения скважин с чередованием через один ряд.

Также известен способ разработки низкопроницаемого коллектора с поочередной инициацией трещин авто- ГРП (патент RU № 2745058, МПК E21B 43/267, опубл. 18.03.2021 в бюл. №8), включающий: проведение многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП) с использованием жидкости ГРП, содержащей расклинивающий агент, по меньшей мере в двух скважинах, горизонтальные стволы которых расположены со смещением по азимуту от 20 до 160 град. относительно направления максимального горизонтального напряжения в пласте, определение давления смыкания при проведении исследований по крайней мере в одной скважине, в дальнейшем используемой в качестве нагнетательной скважины, и осуществление добычи; использование по крайней мере одной из вышеупомянутых скважин в качестве нагнетательной скважины путем закачки в нее рабочей жидкости с превышением давления закачки над давлением гидравлического разрыва пласта (ГРП); обеспечение прорыва рабочей жидкости из нагнетательной скважины по крайней мере по одной трещине авто- ГРП по крайней мере в одну скважину, находящуюся в режиме добычи (добывающая скважина); осуществление добычи из добывающей скважины и остановка нагнетательной скважины при достижении обводненности флюида в добывающей скважине от 60% до 95%; продолжение добычи из добывающей скважины и регистрацию снижения забойного давления в нагнетательной скважине; при достижении в нагнетательной скважине значения давления смыкания или ниже этого значения осуществление повторения предыдущих четырех стадий до активации по меньшей мере еще одной трещины авто- ГРП в данной нагнетательной скважине.

Недостатком данного способа является то, что возможно преждевременное обводнение в связи с тем, что не учтено расположение и расстояние добывающих скважин с направлением трещин ГРП.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяных низкопроницаемых залежей (патент RU №2547848, МПК E21B 43/263, 43/30, опубл. 10.04.2015 в бюл. №10), включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин по рядной системе разработки, с проведением гидроразрыва пласта (ГРП) на всех скважинах, размещая ряды нагнетательных и добывающих скважин параллельно и с чередованием через один в направлении максимальных горизонтальных напряжений пласта. Добывающие и нагнетательные скважины бурят с горизонтальными стволами в направлении максимальных горизонтальных напряжений с проведением на них многостадийного ГРП.

Недостатками данного способа является:

- низкая эффективность вследствие использования шаблонной рядной системы разработки, которая может оказаться не эффективной в карбонатной залежи башкирского яруса, где важно учитывать реологические параметры продуктивного пласта. Часть пласта ниже основного горизонтального ствола остается не дренируемой, возможно преждевременное обводнение пласта за счет фронта вытеснения от расположенных нагнетательных скважин по обе стороны от добывающей;

- низкая продуктивность способа, связанная с ограничением длины трещины ГРП в зависимости от особенностей профиля механических свойств и количеством стадий при фиксированной длине горизонтального ствола скважины ввиду продольного расположения к стволу трещин ГРП.

Техническим результатом является обеспечение равномерного вытеснения нефти из нефтенасыщенного пласта, высокий темп отбора нефти и увеличение продуктивности скважин за счет применения разработанной сетки скважин, которая позволяет учитывать максимальный охват дренированием залежи по площади путём использования горизонтальной технологии и разрезу путём увеличения объёма дренируемой породы вокруг горизонтального ствола скважины с использованием глубокой перфорации, подключая к дренированию максимально возможную толщину в неоднородной нефтеносной залежи.

Технический результат достигается способом разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами, включающим определение направлений максимальной проницаемости нефтенасыщенных пород, бурение добывающих скважин с горизонтальными стволами в направлении максимальной проницаемости с проведением на них многостадийного гидроразрыва пласта, бурением дополнительных горизонтальных скважин перпендикулярно направлению максимальной проницаемости нефтенасыщенных пород и между трещин ГРП с глубокой перфорацией по всему горизонтальному стволу.

Новым является то, что предварительно определяют начальное пластовое давление, направление максимальной проницаемости нефтенасыщенных пород и водонефтяной контакт - ВНК, горизонтальные стволы добывающих скважин бурят со смещением по азимуту не более 20° в направлении максимальной проницаемости нефтенасыщенных пород или по их направлению, производят добычу продукции из добывающих скважин, при обводнении продукции выше 98% добывающие скважины переводят в нагнетательные скважины, выполняют многостадийный ГРП с созданием перпендикулярных стволу трещин, при этом бурят дополнительные добывающие скважины с горизонтальными стволами длиной не менее 350 м и/или длиной, соответствующей расстоянию между двух дополнительных горизонтальных скважин, горизонтальные стволы добывающих скважин располагают перпендикулярно направлению максимальной проницаемости нефтенасыщенных пород, параллельно ВНК на расстоянии не менее 3 м от ВНК и между трещин ГРП с расстоянием, превышающим 150 м от траектории трещин ГРП, производят перфорацию по всему горизонтальному стволу по спирали глубиной 1,8-2,0 м каждое отверстие и расстоянием друг от друга от 8 до 10 м в каждой скважине. При снижении на 40% пластового давления от начального пластового давления в переведенных нагнетательных скважинах начинают закачку воды в пласт объемом 1,2 от объема добываемой продукции, поддерживая пластовое давление на уровне начального.

На фиг. 1 изображена схема сетки скважин, по которой разрабатывают нефтяную залежь, где 1 - горизонтальная добывающая скважина, переводимая в дальнейшем в нагнетательную скважину, 2 - трещина ГРП, 3 - дополнительная горизонтальная добывающая скважина.

Сущность способа заключается в следующем.

Предварительно определяют начальное пластовое давление. Определяют направление максимальной проницаемости нефтенасыщенных пород, ВНК.

Горизонтальные стволы добывающих скважин 1 бурят со смещением по азимуту не более 20° в направлении максимальной проницаемости нефтенасыщенных пород или по их направлению. Расположение добывающих скважин 1 с минимальным отклонением или по направлению максимальной проницаемости создает в карбонатной залежи башкирского яруса зону между скважинами, при которой обеспечивается первоначальная максимально возможная выработка продуктивного пласта за счет учета реологических параметров продуктивного пласта, при которых пластовый флюид, находящийся в матрице карбонатного пласта башкирского яруса, не блокируется водой, фильтрующейся по трещинам. А также позволяет в процессе дальнейшего многостадийного ГРП получить продольные трещины гидроразрыва.

Производят добычу продукции из добывающих скважин 1 с замером обводненности.

При обводнении продукции выше 98% горизонтальные добывающие скважины 1 переводят в нагнетательные скважины.

В переведенных нагнетательных скважинах выполняют многостадийный ГРП с созданием перпендикулярных стволу трещин 2.

При этом бурят дополнительные добывающие скважины 3 с горизонтальными стволами длиной не менее 350 м и/или длиной, соответствующей расстоянию между двух дополнительных горизонтальных скважин. Горизонтальные стволы добывающих скважин 3 располагают перпендикулярно направлению максимальной проницаемости нефтенасыщенных пород, параллельно ВНК на расстоянии не менее 3 м от ВНК в водонефтяной зоне и между трещин ГРП с расстоянием, превышающим 150 м от траектории трещин ГРП. Такое расположение дополнительных добывающих скважин 3 минимизирует риск пересечения траектории трещин ГРП при нагнетании вытесняющего агента с траекторией добывающей скважины, а также увеличит максимальный охват дренированием залежи по площади и объем дренируемой породы продуктивного пласта вокруг горизонтальных добывающих скважин, как следствие увеличение продуктивности скважин.

В дополнительных добывающих горизонтальных скважинах 3 производят перфорацию по всему горизонтальному стволу по спирали глубиной 1,8-2,0 м каждое отверстие и расстоянием друг от друга от 8 до 10 м в каждой скважине. Такая перфорация позволяет вовлечь запасы углеводородов, которые вырабатываются по каким-либо причинам значительно медленнее или практически не вырабатываются вовсе при существующих мерах воздействия на пласт, то есть выработать в пласте застойные и слабодренируемые зоны нефтяной залежи. Увеличивают объём дренируемой породы, подключая к дренированию максимально возможную толщину в неоднородной нефтеносной залежи. Таким образом создают активную систему разработки с применением заводнения на объектах карбонатной залежи башкирского яруса с крайне низкой проницаемостью, обеспечивая длительный безводный период эксплуатации добывающих скважин.

Далее производят добычу нефти из дополнительных добывающих скважин 3.

При снижении пластового давления на 40% от начального пластового давления, чтобы избежать смыкание естественных трещин, начинают закачку воды в нагнетательные горизонтальные скважины. В результате многостадийного ГРП при таком пластовом давлении происходит развитие трещины гидроразрыва в основном в длину.

Воду закачивают в пласт объемом 1,2 от объема добываемой продукции, поддерживая пластовое давление на уровне начального. Таким образом восполняют энергию продуктивного пласта. Определенный объем закачки обеспечивает увлечение из скважины нагнетаемого вытесняющего агента с нефтью, подтягивание нефти к зоне, расположенной между плоскостью ВНК и интервалом перфорации в дополнительных добывающих скважинах, искусственно создавая таким образом нефтеводонасыщенную зону. Обеспечивают высокий темп отбора нефти.

Пример конкретного выполнения

Предварительно определили начальное пластовое давление 8,4 МПа. Провели гидродинамические исследования (гидропрослушивание) и определили направление максимальной проницаемости нефтенасыщенных пород, Определили ВНК на отметке 723 м.

Горизонтальные стволы добывающих скважин 1 пробурили вдоль направления максимальной проницаемости. Произвели добычу продукции из добывающих скважин с замером обводненности. Дебит нефти двух горизонтальных добывающих скважин 1 на участке составил 42 т/сут.

При обводнении продукции 98% добывающие горизонтальные скважины 1 перевели в нагнетательные скважины. Выполнили многостадийный ГРП с созданием перпендикулярных стволу трещин.

При этом пробурили дополнительные добывающие скважины 3 с горизонтальными стволами, расположенными на расстоянии 350 м друг от друга и перпендикулярно направлению максимальной проницаемости нефтенасыщенных пород, параллельно ВНК на отметке - 719 м и между трещин ГРП с расстоянием в 160 м от траектории трещин ГРП.

В дополнительных добывающих скважинах 3 произвели перфорацию по всему горизонтальному стволу по спирали глубиной отверстий 1,8 м каждый и расстоянием друг от друга 9 м. Ведут добычу нефти с суммарным дебитом двух горизонтальных добывающих скважин на участке 27 т/сут.

При снижении пластового давления до 5 МПа в переведенных нагнетательных скважинах начали закачку воды объемом 51 м³/сут, поддерживая пластовое давление на уровне начального 8,4 МПа.

Далее произвели добычу нефти из дополнительных добывающих скважин. Дебит двух горизонтальных добывающих скважин составил 35 т/сут (пример 1, табл.).

Остальные примеры осуществления способа выполняют аналогично, их условия проведения и результаты приведены в табл. (примеры 2-4).

Таким образом, предлагаемый способ обеспечивает равномерное вытеснение нефти из нефтенасыщенного пласта, высокий темп отбора нефти и увеличение продуктивности скважин за счет применения разработанной сетки скважин, которая позволяет учитывать максимальный охват дренированием залежи по площади путём использования горизонтальной технологии и разрезу путём увеличения объёма дренируемой породы вокруг горизонтального ствола скважины с использованием глубокой перфорации, подключая к дренированию максимально возможную толщину в неоднородной нефтеносной залежи.

Таблица - Условия и результаты осуществления способа разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами

№ примера Начальное пластовое давление, МПа Расположение горизонтальных стволов добывающих скважин Дебит добывающих скважин, т/сут Дебит дополнительных добывающих скважин, т/сут Обводненность в добывающих скважинах, % Длина горизонтального ствола дополнительной добывающий скважины. м Глубина отверстий перфорации, м Расстояние между отверстий перфорации, м Объем вытесняющего агента, м³/сут Давление закачки вытесняющего агента, МПа 1 8,4 вдоль направления максимальной проницаемости 42 35 98 350 1,8 9 51 9,2 2 8,4 со смещением по азимуту 10° в направлении максимальной проницаемости 39,7 33 98 350 1,8 10 51 9,2 3 8,4 со смещением по азимуту 20° в направлении максимальной проницаемости 37,9 37 98 350 2,0 9 51 9,2 8,4 вдоль направления максимальной проницаемости 42 40 98 400 2,0 9 51 9,2 4 8,4 со смещением по азимуту 30° в направлении максимальной проницаемости 28,1 36 98 400 2,0 10 51 9,2

Изобретение относится к способу разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами. Техническим результатом является обеспечение равномерного вытеснения нефти из нефтенасыщенного пласта, высокий темп отбора нефти и увеличение продуктивности скважин. Способ включает определение направлений максимальной проницаемости нефтенасыщенных пород. Также включает бурение добывающих скважин с горизонтальными стволами в направлении максимальной проницаемости с проведением на них многостадийного гидроразрыва пласта. Также включает бурение дополнительных горизонтальных скважин перпендикулярно направлению максимальной проницаемости нефтенасыщенных пород и между трещин ГРП с глубокой перфорацией по всему горизонтальному стволу. Предварительно определяют начальное пластовое давление, направление максимальной проницаемости нефтенасыщенных пород и водонефтяной контакт - ВНК, горизонтальные стволы добывающих скважин бурят со смещением по азимуту не более 20° в направлении максимальной проницаемости нефтенасыщенных пород или по их направлению, производят добычу продукции из добывающих скважин. При обводнении продукции выше 98% добывающие скважины переводят в нагнетательные скважины, выполняют многостадийный ГРП с созданием перпендикулярных стволу трещин. Бурят дополнительные добывающие скважины с горизонтальными стволами длиной не менее 350 м и/или длиной, соответствующей расстоянию между двух дополнительных горизонтальных скважин, горизонтальные стволы добывающих скважин располагают перпендикулярно направлению максимальной проницаемости нефтенасыщенных пород, параллельно ВНК на расстоянии не менее 3 м от ВНК и между трещин ГРП с расстоянием, превышающим 150 м от траектории трещин ГРП, производят перфорацию по всему горизонтальному стволу по спирали глубиной 1,8-2,0 м каждое отверстие и расстоянием друг от друга от 8 до 10 м в каждой скважине. При снижении на 40% пластового давления от начального пластового давления в переведенных нагнетательных скважинах начинают закачку воды в пласт объемом 1,2 от объема добываемой продукции, поддерживая пластовое давление на уровне начального. 1 ил., 1 табл.

Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами, включающий определение направлений максимальной проницаемости нефтенасыщенных пород, бурение добывающих скважин с горизонтальными стволами в направлении максимальной проницаемости с проведением на них многостадийного гидроразрыва пласта - ГРП, бурением дополнительных горизонтальных скважин перпендикулярно направлению максимальной проницаемости нефтенасыщенных пород и между трещин ГРП, с глубокой перфорацией по всему горизонтальному стволу, отличающийся тем, что предварительно определяют начальное пластовое давление, направление максимальной проницаемости нефтенасыщенных пород и водонефтяной контакт – ВНК, горизонтальные стволы добывающих скважин бурят со смещением по азимуту не более 20° в направлении максимальной проницаемости нефтенасыщенных пород или по их направлению, производят добычу продукции из добывающих скважин, при обводнении продукции выше 98% добывающие скважины переводят в нагнетательные скважины, выполняют многостадийный ГРП с созданием перпендикулярных стволу трещин, при этом бурят дополнительные добывающие скважины с горизонтальными стволами длиной не менее 350 м и/или длиной, соответствующей расстоянию между двух дополнительных горизонтальных скважин, горизонтальные стволы добывающих скважин располагают перпендикулярно направлению максимальной проницаемости нефтенасыщенных пород, параллельно ВНК на расстоянии не менее 3 м от ВНК и между трещин ГРП с расстоянием, превышающим 150 м от траектории трещин ГРП, производят перфорацию по всему горизонтальному стволу по спирали глубиной 1,8-2,0 м каждое отверстие и расстоянием друг от друга от 8 до 10 м в каждой скважине, при снижении на 40% пластового давления от начального пластового давления в переведенных нагнетательных скважинах начинают закачку воды в пласт объемом 1,2 от объема добываемой продукции, поддерживая пластовое давление на уровне начального.