Способ разработки нефтяной низкопроницаемой залежи Российский патент 2025 года по МПК E21B43/17 E21B43/30 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке чисто нефтяных залежей с низкопроницаемыми коллекторами.

Известен способ разработки слабопроницаемого пласта нефтяной залежи (патент RU №2713026, МПК E21B 43/16, 43/26, опубл. 03.02.2020), включающий подбор залежи, в которой средняя абсолютная проницаемость нефтенасыщенного пласта составляет не более 2 мД, бурение в данном пласте системы вертикальных и горизонтальных скважин, цементирование в продуктивном пласте затрубного пространства между эксплуатационной колонной и пластом, вторичное вскрытие пласта, проведение гидравлического разрыва пласта - ГРП и многостадийного гидравлического разрыва пласта - МГРП, применение пакеров, отбор продукции из скважин. Подбирают залежь, где выше или ниже нефтенасыщенного пласта имеется водонасыщенный пласт, причем между указанными нефтенасыщенным и водонасыщенным пластами имеется пропласток не коллектора общей толщиной не более 30 м, после проведения в нефтенасыщенном пласте первоначального МГРП в горизонтальных скважинах и первоначального ГРП в вертикальных скважинах все скважины пускают в добычу и эксплуатируют до снижения пластового давления в среднем по залежи до (1…1,2)·Pнас, где Pнас - давление насыщения нефти газом, затем проводят повторный МГРП в каждой второй горизонтальной скважине и повторный ГРП во всех вертикальных скважинах, причем высоту трещин выполняют таким образом, чтобы трещинами пройти пласт не коллектора и вовлечь водонасыщенный пласт в эксплуатацию, проводят опробование каждой скважины повторного ГРП и МГРП, при получении притоков нефти данные скважины отрабатывают на нефть, после чего все скважины оставляют на перераспределение пластового давления сроком до 2 месяцев, затем пускают в добычу горизонтальные скважины, в которых не проводили повторный МГРП, при этом скважины, в которых проводили повторный МГРП, используют для целей поддержания пластового давления, где обеспечивают самопроизвольное перекачивание воды из водонасыщенного пласта в нефтенасыщенный пласт за счет разницы давлений.

Недостатком способа является низкий коэффициент охвата на залежи за счет высокой плотности сетки скважин.

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), включающий бурение горизонтальных добывающих скважин, с рядным размещением скважин и ориентацией горизонтальных стволов в направлении минимальных горизонтальных напряжений пласта, и выполнение многостадийного гидроразрыва пласта (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.

Недостатком способа является бурение наклонно-направленных горизонтальных скважин, так как они не осуществляют равномерного вытеснения нефти в условиях низкопроницаемых коллекторов.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяных низкопроницаемых залежей (патент RU №2695906, МПК E21B 43/20, опубл. 29.07.2019, бюл. №22), включающий бурение горизонтальных скважин, разделение горизонтальных стволов пакерами, закачку в нагнетательные скважины рабочего агента с созданием вертикально-латерального вытеснения, отбор продукции из добывающих скважин.

Выбирают залежь с общей нефтенасыщенной толщиной пласта не менее 50 м, бурят по меньшей мере одну пару горизонтальных скважин - добывающую и нагнетательную, горизонтальный ствол нагнетательной скважины размещают у кровли продуктивного пласта, горизонтальный ствол добывающей скважины – возле подошвы пласта при отсутствии водо-нефтяного контакта и на расстоянии не менее 10 м от водо-нефтяного контакта при его наличии, причем в горизонтальной плоскости оси горизонтальных стволов располагают на минимальном расстоянии 250-500 м под углом не более 45° друг к другу, а в вертикальной плоскости - на расстоянии, зависящем от толщины пласта, и под углом не более 15°, после первоначального отбора продукции пласта и снижения пластового давления до уровня не ниже давления насыщения нефти газом, в нагнетательные скважины начинают вести совместную и/или последовательную закачку воды и газа, причем соотношение воды и газа определяют по результатам лабораторных исследований по нефтевытеснению и гидродинамического моделирования с объемами воды и газа, доступными для закачки в районе данной залежи и с достижением максимальной нефтеотдачи, прорыв рабочего агента к добывающим скважинам, а также недопущение снижения пластового давления ниже давления насыщения нефти газом контролируют режимами и временем работы всех скважин залежи.

Недостатками данного способа являются:

- низкая эффективность, так как не учитывают отключение участков горизонтальных скважин в случае обводнения, при обводнении одного интервала горизонтального ствола изолировать приток воды практически невозможно;

- относительно небольшой объем дренируемых пород у горизонтальных добывающих скважин, охват выработкой запасов нефти в пласте по всему продуктивному пласту, вследствие применения одноствольных горизонтальных скважин.

Технической задачей предлагаемого способа является повышение нефтеизвлечения низкопроницаемой залежи.

Техническим результатом способа является повышение нефтеизвлечения низкопроницаемой залежи за счет максимального охвата дренированием залежи по площади и разрезу, равномерного вытеснения нефти из нефтенасыщенного пласта, высокого темпа отбора нефти и увеличения продуктивности скважин.

Технический результат достигается способом разработки нефтяной низкопроницаемой залежи, включающим бурение горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин с рядным размещением параллельно друг другу, разделение горизонтальных стволов пакерами, закачку в нагнетательные скважины рабочего агента, отбор продукции из добывающих скважин.

Новым является то, что предварительно определяют начальное пластовое давление, водонефтяной контакт - ВНК, бурение осуществляют в два ряда добывающих скважин, расположенные параллельно и симметрично между рядами нагнетательных скважин, при этом расстояние между нагнетательными скважинами в рядах и от ближайшего ряда добывающих скважин выдерживают 200 м, расстояние между добывающими скважинами в рядах - 150 м, добывающие скважины выполняют с двумя горизонтальными стволами, расположенными в одной плоскости на одном уровне, с углом между стволами 40-50°, с длиной горизонтальных стволов 500-550 м, при этом первый горизонтальный ствол добывающей скважины расположен выше подошвы пласта на 3 м или выше ВНК на 5 м и углом по вертикали не более 15°, второй ствол - ниже кровли пласта на 2 м и под углом по вертикали не более 10°, нагнетательные скважины выполняют с длиной горизонтального ствола - 450-500 м, далее в каждый ствол добывающих скважин устанавливают пять водонабухающих пакеров на расстоянии от 50 до 100 м относительно друг друга, начиная от «носка» ствола, затем во всех добывающих и нагнетательных скважинах проводят многостадийный гидравлический разрыв нефтяного пласта, закачку в нагнетательные скважины рабочего агента производят в постоянном режиме при давлении 13 МПа, выше давления смыкания трещин, с постоянным контролем пластового давления, при изменении пластового давления от начального на 0,5 МПа на геомеханическом и гидродинамическом симуляторах определяют циклический режим закачки, далее корректируют циклический режим закачки в нагнетательные скважины рабочего агента.

На чертеже изображена схема сетки скважин, по которой разрабатывают нефтяную залежь, где 1 - горизонтальная добывающая скважина, 2 - горизонтальная нагнетательная скважина.

Сущность способа заключается в следующем.

Предварительно определяют начальное пластовое давление, водонефтяной контакт - ВНК.

Бурение осуществляют в два ряда добывающих скважин, расположенные параллельно и симметрично между рядами нагнетательных скважин.

При этом расстояние между нагнетательными скважинами в рядах и от ближайшего ряда добывающих скважин выдерживают 200 м, расстояние между добывающими скважинами в рядах - 150 м.

Добывающие скважины выполняют с двумя горизонтальными стволами, расположенными в одной плоскости на одном уровне, с углом между стволами 40-50° с длиной горизонтальных стволов 500-550 м.

При этом первый горизонтальный ствол добывающей скважины расположен выше подошвы пласта на 3 м или выше ВНК на 5 м и углом по вертикали не более 15°. Второй ствол - ниже кровли пласта на 2 м и под углом по вертикали не более 10°.

Разработанная сетка скважин максимально охватывает дренированием залежь по площади путём использования горизонтальной технологии и разрезу (вертикали) вследствие увеличения объёма дренируемой породы вокруг горизонтального ствола скважины и создает равномерный фронт вытеснения нефти из низкопроницаемого нефтенасыщенного пласта.

Нагнетательные скважины выполняют с длиной горизонтального ствола 450-500 м. Такое расположение нагнетательным скважин избегает преждевременного прорыва воды от нагнетательных скважин к добывающим.

Далее в каждый ствол добывающих скважин устанавливают пять водонабухающих пакеров на расстоянии от 50 до 100 м относительно друг друга, начиная от «носка» ствола. При достижении обводненности 98% происходит набухание пакера и отключается обводнившийся участок горизонтального ствола.

Затем во всех добывающих и нагнетательных скважинах проводят многостадийный гидравлический разрыв нефтяного пласта в две стадии. Две стадии увеличивают площади дренажа, время между стадиями составляет 4 суток и время самой стадии от 60 до 120 минут. Подключают к дренированию максимально возможную толщину в неоднородной нефтеносной залежи.

Закачку в нагнетательные скважины рабочего агента производят в постоянном режиме при давлении 13 МПа, выше давления смыкания трещин, с постоянным контролем пластового давления. При пластовом давлении ниже начального происходит смыкание трещин. При пластовом давлении выше начального происходит разубоживание запасов, т.е. флюид вытесняется за нефтенасыщенный контур и дальнейшее извлечение запасов невозможно.

При изменении (увеличении или уменьшении) пластового давления от начального на 0,5 МПа на геомеханическом и гидродинамическом симуляторах определяют циклический режим закачки, анализируя промысловые данные скважин (забойное давление, обводненность, отбор жидкости, компенсация отбора жидкости, фронт вытеснения и т.д.) в симуляторах.

Далее корректируют циклический режим закачки в нагнетательные скважины рабочего агента для избегания избыточного давления в пласте. При продвижении фронта вытеснения продолжительность цикла закачки увеличивают, а частоту закачки - уменьшают. Корректировка обеспечивает высокий темп отбора нефти, увеличение продуктивности добывающих скважин.

Осуществляют отбор продукции из добывающих скважин.

Пример конкретного выполнения

Разбуривают низкопроницаемую залежь нефти со следующими характеристиками: средняя глубина залегания кровли пласта - 1105,8 м, общая толщина продуктивного пласта 32 м, эффективная нефтенасыщенная толщина 12,3 м, начальное пластовое давлением 11,3 МПа, нефтенасыщенность 0,87 доли ед., пористость 12%, проницаемость 0,011 мкм², плотность нефти 891 кг/м³ и вязкость 22,4 мПа·с. По данным исследования керна определяют направление трещин и по результатам геофизических исследований определяют ВНК по залежи на отметке - 943,8 м.

Разбурили в два ряда добывающих скважин, расположенные параллельно и симметрично между рядами нагнетательных скважин. При этом расстояние между нагнетательными скважинами в рядах и от ближайшего ряда добывающих скважин выдержали 200 м, расстояние между добывающими скважинами в рядах - 150 м. Добывающие скважины выполнили с двумя горизонтальными стволами, расположенными в одной плоскости на одном уровне, с углом между стволами 48° с длиной горизонтальных стволов 550 м. При этом первый горизонтальный ствол добывающей скважины расположен на абс. отм. - 938,8 м и углом по вертикали 14°. Второй ствол - на абс. отм. - 913,8 м и под углом по вертикали не более 9°. Нагнетательные скважины выполняют с длиной горизонтального ствола - 450 м.

Далее в каждый ствол добывающих скважин установили пять водонабухающих пакеров на расстоянии от 90 м относительно друг друга, начиная от «носка» ствола.

Затем во всех добывающих и нагнетательных скважинах провели многостадийный гидравлический разрыв нефтяного пласта в две стадии.

Закачали в нагнетательные скважины рабочий агент в постоянном режиме с компенсацией 105% при поддержании пластового давления на уровне начального 11,3 МПа, выше давления смыкания трещин с постоянным контролем пластового давления.

Пластовое давление увеличилось от первоначального на 0,5 МПа. На геомеханическом и гидродинамическом симуляторах определили циклический (оптимальный) режим закачки. Далее скорректировали режим закачки в нагнетательные скважины рабочего агента с понижением компенсации на 10% до уровня 95%. Осуществляли отбор продукции из добывающих скважин.

Пластовое давление уменьшилось от первоначального на 0,5 МПа. На геомеханическом и гидродинамическом симуляторах определили циклический (оптимальный) режим закачки. Далее скорректировали режим закачки в нагнетательные скважины рабочего агента увеличили компенсацию на 10% до уровня 105%. Осуществляли отбор продукции из добывающих скважин.

За 10 лет эксплуатации добывающей скважины всего добыто 90 тыс. т нефти и 18,0 тыс. т воды. При известном способе-прототипе средний дебит разветвленной горизонтальной скважины составит 12,5 т/сут. Накопленная добыча за 10 лет по известному способу составит: 45 тыс. т нефти и 57 тыс. т воды. За счет меньшего охвата дренированием разреза при известном способе и меньшего дебита скважины за 10 лет будет добыто нефти на 45 тыс. т меньше. Текущее нефтеизвлечение за 10 лет эксплуатации по рассматриваемому участку по известному способу составит 2,5%, а по предлагаемому способу 5,0%. В два раза увеличилось текущее нефтеизвлечение за 10 лет эксплуатации.

Использование данного способа повысит нефтеизвлечение низкопроницаемой залежи за счет максимального охвата дренированием залежи по площади и разрезу, равномерного вытеснения нефти из нефтенасыщенного пласта, высокого темпа отбора нефти и увеличения продуктивности скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке чисто нефтяных залежей с низкопроницаемыми коллекторами. Технической задачей предлагаемого способа является повышение нефтеизвлечения низкопроницаемой залежи. Техническим результатом способа является повышение нефтеизвлечения низкопроницаемой залежи за счет максимального охвата дренированием залежи по площади и разрезу, равномерного вытеснения нефти из нефтенасыщенного пласта, высокого темпа отбора нефти и увеличения продуктивности скважин. Способ разработки нефтяной низкопроницаемой залежи включает бурение горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин с рядным размещением параллельно друг другу, разделение горизонтальных стволов пакерами, закачку в нагнетательные скважины рабочего агента, отбор продукции из добывающих скважин. Предварительно определяют начальное пластовое давление, водонефтяной контакт - ВНК, бурение осуществляют в два ряда добывающих скважин, расположенные параллельно и симметрично между рядами нагнетательных скважин, при этом расстояние между нагнетательными скважинами в рядах и от ближайшего ряда добывающих скважин выдерживают 200 м, расстояние между добывающими скважинами в рядах - 150 м, добывающие скважины выполняют с двумя горизонтальными стволами, расположенными в одной плоскости на одном уровне, с углом между стволами 40-50°, с длиной горизонтальных стволов 500-550 м, при этом первый горизонтальный ствол добывающей скважины расположен выше подошвы пласта на 3 м или выше ВНК на 5 м и углом по вертикали не более 15°, второй ствол - ниже кровли пласта на 2 м и под углом по вертикали не более 10°, нагнетательные скважины выполняют с длиной горизонтального ствола - 450-500 м, далее в каждый ствол добывающих скважин устанавливают пять водонабухающих пакеров на расстоянии от 50 до 100 м относительно друг друга, начиная от «носка» ствола, затем во всех добывающих и нагнетательных скважинах проводят многостадийный гидравлический разрыв нефтяного пласта, закачку в нагнетательные скважины рабочего агента производят в постоянном режиме при давлении 13 МПа, выше давления смыкания трещин, с постоянным контролем пластового давления, при изменении пластового давления от начального на 0,5 МПа на геомеханическом и гидродинамическом симуляторах определяют циклический режим закачки, далее корректируют циклический режим закачки в нагнетательные скважины рабочего агента. Использование данного способа повысит нефтеизвлечение низкопроницаемой залежи за счет максимального охвата дренированием залежи по площади и разрезу, равномерного вытеснения нефти из нефтенасыщенного пласта, высокого темпа отбора нефти и увеличения продуктивности скважин. 1 ил.

Способ разработки нефтяной низкопроницаемой залежи, включающий бурение горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин с рядным размещением параллельно друг другу, разделение горизонтальных стволов пакерами, закачку в нагнетательные скважины рабочего агента, отбор продукции из добывающих скважин, отличающийся тем, что предварительно определяют начальное пластовое давление, водонефтяной контакт - ВНК, бурение осуществляют в два ряда добывающих скважин, расположенные параллельно и симметрично между рядами нагнетательных скважин, при этом расстояние между нагнетательными скважинами в рядах и от ближайшего ряда добывающих скважин выдерживают 200 м, расстояние между добывающими скважинами в рядах - 150 м, добывающие скважины выполняют с двумя горизонтальными стволами, расположенными в одной плоскости на одном уровне, с углом между стволами 40-50°, с длиной горизонтальных стволов 500-550 м, при этом первый горизонтальный ствол добывающей скважины расположен выше подошвы пласта на 3 м или выше ВНК на 5 м и углом по вертикали не более 15°, второй ствол - ниже кровли пласта на 2 м и под углом по вертикали не более 10°, нагнетательные скважины выполняют с длиной горизонтального ствола - 450-500 м, далее в каждый ствол добывающих скважин устанавливают пять водонабухающих пакеров на расстоянии от 50 до 100 м относительно друг друга, начиная от «носка» ствола, затем во всех добывающих и нагнетательных скважинах проводят многостадийный гидравлический разрыв нефтяного пласта, закачку в нагнетательные скважины рабочего агента производят в постоянном режиме при давлении выше давления смыкания трещин с постоянным контролем пластового давления, при изменении пластового давления от начального на 0,5 МПа определяют циклический режим закачки на геомеханическом и гидродинамическом симуляторах, далее корректируют циклический режим закачки в нагнетательные скважины рабочего агента.