способ разработки нефтегазовых месторождений

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтегазового пласта, включающий создание полости гидроразрывом в почве пласта, согласной с его залеганием, с предварительным щелеобразованием, отличающийся тем, что полость создают с раскрытием не менее диаметра скважины для обеспечения превышения величины упругой конвергенции берегов полости и достаточности разгрузки и дезинтеграции продуктивного пласта на всю его мощность и с размерами, большими предельного пролета обнажения, включая предварительное щелеобразование без заполнения полости фильтрующим противосмыкающим материалом.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что предварительное щелеобразование выполняют механическим путем в качестве направляющего вруба.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что на каждую центральную нагнетательную скважину предусматривают шесть добычных скважин, работающих синхронно с центральной скважиной в режиме депрессии и отстоящих от нее на расстоянии диаметра образуемой полости в любом направлении.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к разработке нефтегазовых месторождений и может быть использовано для повышения извлечения нефти и газа из недр, снижения трудоемкости и стоимости горнодобычных процессов.

Предлагаемый способ добычи нефти и газа из пласта не предусматривает заполнение щели догоростоящим фильтрующим материалом. Наоборот, управляя гравитационными силами посредством геометрических параметров образуемой полости, достаточных размеров для их проявления, вызываются оптимальные дезинтеграционные процессы в пласте. Последние осуществляют перераспределение напряженно-деформированного состояния, увеличивая проницаемость и многократно протяженность фильтрующей поверхности, повышая пластовое давление на контуре питания, что приводит к увеличению дебита скважин в десятки раз.

Известен способ разработки нефтяных и газовых месторождений, включающий отбор флюидов из выше- или нижерасположенного разгрузочного горизонтов на расстоянии, не превышающем диаметра депрессионной воронки (Петухов И.М., Марморштейн Л. М. , Кузнецов В.П., Сидоров В.С., Новиков А.А., Макаров Ю.Н. Способ разработки нефтяных и газовых месторождений. 1047234; 6 Е 21 В 43/00, 43/25; 3370254/03, БИ 15, с. 317, 1996).

Недостатками этого аналога являются:

1. Разгрузка пласта-коллектора нефти путем отбора флюидов может увеличить упругое восстановление продуктивного пласта на несколько мм, не более 10-20 мм. Такая разгрузка продуктивного пласта, особенно для мощных пластов, явно недостаточна для значительного увеличения дебита нефтяной скважины.

2. В краевой части депрессионной воронки такая разгрузка вообще не имеет практического значения из-за ассимптоты кривой,

3. Кроме того, снятие давления на пласт путем обезвоживания водонасыщенного пласта может иметь место только в том случае, если он не имеет гидравлической связи с другими водоносными горизонтами.

В качестве прототипа может служить патент Сохошко С.К., Грачев, С.И. Способ образования направленной вертикальной (горизонтальной) трещины при гидроразрыве пласта, патент 98111388/03 от 11.06.98, 7 Е 21 В 43/26. Способ предусматривает сооружение из вертикальной скважины двух горизонтальных стволов в одной плоскости, а перфорацию горизонтальных стволов производят в направлении друг к другу, после производят закачку жидкости для гидроразрыва в оба горизонтальных ствола.

Недостатки этого способа следующие:

1. Поскольку щелеобразование осуществляется из горизонтальных стволов навстречу друг другу, то трещиной в результате перфорации охватывается только сектор, незначительный по площади охвата.

2. Для охвата гидроразрывом всей площади круга необходимо пробурить лучеобразно из вертикальной скважины не две скважины, а 10-12 скважин, что очень трудоемко и дорогостояще.

3. Умалчивается раскрытие щели, ее заполнение. При раскрытии щели до 10-20 мм она мгновенно сомкнется, и существенного влияния на проницаемость оказано не будет.

Целью изобретения является такой способ добычи нефти и газа и порядок эксплуатации скважин, при которых осуществляется значительное повышение извлечения нефти и газа из недр, снижение трудоемкости и стоимости работ.

Поставленная цель достигается тем, что:

1. Способ разработки нефтегазового пласта, включающий создание полости гидроразрывом в почве пласта и согласной с его залеганием, отличающийся тем, что с целью повышения нефтегазоностности пласта полость сооружается с раскрытием, равным не менее диаметра скважины, без заполнения фильтрующим противосмыкающим материалом.

2. Способ разработки нефтегазового пласта по п.1. отличается тем, что размеры сооружаемой щели должны быть больше предельного пролета обнажения, включая предварительное щелеобразование механическим путем в качестве направляющего вруба.

3. Способ разработки нефтегазового пласта по п.1 и п.2 отличается тем, что раскрытие щели должно превышать величину упругой конвергенции берегов щели, быть достаточной для разгрузки и дезинтеграции продуктивного пласта на всю его мощность.

4. Способ разработки нефтегазового пласта по п.1. отличается тем, что предусматривает на каждую центральную нагнетательную скважину шесть добычных скважин, работающих синхронно с центральной скважиной в режиме депрессии и отстоящих от центральной на расстоянии диаметра образуемой полости в любом направлении.

Выявленные отличительные признаки не обнаружены в известных способах разработки нефтегазовых пластовых месторождений, следовательно, предлагаемое техническое решение отвечает критерию "существенные отличия".

Предлагаемый способ разработки нефтегазового пласта реализуется следующим образом. Исходя их горногеологических условий геомеханической ситуации разработки нефтегазового месторождения определяют проектные параметры сооружаемой полости. Вертикальная мощность щели определяется конечным диаметром вертикальной скважины, например, равная 02 м, и высотой свода h_с естественного равновесия, являющейся граничным контуром дезинтеграции пород 3 (фиг. 1). Высота свода естественного равновесия h_с должна быть больше или равна мощности продуктивного пласта. Свод естественного равновесия может образоваться в виде трещин при наличии нефти в порах слоистых плотных пород или в виде эллиптической формы при содержании нефти в пласте-коллекторе. И в том, и в другом случае в зоне дезинтеграции проницаемость будет увеличенной, особенно в пласте с трещинами-коллекторами, которые при прогибе пласта раскроются.

Предельный пролет обнажения определяется по формуле:



R_о - радиус предельного пролета обнажения, м;

h - мощность нефтегазового пласта, м;

Р - максимальная нагрузка, т/м²;

- коэффициент Пуассона;

_p - предельное сопротивление на разрыв, т/м².

При этом максимальный прогиб пласта, защемленного по круговому контуру, определяется по формуле:



где



Е - модуль упругости, т/м².

Радиус щелеобразования R должен быть более R_о, что обеспечивает процесс трещинообразования продуктивного пласта, а упругий прогиб ^max<m.


где _э - эффективное напряжение в пласте, т/м²;

d_э - эффективный гидравлический диаметр, d_э=2.

Приведенное соотношение позволяет оценить соответствие R, образуемой гидроразрывом, ее раскрытию m. Например, согласно расчету при раскрытии щели m=0,2 м радиус полости гидроразрыва равен 95 м.

Расчет зарядов ВВ осуществляется по известным формулам динамики взрыва при условии, что пороговое давление, обеспечивающее условие горизонтального щелеобразования, не будет превышено давлением взрывной волны. Гидроразрыв пласта осуществляется в условиях уравновешивания пластового давления давлением водой в скважине, что позволяет при меньших зарядах ВВ достичь максимального эффекта с использованием порошкообразных ВВ с пороховой составляющей. Конструкция заряда ВВ представляет гиперболоидный цилиндр высотой 0,5 м, боковые поверхности которого служат емкостями зарядов и отражателя взрывной волны одновременно. Заряд ВВ в виде полых канатов с порохом и участками детонирующих шнуров наматывается кольцами с разделением замедлителями.

Перед щелеобразованием специальной насадкой на колонну сооружается дискообразная врубовая щель 1 (фиг.1) с раскрытием, равным диаметру скважины в забое, с проникновением в массив до 5 м. Предварительно выполненная врубовая щель является направляющей для дальнейшего щелеобразования 2 гидроразрывом до проектного радиуса 2 (см. фиг.1).

В результате конвергенции берегов образованной полости, обрушения и дезинтеграции продуктивного пласта возникают зоны разгрузки-нагружения как следствие изменения напряженно-деформированного состояния массива, находящегося в гравитационном поле. В результате этого пористость нефтенасыщенного пласта увеличивается: незначительно (2%-5%) для монолитных пористых пород, деформирующихся без разрывов сплошности, и существенно для продуктивного пласта-коллектора с образованием трещин.

Расчеты показывают для нефтегазоносного пласта мощностью 10 м, деформирующегося с разрывами, и m=0,2 м дополнительное раскрытие трещин составит 1,6 мм/м. Значительное увеличение дебита скважины дает увеличение радиуса питания, протяженности контура обнажения в вертикальном сечении 3 (фиг.1), отличном от нормальной мощности пласта m (фиг.1). При трапецевидном своде естественного равновесия в пределах мощности пласта это дает увеличение контура обнажения на величину hcosec(45+/2), где - угол внутреннего трения, h - мощность нефтегазового пласта, при эллиптическом своде - на величину



где h_c - высота свода естественного равновесия, м.

Расщепление нефтегазового пласта создает зону разгрузки верхней части пласта 3 (фиг.1) и соответствующее нагружение по краям обнажения, превышающее h.

В зависимости от параметров свода естественного равновесия нагружение по контуру образованной полости будет меняться в пределах 1,05-1,15 h, увеличивая перепад давления на эту величину на контурах питания и стока.

Определение дебита скважины осуществляем по формуле Дюпюи для плоскорадиального потока совершенной скважины. Осуществим сравнительную оценку дебитов скважины по предлагаемому способу Q¹ и при стандартном торпедировании скважин Q. Произведем необходимые расчеты эффективности предложенной технологии в наихудшем и в наилучшем вариантах для нефтегазовых месторождений Западной Сибири на глубине 2 км с мощность пласта 10 м.

При наихудшем варианте (без повышения проницаемости и удлинения контура питания):



При наилучшем варианте:



где k - коэффициент проницаемости, D;

h - мощность пласта или высота фильтрующего потока, м;

- коэффициент вязкости нефти, газа;

Р - перепад давления на контуре питания и скважины;

R_k - радиус контура питания, м;

r"_c - приведенный радиус скважины, м;

R"_k - радиус контура питания по предлагаемому способу, м;

R"_c - приведенный радиус щели, м.

Расположение нагнетательных и добычных скважин показано на фиг.2. Расстояние добычных скважин 2 (фиг.2) от центральной нагнетательной скважины 1 (фиг.2) в любом направлении равняется 2R. Такое расположение скважин дает более полный охват пласта гидрорасщеплением и потери по площади, не превышающей 10%. Порядок разработки нефтегазового пласта следующий. Первоначально гидрорасщепление в почве пласта осуществляется в добычных скважинах 2 (фиг. 2). Затем гидрорасщепление производится в центральной скважине 1 (фиг.2). При этом повышение давления в центральной скважине 1 происходит одновременно с депрессией в периферийных скважинах 2, что способствует росту дебита последних.

При такой специализации скважин сокращаются расходы на монтаж-демонтаж и эксплуатацию оборудования по сравнению со скважинами, работающими в универсальном режиме.

Преимуществом кустового порядка отработки и очередности нагнетания-добычи является то обстоятельство, что при продавливании и прокачивании полезного продукта через дезинтеграционное пространство протяженностью 2R от нагнетательной скважины к добычным происходит дополнительная зачистка каналов флюидами от сгустка нефти, корочки парафина, налетов окислов металла с одновременным их выносом в расширяющуюся полость по мере приближения к добычной скважине.

Для создания необходимого давления в нагнетательной скважине предлагается использовать стационарное оборудование, обеспечивающее низкую скорость потока на длительное время (Ножкин Н.В. Заблаговременная дегазация угольных месторождений. - М.: Недра, 1979, 271 с.).