способ разработки нефтяной залежи

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи, включающий бурение добывающих скважин с горизонтальным стволом и нагнетательных скважин для закачки воды в продуктивный пласт и вытеснения нефти, определение коэффициента анизотропии пород продуктивного пласта - К_а и при коэффициенте анизотропии пород продуктивного пласта 4,0 К_а 12,0, его проницаемости в горизонтальном направлении 0,001-0,048 мкм², а в вертикальном направлении - 0,001-0,000083 мкм² проведение последовательных гидравлических разрывов продуктивного пласта в горизонтальном стволе добывающей скважины за один спуско-подъем насосно-компрессорных труб, начиная от забоя скважины, при этом максимальную полудлину вертикальной трещины гидравлического разрыва принимают равной половине толщины продуктивного пласта, а зону действия последующего гидравлического разрыва локализуют от зоны действия предыдущего гидравлического разрыва.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к области разработки залежей нефти, представленных многослойными и неоднородными нефтяными пластами, и может быть использовано в горизонтальных скважинах.

При разработке нефтяных залежей «потенциал горизонтальных скважин реализуется у нас еще не в полной мере, так как лишь в 50% скважин обеспечивается существенный прирост дебита по сравнению с вертикальными скважинами» (Хасанов М.М. Освоение достижений научно-технического прогресса - стратегическое направление деятельности ОАО «НК «Роснефть», Нефтяное хозяйство. - № 5. - 2005. - С.24-27).

Известен способ образования направленной вертикальной или горизонтальной трещины при гидроразрыве пласта, предусматривающий зарезку из вертикальной скважины двух горизонтальных стволов, расположенных параллельно в одной вертикальной или горизонтальной плоскости, с перфорацией горизонтальных стволов, произведенной в направлении друг к другу, и в плоскости, проходящей через оба ствола, закачку жидкости песконосителя и закачку под давлением жидкости разрыва в оба горизонтальные ствола (патент РФ № 2176021, E21B 43/26, E21B 43/17, опубл. 2000.11.20). Недостатком способа является сложность обеспечения изоляции стволов от пластов, содержащих воду, а также существует опасность прорыва воды в горизонтальные скважины/стволы после проведения гидравлического разрыва.

Наиболее близким является способ разработки нефтяной залежи, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку воды в пласт, вытеснение нефти к добывающим скважинам и проведение гидравлического разрыва пласта в добывающих и/или нагнетательных скважинах с учетом геолого-физических свойств участка пласта с использованием геолого-промысловой модели (см. Методическое руководство по проектированию разработки нефтяных месторождений с применением гидравлического разрыва на основе современных компьютерных технологии. РД 153-39.2-032-098. М. 1998 с.69). Недостатком этого известного способа является низкий дебит нефти.

В основу настоящего изобретения положена задача создания эффективного способа разработки нефтяных зон с учетом анизотропии продуктивного пласта.

Техническим результатом является увеличение дебита, повышение нефтеизвлечения.

Поставленная задача достигается тем, что в способе разработки залежи нефти, включающем бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку воды в пласт для вытеснения нефти к добывающим скважинам и проведение гидравлического разрыва пласта в добывающих скважинах с учетом геолого-физических свойств участка пласта с использованием геолого-промысловой модели, согласно изобретению предварительно до установки обсадной колонны насосно-компрессорных труб в горизонтальной скажине по геолого-промысловым характеристикам определяют показатели анизотропии пласта и при условии коэффициента анизотропии К_а 4,0 в горизонтальном стволе добывающей скважины проводят последовательно гидравлические разрывы пласта (ГРП) за один спуско-подъем насосно-компрессорных труб (НКТ), начиная от забоя скважины, при этом локализуют зону действия последующего гидравлического разрыва пласта от предыдущего.

Максимальный эффект наблюдают при ориентации горизонтального ствола перпендикулярно к плоскости развития трещины. При этом расположение горизонтального ствола скважины учитывают относительно границ продуктивного пласта, например, по данным контроля траектории движения бурового инструмента при бурении горизонтальных скважин; и максимальную полудлину вертикальной трещины гидравлического разрыва принимают равной половине толщины продуктивного пласта.

Сущность изобретения заключается в том, что до установки обсадной колонны насосно-компрессорных труб в горизонтальном стволе добывающей скважины по длине открытого горизонтального ствола путем проведения геолого-физических исследований свойств промыслового объекта или объекта в целом определяют анизотропность продуктивного пласта. При условии коэффициента анозотропии К_а 4,0 в нефтяных пластах принимают решение о проведении гидравлического разрыва в горизонтальном стволе добывающей скважины этих пластов. На дневной поверхности осуществляют монтаж трубной компоновки, обеспечивающей выполнение всех локальных гидроразрывов за один спуско-подъем насосно-компрессорных труб.

Выполнение гидравлического разрыва в горизонтальном стволе добывающей скважины при условии, если коэффициент анизотропии К_а 4,0, существенным образом увеличивает дебит скважины, т.к. отбирают нефть через вертикальные трещины. Уменьшение коэффициента анизотропии К_а менее 4,0 приводит к уменьшению результативности гидравлического разрыва, что свидетельствует о нецелесообразности проведения гидравлического разрыва. За один спуско-подъем колонны насосно-компрессорных труб выполняют все гидравлические разрывы пласта, что существенно сокращает затраты труда и времени.

Локализацию зоны действия последующего гидроразрыва от предыдущего осуществляют за счет применения трубной компоновки, снабженной специальным оборудованием, например пакерами, шаровыми клапанами и т.д.

В процессе локализации зоны действия последующего гидроразрыва от предыдущего от забоя скважины уменьшается расход жидкости разрыва и жидкости песконосителя.

Учет расположения горизонтального ствола относительно границ продуктивного пласта повышает точность выбора параметров трещин и уменьшает опасность попадания их в пласты с водой и газом.

Число ГРП и место их выполнения определяют с учетом затрат на ГРП и увеличения дохода от роста дебита скважины. Учет расположения горизонтального ствола относительно границ продуктивного пласта повышает точность выбора параметров трещин и уменьшает опасность попадания их в пласты с водой и газом. Так как трещины перпендикулярны к направлению проявления минимального напряжения породы, то для повышения эффективности ГРП горизонтальные скважины при бурении ориентируют в этом направлении.

На чертеже приведена схема реализации способа.

Схема реализации предлагаемого способа содержит горизонтальный ствол скважины 1, пробуренный в продуктовом пласту 2, колонну НКТ 3, на нижнем конце которой установлена трубная компоновка 4. На обоих концах трубной компоновки 4, на расстоянии не менее интервала перфорации 5 устанавливают дистанционно управляемые пакеры 6 и 7. На «нижнем» конце трубной компоновки 4 устанавливают дистанционно управляемый шаровой клапан 8, включающий седло 9 и запорный шар 10. Гидроразрывы выполняют в необсаженном горизонтальном стволе 1, место первого и второго гидроразрывов соответственно 11 и 12.

Предлагаемый способ реализуют следующим образом. До спуска обсадной колонны (на чертеже не показано) в скважину спускают геофизическую информационно-измерительную систему (на чертеже не показано), при помощи которой определяют анизотропность пород в продуктивной зоне залежи. И при условии: коэффициент анизотропии К_а больше или равен 4,0, принимают решение о выполнении гидроразрывов в горизонтальном стволе добывающей скважины. Затем расчетным путем определяют число гидроразрывов и расстояние между ГРП. На поверхности монтируют трубную компоновку 4 с дистанционно управляемыми пакерами 6 и 7 и шаровым клапаном 8. Трубную компоновку 4 крепят на нижнем конце колонны НКТ 3, которую спускают в горизонтальный ствол 1, до места первого гидроразрыва 11. При этом пакеры 6 и 7 полностью перекрывают интервал перфорации 5. После этого при открытом затрубном пространстве (на чертеже не показано) жидкостью гидроразрыва, например проппантом, выдавливают скважинную жидкость до интервала перфорации 5, сбрасывают с поверхности запорный шар 9, закрывают затрубное пространство и запакеровывают жидкостью гидроразрыва пакеры 6 и 7 и выполняют гироразрыв продавливанием в пласт расчетного количества жидкости гидроразрыва. Затем пакеры 6 и 7 распакеруют и выполняют обратную промывку, в результате чего из межтрубного пространства удаляют остатки жидкости гидроразрыва и проппанта. После этого колонну НКТ 3 приподнимают и трубную компоновку 4 устанавливают напротив второго места гидроразрыва 12. Локализация зоны действия последующего гидроразрыва от предыдущего обеспечивается применением трубной компоновки, снабженной пакерами 6 и 7 и шаровым клапаном 8. Затем снова повторяют описанные операции и поэтапно выполняют все гидроразрывы за один спуско-подъем колонны НКТ 3. После выполнения всех гидроразрывов колонну НКТ 3 поднимают, а соответственно перфорированную обсадную колонну спускают в скважину.

Коэффициент анизотропии К_а может быть определен также по образцам пород из стенок горизонтального ствола 1. Для этого используют стреляющие или сверлящие грунтоносы, например, марки ГРС-2 (Ильина Г.Ф. Промысловая геофизика: Изд. ТПУ, 2004. - С.114). При этом анализ проб выполняют в лабораторных условиях.

Пример 1. Исходные данные: толщина продуктового пласта h=20 м, коэффициент анизотропии пород продуктивного пласта К_а=1 12, К_а=К_г/К_в, К_г - проницаемость в горизонтальном направлении, мкм /К_г =0,001 мкм²/, К_в - проницаемость в вертикальном направлении, мкм /К_в=0,001 0,000083 мкм²/. Усредненный коэффициент трехмерной проницаемости К=(К_г·К_в)^0,5 .

Проницаемость вертикальной трещины K_f =50 мкм², средняя ширина трещины в=0,01 м, полудлина вертикальной трещины X_f=10 м.

Для оценки повышения продуктивности трещины и соответственно дебита скважины после гидроразрыва при наличии низкопроницаемых пород применяется следующая формула F_cd=(K_f·в)/(K·Х _f). Оптимальный интервал этого показателя находится в пределах (Константинов С. В. и др. Техника и технология проведения гидравлического разрыва пластов за рубежом. - М.: ВНИИОЭНГ, 1985. - С.4) F _cd=100 500. При К_а=2,0, К_г=0,001 мкм ² и К_в=0,0005 мкм² К=(0,001·0,0005) ^0,5=0,000707 мкм², K_f=50 мкм ² и в=0,01 м F_cd=(50·0,01)/(0,000707·10)=70,72, что меньше оптимального интервала /100/. При К_а=4,0; К_г=0,001 мкм², К_в=0,001/4=0,00025 мкм², К=(0,001·0,00025)=0,0005 мкм² и F_cd=(50·0,01)/(0,0005·10)=100, что соответствует оптимальному интервалу. Аналогичный расчет показывает, что при К_а=5,0 F_cd=163.13, при К_а=12 F_cd=173,6, а при К_а=3,0 F_cd=85, т.е. выполнять гидроразрыв в горизонтальной скважине целесообразно при условии К_а 4,0. При высокой проницаемости пласта, например при К _г=0,048 мкм² и К_в=0,004 мкм² и К_а=12,0, показатель продуктивности F_cd =(50·0,01)/(0,0139·10)=3,6, т.е. существенно меньше нижнего предела и гидроразрыв выполнять в горизонтальной скважине не целесообразно.

Пример 2. Длина горизонтального ствола локальной горизонтальной скважины 200 м, его глубина 2800 м. Толщина продуктивного пласта 30 м. Коэффициент анизотропии К_а и проницаемость в вертикальном направлении определяют при отсутствии обсадной колонны с помощью геофизической информационно-измерительной системы вдоль оси горизонтального ствола. На первом участке, 90 м от вертикального ствола, К_а изменяется от 1,5 до 3,9, а К_в больше 0,005 мкм². Гидроразрывы выполнять на этом участке не целесообразно. На втором участке, 90-200 м от вертикального ствола, К_а увеличивается от 4,0 до 7,0. Гидроразрывы выполняют только на втором участке горизонтального ствола. Расчеты показывают, что достаточно выполнить три ГРП: первый в конце горизонтального ствола в точке 190 м, второй - в точке 165 м, а третий - в точке 130 м. В результате затраты на проведение ГРП уменьшаются больше 10%, т.к. на первом участке нет необходимости выполнять ГРП, дебит скважин на втором участке увеличивается в 2,5 раза, а средний дебит по горизонтальной скважине - в 1,5 раза.

Число ГРП определяется следующим образом. Если прирост дебита после ГРП составляет 150 м³/сут, а продолжительность его действия 1 год, то средний прирост дебита за 1 год равен 75 м³/сут. При условной цене нефти 2000 руб./м³ доход от годового прироста дебита равен Д=75·365·2000=54,75 млн. руб. При затратах 5 млн. руб. на 1 ГРП и рентабельности 50% число ГРП равно n=54,75/2·5=5,475 5. Увеличение числа ГРП приводит к уменьшению рентабельности. При длине горизонтального ствола 400 м расстояние между точками ГРП равно 400:5=80 м.

Таким образом, учет анизотропности пород продуктивного пласта на стадии проектирования разработки нефтяных залежей позволяет значительно увеличить дебит при эксплуатации горизонтальных стволов добывающих скважин. Ожидаемое увеличение дебита составляет 1,5-2,0 раза. Кроме того, уменьшаются затраты на выполнение ГРП на 10-15%.