Способ эксплуатации залежи углеводородов

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано на завершающей стадии разработки массивных и пластомассивных залежей, имеющих покрышку большой толщины и подстилаемых активно внедряющейся в продуктивную часть пласта подошвенной водой. Обеспечивает получение максимально возможной добычи нефти и газа из залежи углеводородов. Сущность изобретения: способ включает прокладку горизонтальной скважины, перфорацию ее и формирование трещин с помощью гидравлического разрыва пласта, проводимого последовательно, начиная с конца, дальнего от вертикального участка скважины, путем изоляции каждого перфорируемого интервала от остальной колонны пакером и последовательного наращивания величины давления разрыва, начиная с дальнего конца скважины, от минимально возможной расчетной его величины до максимально возможной величины, и последующую эксплуатацию горизонтальной скважины через трещины разрыва пласта. Согласно изобретению при эксплуатации залежи с активной подошвенной водой и притоком нефти и газа пакеры для изоляций перфорируемых интервалов спускают на гибкой трубе. Гидравлический разрыв пласта и подготовительно-заключительные операции по закачиванию проппанта для закрепления трещин разрыва в раскрытом положении и вымывания остатков проппанта после завершения гидравлического разрыва осуществляют за один цикл перемещением гибкой трубы по горизонтальному участку, начиная с дальнего конца. При этом максимальное давление разрыва принимают величиной, не превышающей предельно допустимой величины по разрушению скелета горной породы данного пласта. Эксплуатацию залежи осуществляют при депрессиях на пласт, не допускающих подтягивания подошвенной воды. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

 

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано на завершающей стадии разработки массивных и пластомассивных залежей, имеющих покрышку большой толщины и подстилаемых активно внедряющейся в продуктивную часть пласта подошвенной водой, в частности для интенсификации притоков нефти и газа из продуктивных пластов и увеличения их добычи, в частности в горизонтальных скважинах (ГС).

Широко известны способы эксплуатации углеводородных залежей с применением ГС, с помощью которых ведется бурение боковых стволов (БС) из простаивающего, обводненного и низкодебитного фонда скважин [Бердин Т.Г. Проектирование разработки нефтегазовых месторождений системами горизонтальных скважин. - М.: Недра, 2001. - С.78].

Недостатком этого способа является то, что при эксплуатации залежи с активной подошвенной водой (водоплавающей) конечный коэффициент их нефтегазоотдачи невысок.

Известен способ эксплуатации углеводородных залежей, включающий прокладку ГС, перфорацию их и формирование трещин с помощью гидравлического разрыва пласта (ГРП) в продуктивном пласте [Первые аспекты целесообразности применения горизонтальных скважин на газонефтяных месторождениях Украины / Бойко Р.Ф., Бойко B.C. - Ивано-Франковск, 1997. - С.19].

Известен способ эксплуатации углеводородных залежей, включающий прокладку ГС, перфорацию их и формирование трещин с помощью ГРП в продуктивном пласте, проводимого последовательно, начиная с конца, дальнего от вертикального ствола скважины и изолируя каждый перфорируемый интервал от остальной колонны пакером [Пат.№2305755 РФ, Е21 В 43/00, 43/26].

Недостатком известных способов является то, что при эксплуатации залежи с активной подошвенной водой (водоплавающей) конечный коэффициент их нефтегазоотдачи в среднем невысок и не превышает 90-92%.

Наиболее близким по совокупности существенных признаков к заявляемому техническому решению является способ эксплуатации залежи углеводородов, включающий прокладку горизонтальных скважин, перфорацию их и формирование трещин с помощью гидравлического разрыва пласта, проводимого последовательно, начиная с конца дальнего от вертикального участка скважины и, изолируя каждый перфорируемый интервал от остальной колонны пакером, при этом гидравлический разрыв пласта в каждом интервале, начиная с конца, дальнего от вертикального участка скважины, осуществляют с последовательно нарастающей величиной давления разрыва от минимально возможной расчетной его величины в первом интервале до максимально возможной (RU 2004123638 А, опубл. 20.01.2006).

Недостатком этого способа является то, что при эксплуатации залежи с активной подошвенной водой (водоплавающей) конечный коэффициент их нефтегазоотдачи в среднем не превышает 90-92%. Кроме того, он не учитывает неоднородность продуктивного пласта и условия притока нефти и газа к ГС. Так, наиболее нефтегазонасыщенными являются те части продуктивного пласта, которые расположены в самом близком от вертикального ствола скважины участке. Здесь наблюдаются наиболее высокие дебиты нефти и газа.

При существующих способах разработки и эксплуатации месторождений повысить величину коэффициента нефтегазоотдачи не удается ввиду массового обводнения добывающих скважин, обусловленного поднятием нефте- или газоводяного контакта к интервалам перфорации скважин через негерметичный цементный камень заколонного пространства этих скважин. Дорогостоящие капитальные ремонты по ликвидации притока пластовых вод и промывке песчаных пробок в скважинах делают в конечном итоге добычу нефти и газа такой залежи нерентабельной. Но увеличение только на 1% нефтегазоотдачи по таким месторождениям, как Медвежье, Уренгойское и Ямбургское, позволит дополнительно добывать углеводородное сырье в объеме более 100 млрд м³, что равносильно открытию нового крупного месторождения.

Повысить коэффициент конечной промышленной нефтегазоотдачи объективно не позволяют следующие обстоятельства: необходимость создания перепадов давления внутри самого продуктивного пласта для обеспечения притоков нефти и газа к скважинам, что, в свою очередь, вызывает и приток пластовой воды, а также разрушение коллектора при падении пластового давления и увлажнение его внедряющейся пластовой водой.

Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в повышении коэффициента нефтегазоотдачи из наиболее нефтегазонасыщенной зоны продуктивного пласта без разрушения скелета горной породы, слагающей продуктивный пласт.

Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в обеспечении получения максимально возможной добычи нефти и газа из залежи углеводородов.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в известном способе эксплуатации залежи углеводородов, включающем прокладку горизонтальной скважины, перфорацию ее и формирование трещин с помощью гидравлического разрыва пласта, проводимого последовательно, начиная с конца, дальнего от вертикального участка скважины путем изоляции каждого перфорируемого интервала от остальной колонны пакером, и последовательного наращивания величины давления разрыва, начиная с дальнего конца скважины, от минимально возможной расчетной его величины до максимально возможной величины и последующую эксплуатацию горизонтальной скважины через трещины разрыва пласта, при этом при эксплуатации залежи с активной подошвенной водой и притоком нефти и газа пакеры для изоляции перфорируемых интервалов спускают на гибкой трубе, а гидравлический разрыв и подготовительно-заключительные операции по закачиванию проппанта для закрепления трещин разрыва в раскрытом положении и вымывания остатков проппанта после завершения гидравлического разрыва осуществляют за один цикл перемещением гибкой трубы по горизонтальному участку, начиная с дальнего конца, при этом максимальное давление разрыва принимают величиной, не превышающей предельно допустимой величины по разрушению скелета горной породы данного пласта, а эксплуатацию залежи осуществляют при депрессиях на пласт, не допускающих подтягивания подошвенной воды. Кроме того, горизонтальный участок располагают или в покрышке продуктивного пласта, или и в верхней части продуктивного пласта, или в самом продуктивном пласте, удаленном от обводненной части продуктивного пласта на расстоянии не менее чем 2-5 м.

Отличительным признаком заявляемого изобретения является проведение многократных ГРП при различных давлениях разрыва с увеличением их величины в наиболее нефтегазонасыщенном интервале.

На фиг.1 и 2 показаны схемы реализации заявляемого способа: 1 - вертикальный участок ГС; 2 - горизонтальный участок ГС; 3 - заколонный пакер, 4 - перфорированный участок, через который делается ГРП; 5 - покрышка продуктивного пласта; 6 - продуктивный пласт; 7 - обводненная часть продуктивного пласта; 8 - гибкая труба с одним или двумя изоляционными пакерами 9; 10 - трещина разрыва.

Способ реализуется следующим образом.

После завершения бурения и крепления ГС ее горизонтальный учатсток 2, который может размещаться как в покрышке продуктивного пласта 5 (фиг.1), так и в верхней части продуктивного пласта или в самом продуктивном пласте 6 (фиг.2), удаленном от обводненной части 7 продуктивного пласта на расстоянии не менее чем 2-5 м, перфорируется в тех интервалах, где предполагается осуществить ГРП. Таких перфорированных интервалов может быть несколько.

В случае оборудования горизонтального участка хвостовиком-фильтром проводятся разбуривание или химическое разрушение заглушек, перекрывающих перфорированные отверстия секций фильтра. При этом между секциями фильтра устанавливаются заколонные пакеры 3.

В скважину спускается гибкая труба 8 с установленными на ней одним или несколькими изоляционными пакерами 9 до самого удаленного от вертикального участка 1. Проводится запакеровка изоляционных пакеров 9, отсекающих выбранный интервал от остальной части горизонтального участка 2. После этого в выбранном интервале проводится гидравлический разрыв пласта с минимально возможной расчетной величиной давления разрыва. В образовавшуюся трещину разрыва 10 закачивают жидкость-песконоситель, осуществляя закрепление трещины разрыва 10 проппантом. Изоляционные пакеры 9 распакеровываются и остатки проппанта 10, не проникшего в трещину разрыва, удаляются из скважины в процессе ее промывки. Затем гибкую трубу 8 перемещают по горизонтальному участку 2 в следующий выбранный интервал, ближе к вертикальному участку 1. Вновь проводят запакеровку изоляционных пакеров 9 и гидравлический разрыв пласта. При этом гидравлические разрывы пласта осуществляют в процессе последовательного перемещения гибкой трубы 8 по горизонтальному участку 2, начиная с дальнего от вертикального участка скважины конца. В процессе проведения ГРП давление разрыва последовательно увеличивается от минимально возможной расчетной его величины на первом, самом удаленном от вертикального стола скважины, участке, до максимально возможной, но не превышающей предельно допустимой величины, при которой продуктивный пласт начнет разрушаться, на последнем, наиболее близком к вертикальному стволу, участке. При проведении работ в такой последовательности будет соблюдено условие, позволяющее осуществлять гидравлический разрыв пласта и все подготовительно-заключительные операции по закачиванию проппанта, закрепляющего трещину разрыва в раскрытом положении, и вымыванию остатков проппанта, не вошедших в трещину разрыва, после завершения гидравлического разрыва за один цикл.

Из решения задачи механики сплошной среды в процессе ГРП будут образовываться двусторонние от оси скважины трещины вертикальной ориентации, плоскости которых будут проходить через ось горизонтального участка скважины, что наблюдается при непосредственных наблюдениях видеокамерами.

Двусторонность означает, что одна половина трещины окажется в продуктивном пласте над горизонтальным участком, а вторая - под ним.

В пользу вертикальной ориентации трещин свидетельствуют следующие соображения. За длительный геологический период боковое горное давление в породе покрышки могло, особенно на больших глубинах, в результате пластического течения выровняться и стать таким же, как на горизонтальных площадках, то есть примерно равным 240×10⁵ Па на каждую тысячу метров глубины залегания продуктивного пласта. Но в результате разработки месторождения возникают деформации как самого продуктивного пласта, так и окружающих его массивов горных пород, что будет способствовать снижению бокового горного давления.

Такая ориентация трещин объясняется тем, что толстостенный цилиндр с большим внешним радиусом, каким является порода, окружающая скважину, при внутреннем давлении всегда разрывается по образующей.

Поэтому при проведении ГРП из ГС, проложенной в самом продуктивном пласте на расстоянии, близком к подошвенным водам (2-5 м), трещины должны быть короткими, а в верхней части продуктивного пласта - средними и широкими, зато в покрышке продуктивного пласта - длинными и узкими.

Реализация заявляемого изобретения устраняет те негативные обстоятельства, которые не позволяют повысить коэффициент конечной нефтегазоотдачи при разработке месторождения традиционным способом:

Во-первых, могут быть обеспечены высокие дебеты скважин, которые будут напрямую зависеть от длины образовавшихся трещин в результате проведенных многократных ГРП в наиболее нефтегазонасыщенном его интервале.

Во-вторых, большие площади тех частей трещин, которые будут располагаться внутри продуктивного пласта, позволят значительно снизить рабочие депрессии.

В-третьих, снижение рабочей депрессии позволят предотвратить разрушение скелета горных пород, слагающих продуктивный пласт.

В-четвертых, перемещение гибкой трубы по горизонтальному участку, начиная с конца, дальнего от вертикального участка скважины, позволяет осуществлять гидравлический разрыв пласта и все подготовительно-заключительные операции по закачиванию проппанта, закрепляющего трещину разрыва в раскрытом положении, и вымыванию остатков проппанта после завершения гидравлического разрыва за один цикл спуска и подъема гибкой трубы, что значительно сокращает затраты на проведение работ и способствует снижению цены добываемого из залежи углеводородного сырья.

В-пятых, использование коротких, но широких трещин в ГС, проложенном вблизи подошвенных вод, позволит получать достаточно большие дебиты нефти и газа при небольших депрессиях на пласт и не допустить подтягивания подошвенных вод к скважине.

В-шестых, использование длинных трещин в ГС, проложенной в покрышке продуктивного пласта, позволит достичь этими трещинами нефтегазонасыщенную часть горных пород и получать достаточно большие дебиты нефти и газа.

1. Способ эксплуатации залежи углеводородов, включающий прокладку горизонтальной скважины, перфорацию ее и формирование трещин с помощью гидравлического разрыва пласта, проводимого последовательно, начиная с конца, дальнего от вертикального участка скважины, путем изоляции каждого перфорируемого интервала от остальной колонны пакером и последовательного наращивания величины давления разрыва, начиная с дальнего конца скважины, от минимально возможной расчетной его величины до максимально возможной величины и последующую эксплуатацию горизонтальной скважины через трещины разрыва пласта, отличающийся тем, что при эксплуатации залежи с активной подошвенной водой и притоком нефти и газа пакеры для изоляции перфорируемых интервалов спускают на гибкой трубе, а гидравлический разрыв и подготовительно-заключительные операции по закачиванию проппанта для закрепления трещин разрыва в раскрытом положении и вымывания остатков проппанта после завершения гидравлического разрыва осуществляют за один цикл перемещением гибкой трубы по горизонтальному участку, начиная с дальнего конца, при этом максимальное давление разрыва принимают величиной, не превышающей предельно допустимой величины по разрушению скелета горной породы данного пласта, а эксплуатацию залежи осуществляют при депрессиях на пласт, не допускающих подтягивания подошвенной воды.

2. Способ эксплуатации залежи углеводородов по п.1, отличающийся тем, что горизонтальный участок располагают или в покрышке продуктивного пласта, или в верхней части продуктивного пласта, или в самом продуктивном пласте, удаленном от обводненной части продуктивного пласта на расстояние не менее чем 2-5 м.