Способ повышения эффективности разработки слабопроницаемых нефтяных коллекторов

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки слабопроницаемых неоднородных нефтяных коллекторов горизонтальными скважинами с многостадийным гидроразрывом пласта. Способ включает бурение горизонтальных скважин с отбором керна в продуктивном пласте, проведение лабораторных исследований керна, вдоль горизонтального ствола в зависимости от характеристик пласта, проведение поинтервальной закачки химических реагентов и многостадийного гидравлического разрыва пласта. Согласно изобретению подбирают пласт со средней проницаемостью не более 1 мД, горизонтальные стволы скважин выполняют длиной не менее 1000 м и размещают параллельно на расстоянии 200-600 м, керн отбирают вдоль всей длины горизонтальных стволов с шагом 10-50 м, горизонтальные стволы цементируют, используя данные лабораторных исследований отобранного керна и данные геофизических исследований во время бурения, строят петрофизическую, геомеханическую и геолого-гидродинамическую модели, на основе которой определяют интервалы перфорации вдоль горизонтальных стволов, интервалы разделяют пакерами, после проведения многостадийного гидравлического разрыва пласта, определяют приток флюидов из каждого интервала, продуктивность по нефти каждого интервала выравнивают применением химических реагентов для увеличения или уменьшения проницаемости коллектора, после снижения пластового давления в зоне отбора скважин до 1,0-1,1 от давления насыщения нефти газом, каждую вторую горизонтальную скважину переводят под закачку газа. Технический результат заключается в повышении нефтеотдачи слабопроницаемых нефтяных коллекторов. 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке слабопроницаемых неоднородных нефтяных коллекторов горизонтальными скважинами (ГС) с многостадийным гидравлическим разрывом пласта (МГРП).

Известен способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины, включающий определение направления естественной трещиноватости породы и ее максимального главного напряжения, изоляцию интервала разрыва, проведение гидравлического разрыва в изолированном интервале, крепление трещины разрыва. Горизонтальную скважину с длиной горизонтальной части не менее 200 м выбирают, либо бурят в направлении, являющимся биссектрисой меньшего угла между вектором естественной трещиноватости и вектором максимального главного напряжения породы, при превышении длины L_n каждого интервала вдоль ствола скважины более 50 м на нем проводят N=L_n/100 ступеней гидравлического разрыва пласта, где N округляют до целого числа, первоначально ступень гидравлического разрыва пласта проводят на интервале с наименьшей проницаемостью, жидкость гидравлического разрыва закачивают с расходом 1-3 м³/мин, в качестве которой используют последовательно сшитый гель и линейный гель в соотношении 2:1 соответственно, а продавку жидкости с проппантом осуществляют технологической жидкостью с плотностью, равной плотности пластовой воды данного пласта, при этом трещины многократного гидравлического разрыва пласта в каждом из интервалов крепят такими фракциями проппанта, которые выбирают из условия обеспечения равенства продолжительности выработки отдельных интервалов пласта с различной проницаемостью по формуле:

где - k_n - проницаемость пласта n-ого интервала, м²;

- r_c - радиус скважины, м;

- S_n - скин-фактор n-ого интервала призабойной зоны пласта, доли ед.;

- h - мощность пласта, м;

- r_k - радиус контура питания, м (патент РФ №2515651, кл. E21B 43/267, опубл. 20.05.2013).

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки карбонатной нефтяной залежи, включающий бурение горизонтальных скважин с отбором керна в продуктивном пласте, проведение лабораторных исследований керна, кислотную обработку и многократный гидравлический разрыв пласта в данных скважинах. Керн отбирают в разных участках вдоль всей длины горизонтального ствола, на отобранном керне проводят лабораторные исследования на определение давления гидравлического разрыва, при этом выявляют участки вдоль ствола, где требуется минимальное P_min, МПа, и максимальное Р_max, МПа, давление гидравлического разрыва, предварительно проводят кислотную обработку каждого участка, причем концентрацию кислоты для каждого участка задают одинаковой, во время проведения кислотной обработки каждый обрабатываемый участок пласта временно изолируют пакерами от остальной части скважины, затем осуществляют многократный проппантный гидравлический разрыв пласта под давлением, не превышающим Р_max, причем на участках, где требуется Р_max, проводят кислотную обработку в объеме Q_max, м³/м, где требуется P_min, кислотную обработку проводят в объеме не более 10% от максимального, т.е. Q_min=0…0,1⋅Q_max, в остальных участках объем закачиваемой кислоты определяют пропорционально полученным давлениям гидроразрыва, согласно соотношению:

где - Q_n - удельный на метр толщины объем кислоты, необходимый для закачки в n-ый участок пласта вдоль горизонтального ствола, м³/м;

- Р_n - требуемое давление гидроразрыва на n-м участке пласта вдоль горизонтального ствола, МПа (патент РФ №2544931, кл. E21B 43/27, E21B 43/267, опубл. 20.03.2015 - прототип).

Общим недостатком известных способов является отсутствие мероприятий по уменьшению проницаемости определенных интервалов коллектора в тех случаях, когда повышенная проницаемость приводит к быстрому обводнению скважин. Кроме того, не учитывается тот факт, что пластовое давление в слабопроницаемых коллекторах, разрабатываемых ГС с МГРП, достаточно быстро падает. Для его поддержания или повышения необходимо проводить закачку газа. Таким образом, нефтеотдача при реализации указанных способов остается невысокой.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи слабопроницаемых нефтяных коллекторов.

Задача решается тем, что в способе повышения эффективности разработки слабопроницаемых нефтяных коллекторов, включающем бурение горизонтальных скважин с отбором керна в продуктивном пласте, проведение лабораторных исследований керна, вдоль горизонтального ствола в зависимости от характеристик пласта проведение поинтервальной закачки химических реагентов и многостадийного гидравлического разрыва пласта, согласно изобретению, подбирают пласт со средней проницаемостью не более 1 мД, горизонтальные стволы скважин выполняют длиной не менее 1000 м и размещают параллельно на расстоянии 200-600 м, керн отбирают вдоль всей длины горизонтальных стволов с шагом 10-50 м, горизонтальные стволы цементируют, используя данные лабораторных исследований отобранного керна и данные геофизических исследований во время бурения, строят петрофизическую, геомеханическую и геолого-гидродинамическую модели, на основе которой определяют интервалы перфорации вдоль горизонтальных стволов, интервалы разделяют пакерами, после проведения многостадийного гидравлического разрыва пласта, определяют приток флюидов из каждого интервала, продуктивность по нефти каждого интервала выравнивают применением химических реагентов для увеличения или уменьшения проницаемости коллектора, после снижения пластового давления в зоне отбора скважин до 1,0-1,1 от давления насыщения нефти газом, каждую вторую горизонтальную скважину переводят под закачку газа.

Сущность изобретения

На нефтеотдачу слабопроницаемых неоднородных нефтяных коллекторов, проницаемость которых составляет не более 1 мД, существенное влияние оказывает равномерность выработки запасов вдоль горизонтальных стволов с МГРП. Существующие технические решения не в полной мере позволяют решить данную задачу. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи слабопроницаемых нефтяных коллекторов. Способ реализуют следующим образом.

Участок нефтяного коллектора со средней проницаемостью не более 1 мД вскрывают горизонтальными скважинами. Горизонтальные стволы скважин выполняют длиной не менее 1000 м и размещают параллельно на расстоянии 200-600 м. Согласно исследованиям, при средней проницаемости коллектора более 1 мД, прирост нефтеотдачи от проводимых в предлагаемом способе мероприятий снижается. При длине горизонтального ствола менее, чем 1000 м, нефтеотдача слабопроницаемых коллекторов остается невысокой. Параллельное размещение горизонтальных стволов позволяет добиться максимального охвата. При расстоянии между горизонтальными стволами менее 200 м, повышается опасность соединения трещин соседних скважин, а при более 600 м - снижается охват пласта.

Керн отбирают вдоль всей длины горизонтальных стволов с шагом 10-50 м. При расстоянии между точками отбора керна более 50 м, точность последующей петрофизической модели и выделения интервалов горизонтальных стволов снижается, а при менее 10 м - значительно повышаются затраты на бурение скважин.

Для повышения эффективности создания трещин в выделяемых интервалах, горизонтальные стволы цементируют.

Далее на отобранном керне проводят лабораторные исследования на определение пористости, проницаемости, насыщенности, а также геомеханических параметров.

Используя полученные результаты лабораторных исследований, а также данные геофизических исследований во время бурения горизонтальных стволов, строят петрофизическую, геомеханическую и геолого-гидродинамическую модели. На основе данных моделей определяют интервалы перфорации вдоль горизонтальных стволов. Интервалы разделяют пакерами. Такое разделение на интервалы позволяет сгруппировать участки с различными свойствами хрупкости и нефтенасыщенности и затем эффективно проводить гидроразрыв каждой ступени МГРП.

Далее проводят кислотный, проппантный или комбинированный МГРП. Тип МГРП подбирают в зависимости от коллекторских свойств. После МГРП определяют приток флюидов из каждого интервала, в т.ч. содержание воды. Продуктивность по нефти каждого интервала выравнивают применением химических реагентов для увеличения или уменьшения проницаемости коллектора. Для этого на секторной модели каждой ГС рассчитывают оптимальные объемы закачки, а в лаборатории определяют наиболее эффективные реагенты.

После снижения пластового давления в зоне отбора скважин до 1,0-1,1 от давления насыщения нефти газом, каждую вторую горизонтальную скважину переводят под закачку газа. Согласно исследованиям, при снижении пластового давления в зоне отбора скважин ниже давления насыщения нефти газом, нефтеотдача коллектора снижается, а при более 1,1 от давления насыщения нефти газом - часть запасов остается недовыработанной.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка нефтяного коллектора.

Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи слабопроницаемых нефтяных коллекторов. Примеры конкретного выполнения способа.

Пример 1.

Участок карбонатного нефтяного коллектора со средней проницаемостью 1 мД, вскрывают двумя горизонтальными скважинами. Коллектор залегает на глубине 1660 м, средняя нефтенасыщенная толщина составляет 15 м, пористость 12%, начальное пластовое давление 17 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях 20 мПа⋅с. Горизонтальные стволы скважин выполняют длиной 1000 м и размещают параллельно на расстоянии 200 м. Керн отбирают вдоль всей длины горизонтальных стволов с шагом 10 м. Горизонтальные стволы скважин цементируют.

Далее на отобранном керне проводят лабораторные исследования на определение стандартных параметров - пористости, проницаемости и насыщенности. Кроме того, выполняют геомеханические исследования, которые позволяют выделить вдоль горизонтального ствола интервалы с высокими и низкими значениями напряженности (стрессов) пласта. Используя полученные результаты лабораторных исследований, а также данные геофизических исследований во время бурения горизонтальных стволов, строят петрофизическую, геомеханическую и геолого-гидродинамическую модели. На основе данных моделей определяют интервалы перфорации вдоль горизонтальных стволов. Интервалы разделяют пакерами и перфорируют.

В результате исследований по двум данным скважинам вдоль горизонтальных стволов выделили 11 интервалов (таблица 1). В интервале 230-300 м нефть обнаружена не была, поэтому данный интервал изолируют и гидроразрыв в нем не проводят.

Далее проводят комбинированный МГРП, в котором создают трещины маловязкой жидкостью гидроразрыва Slick Water, закачивают 15%-ную соляную кислоту, затем трещины закрепляют проппантом.

После МГРП и освоения скважины определяют приток нефти из каждого интервала и содержание воды (таблица 1).

Продуктивность по нефти каждого интервала выравнивают применением химических реагентов для увеличения или уменьшения проницаемости коллектора. Для этого на секторной модели каждой ГС рассчитывают оптимальные объемы закачки, а в лаборатории определяют наиболее эффективные реагенты. Определили, что для уменьшения проницаемости и снижения обводненности необходимо применять ПАА (полиакриламид) различной концентрации и объемов, а для увеличения проницаемости - дополнительную закачку кислоты. После проведения данных мероприятий продуктивность по нефти каждого интервала составила 0,4-0,6 м³/(МПа⋅сут). Результаты изменения дебитов нефти и обводненности приведены в таблице 1.

Через 4 года эксплуатации, пластовое давление в зоне отбора скважин снижается до 1,1 от давления насыщения нефти газом. Одну из горизонтальных скважин, расположенную немного ниже по структуре относительно другой горизонтальной скважины, переводят под закачку углекислого газа.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка нефтяного коллектора.

В результате разработки, которую ограничили снижением дебита нефти добывающей скважины до минимально рентабельного значения 0,5 т/сут, с участка нефтяного коллектора было добыто 173,4 тыс.т.нефти, коэффициент извлечения нефти (КИН) составил 0,215 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях, было добыто 125,8 тыс.т.нефти, КИН составил 0,156 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,059 д.ед.

Пример 2.

Выполняют как пример 1. Участок коллектора имеет значительно большие размеры и иные геолого-физические характеристики. Тип коллектора - терригенный. Бурят 10 горизонтальных скважин. Горизонтальные стволы скважин выполняют длиной 1500 м и размещают параллельно на расстоянии 600 м. Керн отбирают вдоль всей длины горизонтальных стволов с шагом 50 м. Проводят проппантный МГРП. После снижения пластового давления в зоне отбора скважин до давления насыщения нефти газом, каждую вторую горизонтальную скважину переводят под закачку попутно добываемого нефтяного газа.

Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения за счет выравнивания притока нефти к горизонтальным стволам скважин и применении системы поддержания пластового давления.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи слабопроницаемых нефтяных коллекторов.

Способ повышения эффективности разработки слабопроницаемых нефтяных коллекторов, включающий бурение горизонтальных скважин с отбором керна в продуктивном пласте, проведение лабораторных исследований керна, вдоль горизонтального ствола в зависимости от характеристик пласта проведение поинтервальной закачки химических реагентов и многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП), отличающийся тем, что подбирают пласт со средней проницаемостью не более 1 мД, горизонтальные стволы скважин выполняют длиной не менее 1000 м и размещают параллельно на расстоянии 200-600 м, керн отбирают вдоль всей длины горизонтальных стволов с шагом 10-50 м, горизонтальные стволы цементируют, используя данные лабораторных исследований отобранного керна и данные геофизических исследований во время бурения, строят петрофизическую, геомеханическую и геолого-гидродинамическую модели, на основе которой определяют интервалы перфорации вдоль горизонтальных стволов, интервалы разделяют пакерами, после проведения многостадийного гидравлического разрыва пласта определяют приток флюидов из каждого интервала, продуктивность по нефти каждого интервала выравнивают применением химических реагентов для увеличения или уменьшения проницаемости коллектора, после снижения пластового давления в зоне отбора скважин до 1,0-1,1 от давления насыщения нефти газом каждую вторую горизонтальную скважину переводят под закачку газа.