Способ повышения эффективности разработки слабопроницаемых нефтяных залежей

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке слабопроницаемых неоднородных нефтяных залежей горизонтальными скважинами (ГС) с многостадийным гидроразрывом пласта (МГРП). Техническим результатом является повышение нефтеотдачи слабопроницаемых нефтяных залежей. 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 многократного 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 и/или шлам отбирают вдоль всей длины горизонтальных стволов с шагом 10-50 м, горизонтальные стволы цементируют, используя данные лабораторных исследований отобранного керна и/или шлама, данные опробования и данные геофизических исследований во время бурения, строят петрофизическую, геомеханическую и геолого-гидродинамическую модели, на основе которых определяют интервалы перфорации вдоль горизонтальных стволов, причем интервалы разделяют пакерами и перфорируют таким образом, чтобы продуктивность каждого интервала отличалась не более чем на 10%, 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. 1 табл., 2 пр.

 

Способ повышения эффективности разработки слабопроницаемых нефтяных залежей Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке слабопроницаемых неоднородных нефтяных залежей горизонтальными скважинами (ГС) с многостадийным гидроразрывом пласта (МГРП).

Известен способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины, включающий определение направления естественной трещиноватости породы и ее максимального главного напряжения, в горизонтальном стволе скважины изоляцию интервала разрыва, проведение гидроразрыва в изолированном интервале, крепление трещины разрыва. Горизонтальную скважину с длиной горизонтальной части не менее 200 м выбирают, либо бурят в направлении, являющейся биссектрисой меньшего угла между вектором естественной трещиноватости и вектором максимального главного напряжения породы, при превышении длины Ln каждого интервала вдоль ствола скважины более 50 м на нем проводят N=Ln/100 ступеней гидроразрыва пласта, где N округляют до целого числа, первоначально ступень гидроразрыва пласта проводят на интервале с наименьшей проницаемостью, жидкость гидроразрыва 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 пропантом 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 пропанта, которые выбирают из условия обеспечения равенства продолжительности выработки отдельных интервалов пласта с различной проницаемостью по формуле:

где kn - проницаемость пласта n-ого интервала, м2, rc - радиус скважины, м, Sn - скинфактор n-ого интервала призабойной зоны пласта, доли ед., h - мощность пласта, м, rk - радиус контура питания, м (патент РФ 2515651, кл. Е21В 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 гидроразрыва, при этом выявляют участки вдоль ствола, где требуется минимальное Pmin, МПа, и максимальное Pmax, МПа, давление гидроразрыва, 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 пропантный гидравлический разрыв пласта под давлением, не превышающим Pmax, причем на участках, где требуется Pmax, проводят кислотную обработку в объеме Qmax, м3/м, где требуется Pmin, кислотную обработку проводят в объеме не более 10% от максимального, т.е. Qmin=0…0,1⋅Qmax, в остальных участках объем закачиваемой кислоты определяют пропорционально полученным давлениям гидроразрыва, согласно соотношению:

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

Pn - требуемое давление гидроразрыва на n-ом участке пласта вдоль горизонтального ствола, МПа (патент РФ №2544931, кл. Е21В 43/27, Е21В 43/267, опубл. 20.03.2015 - прототип).

Общим недостатком известных способов является сложность реализации указанных в способах работ по выравниванию продуктивности. Практика показала, что неоднородность пласта при этом изменяется незначительно. 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 залежей.

Задача решается тем, что в способе повышения эффективности разработки слабопроницаемых нефтяных залежей, 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 многократного 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 и/или шлам отбирают вдоль всей длины горизонтальных стволов с шагом 10-50 м, горизонтальные стволы цементируют, используя данные лабораторных исследований отобранного керна и/или шлама, данные опробования и данные геофизических исследований во время бурения, строят петрофизическую, геомеханическую и геолого-гидродинамическую модели, на основе которых определяют интервалы перфорации вдоль горизонтальных стволов, причем интервалы разделяют пакерами и перфорируют таким образом, чтобы продуктивность каждого интервала отличалась не более чем на 10%, 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 залежей, проницаемость которых составляет не более 1 мД, существенное влияние оказывает равномерность выработки запасов нефти 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 залежей. Задача решается следующим образом.

Способ реализуют следующим образом.

Участок нефтяной залежи со средней проницаемостью коллектора 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 и/или шлам отбирают вдоль всей длины горизонтальных стволов с шагом 10-50 м. При расстоянии между точками отбора керна и/или шлам 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 и/или шлама проводят лабораторные исследования на определение пористости, проницаемости, насыщенности, геомеханических параметров, выявляют подвижность нефти.

Используя данные лабораторных исследований отобранного керна и/или шлама, данные опробования и данные геофизических исследований во время бурения, строят петрофизическую, геомеханическую и геолого-гидродинамическую модели. На основе данных моделей определяют интервалы перфорации вдоль горизонтальных стволов. Интервалы разделяют пакерами и перфорируют таким образом, чтобы продуктивность каждого интервала отличалась не более, чем на 10%. Такое разделение на интервалы позволяет сгруппировать участки с различными свойствами хрупкости и нефтенасыщенности и затем эффективно проводить гидроразрыв каждой ступени МГРП. При отличии продуктивности интервалов более, чем на 10% значительно снижается равномерность выработки запасов и, как следствие, нефтеотдача.

Далее выполняют дизайн МГРП и на секторной модели каждой ГС проводят моделирование процесса разработки, проверяют равномерность выработки запасов и, при необходимости, уточняют интервалы и дизайн МГРП. Тип МГРП (кислотный, пропантный или комбинированный) подбирают в зависимости коллекторских свойств. Проводят МГРП.

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 залежи снижается, а при более 1,1 от давления насыщения нефти газом - часть запасов остается не довыработанной.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка нефтяной залежи.

Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи слабопроницаемых нефтяных залежей.

Примеры конкретного выполнения способа

Пример 1. Участок карбонатной нефтяной залежи со средней проницаемостью 1 мД вскрывают тремя горизонтальными скважинами. Коллектор залегает на глубине 1680 м, средняя нефтенасыщенная толщина составляет 20 м, пористость 11%, начальное пластовое давление 17 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях 18 мПа⋅с. Горизонтальные стволы скважин выполняют длиной 1000 м и размещают параллельно на расстоянии 200 м. Шлам отбирают вдоль всей длины горизонтальных стволов с шагом 10 м. Керн отбирают вдоль всей длины горизонтальных стволов с шагом 50 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. На отобранном шламе проводят геохимические исследования, определяют состав породы, а также выявляют подвижность нефти (содержание органического вещества, зрелость керогена и прочие параметры).

Используя полученные результаты лабораторных исследований, а также данные опробования и геофизических исследований во время бурения горизонтальных стволов строят петрофизическую, геомеханическую и геолого-гидродинамическую модели. На основе данных моделей определяют интервалы перфорации вдоль горизонтальных стволов. Выполняют дизайн МГРП и на секторной модели каждой ГС проводят моделирование процесса разработки, проверяют равномерность выработки запасов и, при необходимости, уточняют интервалы и дизайн МГРП. Интервалы подбирают такой длины, чтобы продуктивность каждого интервала отличалась не более, чем на 10%. Интервалы разделяют пакерами и перфорируют (определенной плотностью перфораций).

В результате исследований по трем данным скважинам вдоль горизонтальных стволов выделили 12 интервалов (таблица 1). В интервалах 290-340 м и 670-780 м нефть обнаружена не была, поэтому данные интервалы изолируют и гидроразрыв в них не проводят.

Далее проводят комбинированный МГРП, в котором создают трещины маловязкой жидкостью гидроразрыва SlickWater, закачивают 15%-ную соляную кислоту, затем трещины закрепляют пропантом. После МГРП скважины осваивают и пускают в добычу.

Через 3,5 года эксплуатации, пластовое давления в зоне отбора скважин снижается до 1,0 от давления насыщения нефти газом. Центральную горизонтальную скважину переводят под закачку углекислого газа.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка нефтяной залежи.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Участок коллектора имеет значительно большие размеры и иные геолого-физические характеристики. Бурят 10 горизонтальных скважин. Горизонтальные стволы скважин выполняют длиной 2000 м и размещают параллельно на расстоянии 600 м. После снижения пластового давления в зоне отбора скважин до 1,1 от давления насыщения нефти газом, каждую вторую горизонтальную скважину переводят под закачку попутно добываемого нефтяного газа.

В результате разработки, которое ограничили снижением дебита нефти добывающей скважины до минимально рентабельного значения 0,5 т/сут, с участка нефтяного коллектора было добыто 237,5 тыс.т. нефти, коэффициент извлечения нефти (КИН) составил 0,210 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях, было добыто 171,9 тыс.т. нефти, КИН составил 0,152 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,058 д.ед.

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 залежей.

Способ повышения эффективности разработки слабопроницаемых нефтяных залежей, 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 многократного гидравлического разрыва пласта, 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 и/или шлам отбирают вдоль всей длины горизонтальных стволов с шагом 10-50 м, горизонтальные стволы цементируют, используя данные лабораторных исследований отобранного керна и/или шлама, данные опробования и данные геофизических исследований во время бурения, строят петрофизическую, геомеханическую и геолого-гидродинамическую модели, на основе которых определяют интервалы перфорации вдоль горизонтальных стволов, причем интервалы разделяют пакерами и перфорируют таким образом, чтобы продуктивность каждого интервала отличалась не более чем на 10%, 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.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение нефтеотдачи карбонатного нефтяного пласта.

Изобретение относится к депрессионным методам добычи газа из гидратов и может быть применено при разработке природных гидратных месторождений на суше и в море. Техническим результатом является интенсификация добычи газа.
Изобретение относится нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам интенсификации работы скважин формированием трещин в продуктивном пласте (гидроразрыв пласта - ГРП).
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при проведении пропантного многостадийного гидравлического разрыва нефтяного пласта (МГРП) с изменяемым размером гранул пропанта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке участка слабопроницаемого нефтяного пласта с использованием вертикальных трещин многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП) в целях поддержания пластового давления (ППД).
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение технологичности способа обработки призабойной зоны скважины, снижение длительности и трудоемкости процесса.

Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано для дегазации угольных пластов с целью повышения безопасности работ в угольных шахтах, а также для добычи метана из угольных пластов с последующим использованием его в промышленности.

Группа изобретений относится к скважинному инструменту, оснащенному элементом, содержащим химически активный металл, а также к вариантам бурения скважин с использованием такого инструмента.

Системы и способы генерируют оптимизированные параметры работ гидроразрыва пласта с помощью итеративной оптимизации проектного решения по забойной температуре, проектного решения по перфорации, проектного решения по импульсной подаче жидкости гидроразрыва и проектного решения по проппанту на основе пластовых свойств, свойств проппанта, выбора кандидата, моделирования потоков и геомеханического моделирования и технических расчетов, где системы и способы реализуют в цифровом устройстве обработки данных.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для импульсной обработки продуктивного пласта. Способ включает формирование возмущающих сдвоенных электрогидравлических импульсов давления с временной задержкой между этими импульсами в стволе скважины на уровне продуктивного пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для обработки прискважинной зоны (ОПЗ) пластов с низкой проницаемостью. Используют комплексное гидроударно-волновое и химическое воздействие на пласт.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам освоения нефтедобывающих скважин. Технический результат - сохранение коллекторских свойств пласта, сохранение добывных возможностей скважины, полное удаление кислоты и ее продуктов реакции после окончания обработки призабойной зоны пласта, независимо от приемистости пласта и интервала зумпфа, сокращение временных и энергетических затрат на проведения процесса освоения нефтедобывающей скважины, минимизация коррозии внутрискважинного оборудования.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для повышения нефтеотдачи пластов скважин. Устройство содержит спускаемый в интервал перфорации продуктивного пласта кавитационно-волновой генератор, присоединенный через многоцикловый циркуляционный клапанный узел к нижнему концу колонны промывочных труб, а также устьевое герметизирующее и спуско-подъемное оборудование, емкость с рабочей жидкостью и насосный агрегат для ее нагнетания в колонну промывочных труб.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки слабопроницаемых неоднородных нефтяных коллекторов горизонтальными скважинами с многостадийным гидроразрывом пласта.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности и может быть применена для повышения эффективности добычи нефти из низкопроницаемых продуктивных пластов при разработке нефтяных месторождений.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли промышленности и может быть использовано для повышения эффективности добычи нефти из низкопроницаемых продуктивных пластов при разработке нефтяных месторождений или нефтяных оторочек.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи на неустановившемся циклическом режиме закачки. Технический результат, достигаемый при использовании изобретения – повышение эффективности добычи нефти из пласта, повышение оперативности контроля и качества мониторинга за процессом дистанционного и онлайн регулирования и контроля закачки и добычи нефти.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для закачки рабочего агента на многопластовом месторождении одной скважиной. Способ включает спуск в скважину колонны труб, закачку рабочего агента, направляя его через регулирующее устройство, и измерительный преобразователь, получение информации по замеру от измерительного преобразователя и определение технологических параметров рабочего агента для пласта, а при их отличии от проектного значения изменяют пропускное сечение регулирующего устройства до достижения проектного значения технологических параметров для каждого из пластов.

Группа изобретений относится к системе и способу, разработанным для получения газа из газогидратных формаций. Технический результат – повышение эффективности получения газа.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки чисто нефтяных залежей с низкой проницаемостью нефтяной породы. Способ включает бурение горизонтальных добывающих скважин по рядной схеме размещения и заканчивание их с применением многостадийного гидроразрыва пласта МСГРП, создание системы поддержания пластового давления ППД методом заводнения.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке слабопроницаемых неоднородных нефтяных залежей горизонтальными скважинами с многостадийным гидроразрывом пласта. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи слабопроницаемых нефтяных залежей. 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 многократного 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 иили шлам отбирают вдоль всей длины горизонтальных стволов с шагом 10-50 м, горизонтальные стволы цементируют, используя данные лабораторных исследований отобранного керна иили шлама, данные опробования и данные геофизических исследований во время бурения, строят петрофизическую, геомеханическую и геолого-гидродинамическую модели, на основе которых определяют интервалы перфорации вдоль горизонтальных стволов, причем интервалы разделяют пакерами и перфорируют таким образом, чтобы продуктивность каждого интервала отличалась не более чем на 10, 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. 1 табл., 2 пр.

Наверх