[1]Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при совместной эксплуатации продуктивного и водоносного пластов с применением гидравлического разрыва пласта (ГРП).
[2]Известен способ разработки нефтяной залежи (патент RU №2375562, МПК Е21В 43/26, опубл. 10.12.2009, Бюл №34), 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 - Ка и при коэффициенте анизотропии пород продуктивного пласта 4,0≤Ка≤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 ГРП принимают равной половине толщины продуктивного пласта, а зону действия последующего гидравлического разрыва локализуют от зоны действия предыдущего гидравлического разрыва.
[3]Недостатками способа являются:
[4]- во-первых, высокая стоимость реализации, связанная с необходимостью строительства новых нагнетательных скважин;
[5]- во-вторых, низкая эффективность, что связано с высоким темпом падения дебита нефти и низким значением конечного коэффициента извлечения нефти по причине отсутствия поддержания пластового давления и вытеснения нефти;
[6]- в-третьих, низкая успешность ГРП, так как горизонтальные стволы скважин не сориентированы в направлении минимальных горизонтальных напряжений пласта.
[7]Также известен способ разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах с водонефтяными зонами (патент RU №2448240; МПК Е21В 43/00, опубл. 20.04.2012 г., бюл №11), включающий бурение вертикальных добывающих и нагнетательных скважин и скважин с горизонтальными участками, интенсификацию добычи нефти закачкой соляной кислоты, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. При этом горизонтальные участки проводят по рядам вертикальных добывающих скважин. Закачку кислоты производят последовательно в вертикальные скважины, по которым проведен горизонтальный участок, начиная от скважины, ближайшей к забою горизонтального участка, с созданием гидродинамической связи между вертикальной скважиной, в которую закачивают кислоту, и горизонтальным участком. По прошествии времени на реакцию кислоты отбирают продукты реакции из ствола скважины с горизонтальным участком. Затем осуществляют отсечение части горизонтального участка с образованием гидродинамической связи между вертикальной скважиной, в которую закачивали кислоту, и соответствующей ей частью горизонтального участка.
[8]Недостатками способа являются:
[9]- во-первых, высокая стоимость реализации, связанная с необходимостью строительства нагнетательных скважин;
[10]- во-вторых, низкая эффективность, что связано с высоким темпом падения дебита нефти и низким значением конечного коэффициента извлечения нефти по причине отсутствия поддержания пластового давления и вытеснения нефти;
[11]- в-третьих, низкая успешность ГРП, так как горизонтальные стволы скважин не сориентированы в направлении минимальных горизонтальных напряжений пласта.
[12]Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяных низкопроницаемых залежей с применением горизонтальных скважин с поперечно-направленными трещинами ГРП (патент RU №2515628, МПК Е21В 43/18, Е21В 43/30, опубл. 20.05.2014, Бюл. №14), включающий бурение горизонтальных добывающих скважин с рядным размещением скважин и ориентацией горизонтальных стволов в направлении, перпендикулярном направлению максимального напряжения σmax или в направлении минимальных горизонтальных напряжений пласта, и выполнение многостадийного ГРП на указанных горизонтальных добывающих скважинах, что параллельно рядам добывающих горизонтальных скважин, с чередованием через один ряд. Бурят ряды нагнетательных наклонно направленных скважин с выполнением на всех скважинах ГРП. При этом на нагнетательных скважинах, размещенных напротив середины длины горизонтального ствола добывающих скважин, ГРП и запуск в работу осуществляют на этапе, когда все соседние скважины уже пущены в работу: ближайшие добывающие горизонтальные скважины в соседних рядах - в добычу, ближайшие нагнетательные скважины в ряду - в закачку, причем закачку жидкости на наклонно направленных нагнетательных скважинах ведут при забойном давлении, превышающем давление разрыва пласта.
[13]Недостатками способа являются:
[14]- во-первых, высокая себестоимость реализации, связанная с необходимостью строительства нагнетательных скважин;
[15]- во-вторых, низкая эффективность, что связано с высоким темпом падения дебита нефти и низким значением конечного коэффициента извлечения нефти по причине неравномерного (не по всей высоте продуктивного пласта) фронта вытеснения нефти, создаваемого нагнетательными скважинами путем закачки воды с устья этих скважин;
[16]- в-третьих, низкое качество проведения ГРП, обусловленное низкой проводимостью трещины и, как следствие, слабым притоком нефти из продуктивного пласта в скважину. Пропускная способность трещины зависит от размера фракции проппанта, крепящего трещину, а точнее от расстояния между зернами проппанта, обеспечивающего пропускную способность трещины, и когда пропускная способность трещины не соответствует объему притока нефти из продуктивного пласта в зависимости от его проницаемости, проводимость трещины снижается;
[17]- в-четвертых, дополнительные энергетические затраты, так как необходимы подготовка воды и применение насосов для закачки воды с устья в нагнетательные скважины.
[18]Техническими задачами изобретения являются снижение себестоимости и повышение эффективности реализации способа, повышение качества проведения ГРП в горизонтальном стволе скважины, снижение энергетических затрат.
[19]Поставленные задачи решаются способом эксплуатации продуктивного и водоносного пластов, разделенных непроницаемым пропластком, скважиной с горизонтальными стволами и трещинами гидравлического разрыва пласта - ГРП, включающим бурение скважины с ориентацией горизонтальных стволов в направлении, перпендикулярном направлению максимального напряжения σmax, выполнение многостадийного ГРП в горизонтальном стволе добывающей скважины.
[20]Новым является то, что в продуктивном пласте забуривают вертикальную скважину, далее с забоя вертикальной скважины в направлении, перпендикулярном направлению максимального напряжения σmax, бурят первый горизонтальный ствол, после чего производят обсаживание первого горизонтального ствола и перфорацию, затем производят многостадийный ГРП с образованием трещин с последующим их креплением проппантом фракции, соответствующей проницаемости продуктивного пласта, при этом в продуктивном пласте с проницаемостью от 0,01 до 50 мД для крепления трещины закачивают жидкость-носитель с проппантом фракции 20/40 меш, а в продуктивном пласте с проницаемостью от 50 до 500 мД для крепления трещины закачивают жидкость-носитель с проппантом 12/18 меш, производят временное отсечение горизонтального ствола на входе, затем с забоя вертикальной скважины забуривают второй горизонтальный ствол в направлении, перпендикулярном направлению максимального напряжения σmax и противоположном направлению первого горизонтального ствола, после чего производят обсаживание второго горизонтального ствола и перфорацию, затем в горизонтальном стволе в интервале перфорации производят ГРП с образованием трещины, проникающей через непроницаемый пропласток в нижележащий водоносный пласт, причем для образования трещины первой порцией закачивают жидкость гидроразрыва с облегченным проппантом фракции 40/70 меш, а затем второй порцией закачивают жидкость гидроразрыва с утяжеленным проппантом фракции 16/20 меш, далее отсекают горизонтальный ствол на входе и перед интервалом ГРП, в вертикальную скважину спускают скважинный насос и запускают скважину в эксплуатацию.
[21]На фиг. 1-3 схематично и последовательно изображен предлагаемый способ.
[22]Способ реализуют следующим образом.
[23]Нефтяная залежь представлена продуктивным пластом 1 (см. фиг. 1), разделенным снизу непроницаемым пропластком (глинистым прослоем) 2 с водоносным пластом 3.
[24]В продуктивном пласте 1 забуривают вертикальную скважину 4.
[25]Далее с забоя вертикальной скважины 4 в направлении, перпендикулярном направлению главного напряжения σmax, бурят первый горизонтальный ствол 5 с последующим его обсаживанием.
[26]Далее в горизонтальном стволе 5 выполняют перфорацию и производят ГРП с образованием трещин 6 с последующим их креплением проппантом 7 фракции, соответствующей проницаемости продуктивного пласта 1.
[27]В продуктивном пласте 2 с проницаемостью от 0,01 до 50 мД для крепления трещины закачивают жидкость-носитель с проппантом фракции 20/40 меш, а в продуктивном пласте с проницаемостью от 50 до 500 мД для крепления трещины закачивают жидкость-носитель с проппантом фракции 12/18 меш. Выбор фракции проппанта 7 при креплении трещины 6 в продуктивном пласте 1 в зависимости от проницаемости продуктивного пласта 1 позволяет выбрать оптимальную проводимость трещины и обеспечить максимальный приток нефти через зерна проппанта 7, крепящего трещину 6, что позволяет повысить проводимость трещины, а значит, повысить качество проведенного ГРП.
[28]Если проницаемость продуктивного пласта 1 составляет, например, 40 мД, то используют проппант фракции 20/40 меш.
[29]Если проницаемость пласта 2 составляет, например, 100 мД, то используют проппант фракции 12/18 меш.
[30]Примем, что в данном конкретном случае проницаемость пласта составляет 100 мД, поэтому используем проппант 7 фракции 12/18 меш.
[31]Производят временное отсечение горизонтального ствола 5 на входе, например, пакер-пробкой 8.
[32]Далее до забоя вертикальной скважины 4 (см. фиг. 2) спускают клин-отклонитель (любой известной конструкции) и забуривают второй горизонтальный ствол 9 в направлении, перпендикулярном направлению максимального напряжения σmax и противоположном (на 180°) первому горизонтальному стволу 5. Производят обсаживание второго горизонтального ствола 9 и выполняют его перфорацию.
[33]Затем в горизонтальном стволе 9 в интервале перфорации производят ГРП с образованием трещины 10, проникающей через непроницаемый пропласток 2 в нижележащий водоносный пласт 3.
[34]Причем для образования трещины 10 первой порцией закачивают жидкость гидроразрыва с облегченным проппантом 11 мелкой фракции 40/70 меш, а затем второй порцией закачивают жидкости гидроразрыва с утяжеленным проппантом 12 более крупной фракции 16/20 меш.
[35]Облегченный проппант 11 при создании трещины 10 ГРП всплывает в жидкости гидроразрыва и, скапливаясь в верхней части трещины 10, создает эффект экранирования и не позволяет трещине развиваться вверх, т.е. прорвать продуктивный пласт 1 вверх.
[36]Далее отсекают второй горизонтальный ствол 9 (см. фиг.3) перед интервалом ГРП. Перекрывают изолирующим пакером, например, пакер-пробкой 13 для предотвращения прохождения воды из водоносного пласта 3 по горизонтальному стволу 9, а также устанавливают пакер-пробку 13 на входе в горизонтальный ствол 9 для исключения попадания в горизонтальный ствол 9 колонны труб, геофизических приборов и т.д. при работе с горизонтальным стволом 5.
[37]В вертикальную скважину 4 спускают насос 14 любой известной конструкции и запускают скважину в эксплуатацию.
[38]Трещина 10, выполненная в горизонтальном стволе 9, обеспечивает связь продуктивного 1 и водоносного 3 пластов, так как соблюдается условие P1>Р2 (см. фиг. 3),
[39]где P1 - давление в водоносном пласте 3, например, P1=8,0 МПа;
[40]Р2 - давление в продуктивном пласте 1, например Р2=4,0 МПа.
[41]Так как 8,0 МПа >4,0 МПа, то большее давление нижележащего водоносного пласта 3 (P1=8,0 МПа) вытесняет воду в продуктивный пласт 1 (Р2=4,0 МПа) и создает вытесняющий фронт (на фиг. 3 показан условно), что компенсирует отбор нефти из горизонтального ствола 5 через трещины ГРП 6 и поддерживает пластовое давление продуктивного пласта 1, в связи с чем поддерживается темп отбора нефти и повышается конечный коэффициент извлечения нефти из горизонтального ствола 4 скважинным насосом 14, спущенным в вертикальную скважину 4, так как обеспечивается эффективный фронт вытеснения нефти по всей высоте продуктивного пласта 1. Все это позволяет повысить эффективность реализации способа.
[42]Для поддержания фронта вытеснения нефти используется пластовая вода из водоносного пласта 3, что исключает затраты на подготовку и закачку воды насосами (на фиг. 1-3 не показана), как описано в прототипе, а это исключает дополнительные энергетические затраты.
[43]Нефть по трещинам 6 ГРП попадает в горизонтальный ствол 5, поднимается на прием насоса 14, с помощью которого отбирается на устье вертикальной скважины 4. Процесс реализации способа окончен.
[44]Строительство двух горизонтальных стволов 5 и 9 из одной вертикальной скважины 4 в предлагаемом способе исключает необходимость строительства нагнетательной скважины, в связи с чем, снижается себестоимость реализации способа.
[45]Предлагаемый способ позволяет:
[46]- снизить себестоимость реализации способа;
[47]- повысить эффективности реализации способа;
[48]- повысить качество проведения ГРП в горизонтальном стволе скважины;
[49]- исключить энергетические затраты на закачку воды в нагнетательные скважины.
