Способ разработки многопластовой нефтяной залежи с применением гидравлического разрыва пласта



Способ разработки многопластовой нефтяной залежи с применением гидравлического разрыва пласта
Способ разработки многопластовой нефтяной залежи с применением гидравлического разрыва пласта
Способ разработки многопластовой нефтяной залежи с применением гидравлического разрыва пласта
Способ разработки многопластовой нефтяной залежи с применением гидравлического разрыва пласта

 


Владельцы патента RU 2513791:

Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к области разработки многопластовых нефтяных месторождений и может быть использовано в нефтегазовой промышленности. Обеспечивает упрощение и удешевление способа разработки многопластовой нефтяной залежи, повышение эффективности его применения в нефтяных залежах, сложенных продуктивными пластами с различными фильтрационно-емкостными свойствами, а также ускорение сроков разработки многопластового месторождения. Сущность изобретения: способ включает закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор пластовых флюидов через добывающие скважины, осуществление гидравлического разрыва пласта с получением эффективной трещины гидроразрыва. Согласно изобретению определяют проницаемость каждого продуктивного пласта, вскрытого скважиной. Классифицируют продуктивные пласты по проницаемости. В зависимости от проницаемости продуктивного пласта проводят перфорацию в добывающих и нагнетательных скважинах. Нагнетательные скважины пускают под закачку, а в добывающих скважинах проводят гидравлический разрыв во всех продуктивных пластах. При этом в продуктивных пластах с проницаемостью менее 10 мД проводят гидравлический разрыв с созданием трещин гидроразрыва с закрепленной полудлиной свыше 100 м и закрепленной шириной в продуктивной части от 1,5 до 3 мм. В продуктивных в пластах с проницаемостью свыше 100 мД проводят гидравлический разрыв с созданием трещин гидроразрыва с закрепленной полудлиной до 40 м и закрепленной шириной от 5 до 20 мм. В продуктивных пластах с проницаемостью от 10 до 100 мД проводят гидравлический разрыв с созданием трещин гидроразрыва с закрепленной полудлиной от 40 до 100 м и закрепленной шириной от 3 до 7 мм. 1 з.п. ф-лы, 3 пр., 4 ил.

 

Изобретение относится к области разработки многопластовых нефтяных месторождений и может быть использовано в нефтегазовой промышленности.

Известен способ разработки залежи нефти с послойной неоднородностью (патент RU №2443855, МПК Е21В 43/20, опубл. 27.02.2012 г., бюл. №6), включающий бурение по любой из известных сеток вертикальных, горизонтальных и наклонных скважин, определение границ зон с различной проницаемостью, установку пакера в скважинах на границе зон, закачку вытесняющей жидкости в каждую зону через нагнетательные скважины и добычу продукции пласта из каждой зоны через нагнетательные скважины, определение толщины эффективной нефтенасыщенности для залежи, уплотнение сетки скважин дополнительными скважинами до 1-4 га/скв., бурение дополнительных скважин наклонно длиной в залежи, равной 2-3 толщинам эффективной нефтенасыщенности, определение зоны с различной проницаемостью, в зоне залежи с более низкой проницаемостью проведение кислотной обработки, закачку жидкости через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины выше и ниже границы зон с различной проницаемостью, бурение дополнительных скважин с меньшим диаметром, чем у остальных скважин.

Недостатками данного способа являются сложность и трудоемкость его выполнения, связанные с необходимостью бурения дополнительных наклонных скважин.

Также известен способ разработки нефтегазовой залежи с применением гидравлического разрыва пласта (патент RU №2135750, МПК Е21В 43/20, опубл. 27.08.1999 г.), включающий искусственное внутриконтурное воздействие на объект разработки путем закачки через нагнетательные скважины воды и/или газа, и/или иного вытесняющего агента, отбор пластовых флюидов через эксплуатационные скважины, осуществление гидравлического разрыва пласта комплексно на всей совокупности нагнетательных и эксплуатационных скважин, проведение проектирования и реализации гидравлического разрыва пласта на базе непрерывной информации о механических свойствах пород разрезов нагнетательных и эксплуатационных скважин, которую согласуют с геофизическими исследованиями, задание направления трещинам гидроразрыва подбором зенитных и азимутальных углов проводки нагнетательных и эксплуатационных скважин из расчета исключения неоднородности фильтрационных потоков, увеличение периода эффективной работы трещин гидроразрыва закачкой в них композиций физико-химических веществ, растворяющих глинистые и иные минеральные вещества, заполняющих трещины гидроразрыва.

Недостатком данного способа является низкая эффективность его применения в нефтяных залежах, сложенных продуктивными пластами с различными фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС).

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки многопластовой нефтяной залежи при наличии высокопроницаемого пропластка с применением гидравлического разрыва пласта (патент RU №2374435, МПК Е21В 43/16, опубл. 27.11.2009 г., бюл. №33), включающий закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор пластовых флюидов через добывающие скважины, осуществление гидравлического разрыва пласта избирательно, сначала в зоне низкопроницаемых пластов, исключая перфорацию высокопроницаемого пласта с проницаемостью в три и более раза выше средней по пластам, после проектного отбора запасов нефти проведение перфорации высокопроницаемого пласта с последующей эксплуатацией последнего, выполнение ствола с вертикальным вхождением в эксплуатационный объект для обеспечения максимального градиента давления разрыва и создания оптимальной трещины гидроразрыва, при этом одновременно проведение в нагнетательном фонде скважин гидравлического разрыва пласта в интервалах с низкой проницаемостью, причем для создания вертикальной фильтрации между высокопроницаемым пропластком, неперфорированным, и низкопроницаемым проводят боковой горизонтальный ствол в низкопроницаемом интервале с последующим поинтервальным гидравлическим разрывом пласта.

Недостатками данного способа являются сложность и трудоемкость его выполнения, присущая вышеуказанным аналогам, а также замедленная разработка многопластового месторождения, связанная с поэтапным введением в разработку пластов с различными ФЕС.

Техническими задачами изобретения являются упрощение и удешевление способа разработки многопластовой нефтяной залежи, повышение эффективности его применения в нефтяных залежах, сложенных продуктивными пластами с различными ФЕС, а также ускорение сроков разработки многопластового месторождения.

Поставленные технические задачи решаются способом разработки многопластовой нефтяной залежи с применением гидравлического разрыва пласта, включающим закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор пластовых флюидов через добывающие скважины, осуществление гидравлического разрыва пласта с получением эффективной трещины гидроразрыва.

Новым является то, что определяют проницаемость каждого продуктивного пласта, вскрытого скважиной, классифицируют продуктивные пласты по проницаемости, в зависимости от проницаемости продуктивного пласта проводят перфорацию в добывающих и нагнетательных скважинах, нагнетательные скважины пускают под закачку, а в добывающих скважинах проводят гидравлический разрыв во всех продуктивных пластах, причем в продуктивных пластах с проницаемостью менее 10 мД проводят гидравлический разрыв с созданием трещин гидроразрыва с закрепленной полудлиной свыше 100 м и закрепленной шириной в продуктивной части от 1,5 до 3 мм, в продуктивных в пластах с проницаемостью свыше 100 мД проводят гидравлический разрыв с созданием трещин гидроразрыва с закрепленной полудлиной до 40 м и закрепленной шириной от 5 до 20 мм, а в продуктивных пластах с проницаемостью от 10 до 100 мД проводят гидравлический разрыв с созданием трещин гидроразрыва с закрепленной полу длиной от 40 до 100 м и закрепленной шириной от 3 до 7 мм.

Также новым является то, что для эффективной разработки многопластовой нефтяной залежи в добывающих скважинах применяют оборудование для одновременно-раздельной эксплуатации.

На фиг.1 схематично представлены профили ширины и полудлины трещин гидроразрыва. На фиг.2, 3, 4 представлена последовательность реализации предлагаемого способа.

Предлагаемый способ осуществляют следующим образом.

На многопластовой нефтяной залежи строят сеть вертикальных и/или наклонно направленных добывающих и нагнетательных скважин. В процессе строительства сети вертикальных и/или наклонно направленных добывающих и нагнетательных скважин в них проводят комплекс геофизических исследований скважин (ГИС), в частности определяют проницаемость каждого продуктивного пласта многопластовой нефтяной залежи, вскрытого скважиной. Классифицируют продуктивные пласты по проницаемости на три основные группы. К первой группе относят продуктивные пласты 1 (фиг.1-4) с проницаемостью до 10 мД, ко второй - продуктивные пласты 2 с проницаемостью от 10 до 100 мД, к третьей - продуктивные пласты 3 с проницаемостью свыше 100 мД.

В добывающих и нагнетательных скважинах в зависимости от проницаемости производят перфорацию 4 продуктивных пластов, причем для достижения равномерной приемистости всех продуктивных пластов, вскрытых нагнетательной скважиной, а также для улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом при проведении гидравлического разрыва в добывающих скважинах перфорацию проводят с различной плотностью перфорационных отверстий на 1 м продуктивного пласта. Чем больше проницаемость продуктивного пласта, тем меньше плотность перфорационных отверстий на 1 м продуктивного пласта.

Опытным путем было установлено, что оптимальная плотность перфорационных отверстий на 1 м продуктивной толщины продуктивного пласта с проницаемостью от 10 до 100 мД составляет 10 отверстий. Соответственно продуктивные пласты третьей группы с проницаемостью свыше 100 мД перфорируют с меньшей плотностью перфорационных отверстий, например 5 перфорационных отверстий на 1 м продуктивной толщины продуктивного пласта. Продуктивные пласты первой группы с проницаемостью менее 10 мД перфорируют с большей плотностью перфорационных отверстий, например 20 перфорационных отверстий на 1 м продуктивной толщины продуктивного пласта.

Нагнетательные скважины пускают под закачку, а в добывающих скважинах осуществляют гидравлический разрыв пласта, причем проводят гидравлический разрыв во всех продуктивных пластах многопластовой нефтяной залежи.

Общеизвестно, что эффективность трещины гидроразрыва как проводящего канала из продуктивного пласта в ствол скважины определяется ее безразмерной проницаемостью. Безразмерная проницаемость трещины гидроразрыва - это величина, показывающая отношение проницаемости продуктивного пласта к проницаемости самой трещины гидроразрыва. Проницаемость трещины гидроразрыва должна быть больше проницаемости продуктивного пласта в 1,2-1,4 раза. При таком соотношении проницаемостей проводимый гидравлический разрыв будет наиболее эффективным.

Например, для того чтобы добиться такого соотношения проницаемостей в продуктивных пластах с проницаемостью менее 10 мД, необходимо создавать трещины гидроразрыва с закрепленной полудлиной свыше 100 м и закрепленной шириной в продуктивной части от 1,5 до 3 мм, в продуктивных пластах с проницаемостью свыше 100 мД необходимо создавать трещины гидроразрыва с закрепленной полудлиной до 40 м и закрепленной шириной от 5 до 20 мм, а в продуктивных пластах с проницаемостью от 10 до 100 мД необходимо создавать трещины гидроразрыва с закрепленной полудлиной от 40 до 100 м и закрепленной шириной от 3 до 7 мм.

Если говорить в целом, то в продуктивных пластах с низкой проницаемостью трещины гидроразрыва должны быть узкими и протяженными, а в продуктивных пластах с высокой проницаемостью - широкими и короткими.

Для создания трещины гидроразрыва с заданной геометрией в продуктивных пластах первой и второй групп проводят гидравлический разрыв с закачкой буферной жидкости разрыва в объеме, равном 10-20% от общего объема жидкости разрыва, при увеличении концентрации крепителя трещин - проппанта в смеси и постоянном расходе жидкости разрыва (см., например, монографию Константинова С.В., Гусева В.И., / Техника и технология проведения гидравлического разрыва пластов за рубежом: - Обзорная информация, М., ВНИИОЭНГ, 1985 - 61 с.). Причем общий объем жидкости разрыва определяют исходя из промыслового опыта и с помощью различных компьютерных моделирующих программ.

Для создания трещины гидроразрыва в продуктивных пластах третьей группы проводят гидравлический разрыв с применением технологий концевого экранирования (например, таких как TSO или Frac-Pack - фирменные названия технологий) с закачкой буферной жидкости разрыва в объеме, равном 7-10% от общего объема жидкости разрыва, со ступенчатым увеличением концентрации проппанта в смеси и со ступенчатым снижением расхода жидкости разрыва (см., например, патенты US №6837309 и US №6938693).

Например, для того чтобы проведенный гидравлический разрыв в продуктивном пласте первой группы толщиной 5 м и проницаемостью до 10 мД оказался оптимальным с точки зрения его эффективности, потребуется создать трещину гидроразрыва 9 с такими параметрами, как: закрепленная полудлина трещины гидроразрыва в продуктивном пласте свыше 100 м, например 110 м, и закрепленная ширина в продуктивном пласте от 1,5 до 3 мм, например 3 мм (фиг.1). Для этого потребуется закачать 60-90 м3 жидкости разрыва и порядка 12-20 т крепителя трещин - проппанта.

Для того чтобы проведенный гидравлический разрыв в продуктивном пласте второй группы толщиной 5 м и проницаемостью от 10 до 100 мД оказался оптимальным с точки зрения его эффективности, потребуется создать трещину гидроразрыва 11 с такими параметрами, как: закрепленная полудлина трещины гидроразрыва в продуктивном пласте от 40 до 100 м, например 57 м, и закрепленная ширина в продуктивном пласте от 3 до 7 мм, например 5 мм (фиг.1). Для этого потребуется закачать 40-47 м3 жидкости разрыва и порядка 6-9 т крепителя трещин - проппанта.

Для того чтобы проведенный гидравлический разрыв в продуктивном пласте третьей группы толщиной 5 м и проницаемостью свыше 100 мД оказался оптимальным с точки зрения его эффективности, потребуется создать трещину гидроразрыва 10 с такими параметрами, как: закрепленная полудлина трещины гидроразрыва в продуктивном пласте до 40 м, например 38 м, закрепленная ширина в продуктивном пласте от 5 до 20 мм, например 17 мм (фиг.1). Для этого потребуется закачать 40-45 м3 жидкости разрыва и порядка 10-20 т крепителя трещин - проппанта.

Для обеспечения эффективной разработки многопластовой нефтяной залежи в добывающих скважинах применяют оборудование для одновременно-раздельной эксплуатации.

Примеры практического применения способа.

Пример 1.

На многопластовой нефтяной залежи, сложенной продуктивными пластами с различными ФЕС, построили сеть добывающих и нагнетательных скважин.

В процессе строительства сети вертикальных и/или наклонно направленных добывающих и нагнетательных скважин провели комплекс ГИС, в частности определили проницаемость каждого продуктивного пласта многопластовой нефтяной залежи, вскрытого скважиной.

Классифицировали продуктивные пласты по проницаемости на три основные группы. К первой группе отнесли продуктивные пласты 1 (фиг.1) с проницаемостью 8 мД (до 10 мД), ко второй - продуктивные пласты 2 с проницаемостью 83 мД (от 10 до 100 мД), к третьей - продуктивные пласты 3 с проницаемостью 320 мД (свыше 100 мД).

В добывающих и нагнетательных скважинах произвели перфорацию 4 продуктивных интервалов. Продуктивные пласты первой группы перфорировали с плотностью 20 отверстий на 1 м продуктивной толщины, продуктивные пласты второй группы - с плотностью 10 отверстий на 1 м продуктивной толщины, а продуктивные пласты третьей группы - с плотностью 5 отверстий на 1 м продуктивной толщины.

Нагнетательные скважины пустили под закачку, а в добывающих скважинах провели гидравлический разрыв. В добывающих скважинах гидравлический разрыв пласта проводили в следующей последовательности.

На насосно-компрессорных трубах 5 (фиг.2) марки "К" или "Е" диаметром 89 мм по ГОСТ 633-80 спустили в скважину 6 двухпакерную компоновку 7 (например, двухпакерную компоновку для селективного гидроразрыва пласта 2ПРОК-ГРПС-2 производства ООО НПФ «Пакер», г.Октябрьский, РБ) с установленным между двумя пакерами фильтром 8. Двухпакерная компоновка позволяет надежно изолировать подвергаемый гидравлическому разрыву интервал от выше и нижележащих продуктивных пластов.

Установили двухпакерную компоновку напротив самого нижнего перфорированного продуктивного пласта 1 первой группы с проницаемостью 8 мД и провели в нем массированный гидравлический разрыв.

Закачали в скважину буферную жидкость разрыва без крепителя трещин - проппанта - в объеме 10 м3, затем закачали еще 70 м3 жидкости разрыва в смеси с проппантом, при этом увеличивали концентрацию проппанта в смеси с 200 до 1200 кг/м3. Общая закачанная масса проппанта при этом составила 20 т. Расход закачки жидкости разрыва был постоянным и составлял 2,5 м3/мин. После этого продавили жидкость разрыва в смеси с проппантом в продуктивный пласт технической водой в объеме, равном 11,4 м3, при давлении 37 МПа.

В результате создали трещину гидроразрыва 9 (фиг.1) с такими параметрами, как: закрепленная полудлина - 110 м и закрепленная ширина в продуктивной части - 3 мм. Общая длина трещины гидроразрыва - длина трещины в обе стороны от оси скважины - составила соответственно 220 м.

После спада давления подняли двухпакерную компоновку и установили ее напротив вышележащего продуктивного пласта 3 (фиг.3), относящегося к третьей группе с проницаемостью 320 мД и провели в нем гидравлический разрыв с использованием технологий концевого экранирования TSO и Frac-Pack.

Закачали в скважину буферную жидкость разрыва без крепителя трещин - проппанта - в объеме 6 м3, затем закачали еще 39 м3 жидкости разрыва в смеси с проппантом, при этом проппант в смеси с жидкостью разрыва закачивали последовательно, в три стадии. На первой стадии закачали 600 кг проппанта в смеси с жидкостью разрыва в объеме 1 м3 при расходе 2,5 м3/мин, концентрация проппанта в смеси составляла соответственно 600 кг/м3. Затем снизили расход закачки до 0,5 м3/мин в течение 2 мин. Затем возобновили расход закачки до 2 м3/мин и закачали в НКТ оставшийся объем жидкости разрыва в смеси с проппантом, при этом постепенно увеличивали концентрацию проппанта в смеси с 600 до 1200 кг/м3. После этого продавили жидкость разрыва в смеси с проппантом в продуктивный пласт технической водой в объеме, равном 9,1 м3, при давлении 27 МПа, при этом постепенно снижали расход закачки с 2 до 0,5 м3/мин.

В результате создали трещину гидроразрыва 10 (фиг.1) с такими параметрами, как: закрепленная полудлина трещины гидроразрыва - 38 м, закрепленная ширина трещины гидроразрыва в продуктивной части 20 мм (фиг.1). Общая длина трещины гидроразрыва - длина трещины в обе стороны от оси скважины - составила соответственно 76 м.

После спада давления подняли двухпакерную компоновку и установили ее напротив вышележащего продуктивного пласта 2 (фиг.4), относящегося ко второй группе с проницаемостью 83 мД, и провели в нем обычный гидравлический разрыв.

Закачали в скважину буферную жидкость разрыва без крепителя трещин - проппанта - в объеме 7 м3, затем закачали еще 40 м3 жидкости разрыва в смеси с проппантом, при этом увеличивали концентрацию проппанта в смеси с 200 до 1200 кг/м3. Общая закачанная масса проппанта при этом составила 8 т. Расход закачки жидкости разрыва был постоянным и составлял 2,1 м3/мин. После этого продавили жидкость разрыва в смеси с проппантом в продуктивный пласт технической водой в объеме, равном 7,6 м3, при давлении 24 МПа.

В результате создали трещину гидроразрыва 11 (фиг.1) с такими параметрами, как: закрепленная полудлина трещины гидроразрыва - 40 м, закрепленная ширина трещины гидроразрыва в продуктивной части - 3 мм. Общая длина трещины гидроразрыва - длина трещины в обе стороны от оси скважины - составила соответственно 80 м.

После завершения полного цикла гидравлического разрыва продуктивных пластов на скважине извлекли двухпакерную компоновку из скважины. Спуском технологических НКТ диаметром 73 мм (на фиг.1-4 не показано) промыли скважину от остатков жидкости разрыва и проппанта. Спустили в скважину соответствующее оборудование для одновременно-раздельной эксплуатации пластов и пустили скважину в работу.

Пример 2.

На многопластовой нефтяной залежи, сложенной продуктивными пластами с различными ФЕС, построили сеть добывающих и нагнетательных скважин.

В процессе строительства сети вертикальных и/или наклонно направленных добывающих и нагнетательных скважин провели комплекс ГИС, в частности определили проницаемость каждого продуктивного пласта многопластовой нефтяной залежи, вскрытого скважиной.

Классифицировали продуктивные пласты по проницаемости на три основные группы. К первой группе отнесли продуктивные пласты 1 (фиг.1) с проницаемостью 5 мД, ко второй - продуктивные пласты 2 с проницаемостью 10 мД, к третьей - продуктивные пласты 3 с проницаемостью 240 мД.

В добывающих и нагнетательных скважинах произвели перфорацию 4 продуктивных интервалов. Продуктивные пласты первой группы перфорировали с плотностью 20 отверстий на 1 м продуктивной толщины, продуктивные пласты второй группы - с плотностью 10 отверстий на 1 м продуктивной толщины, а продуктивные пласты третьей группы - с плотностью 5 отверстий на 1 м продуктивной толщины.

Нагнетательные скважины пустили под закачку, а в добывающих скважинах провели гидравлический разрыв. В добывающих скважинах гидравлический разрыв пласта проводили в следующей последовательности.

На насосно-компрессорных трубах 5 (фиг.2) марки "К" или "Е" диаметром 89 мм по ГОСТ 633-80 спустили в скважину 6 двухпакерную компоновку 7 (например, двухпакерную компоновку для селективного гидроразрыва пласта 2ПРОК-ГРПС-2 производства ООО НПФ «Пакер», г.Октябрьский, РБ) с установленным между двумя пакерами фильтром 8. Двухпакерная компоновка позволяет надежно изолировать подвергаемый гидравлическому разрыву интервал от выше- и нижележащих продуктивных пластов.

Установили двухпакерную компоновку напротив самого нижнего перфорированного продуктивного пласта 1 первой группы с проницаемостью 5 мД и провели в нем массированный гидравлический разрыв.

Закачали в скважину буферную жидкость разрыва без крепителя трещин - проппанта - в объеме 8 м3, затем закачали еще 73 м3 жидкости разрыва в смеси с проппантом, при этом увеличивали концентрацию проппанта в смеси с 200 до 1200 кг/м3. Общая закачанная масса проппанта при этом составила 18 т. Расход закачки жидкости разрыва был постоянным и составлял 2,5 м3/мин. После этого продавили жидкость разрыва в смеси с проппантом в продуктивный пласт технической водой в объеме, равном 11,4 м3, при давлении 37 МПа.

В результате создали трещину гидроразрыва 9 (фиг.1) с такими параметрами, как: закрепленная полудлина - 120 м и закрепленная ширина в продуктивной части - 2,2 мм. Общая длина трещины гидроразрыва - длина трещины в обе стороны от оси скважины - составила соответственно 240 м.

После спада давления подняли двухпакерную компоновку и установили ее напротив вышележащего продуктивного пласта 3 (фиг.3), относящегося к третьей группе с проницаемостью 240 мД, и провели в нем гидравлический разрыв с использованием технологий концевого экранирования TSO и Frac-Pack.

Закачали в скважину буферную жидкость разрыва без крепителя трещин - проппанта - в объеме 5 м3, затем закачали еще 40 м3 жидкости разрыва в смеси с проппантом, при этом проппант в смеси с жидкостью разрыва закачивали последовательно, в три стадии. На первой стадии закачали 600 кг проппанта в смеси с жидкостью разрыва в объеме 1 м3 при расходе 2,5 м3/мин, концентрация проппанта в смеси составляла соответственно 600 кг/м3. Затем снизили расход закачки до 0,5 м3/мин в течение 2 мин. Затем возобновили расход закачки до 2 м3/мин и закачали в НКТ оставшийся объем жидкости разрыва в смеси с проппантом, при этом постепенно увеличивали концентрацию проппанта в смеси с 600 до 1200 кг/м3. После этого продавили жидкость разрыва в смеси с проппантом в продуктивный пласт технической водой в объеме, равном 9,1 м3, при давлении 27 МПа, при этом постепенно снижали расход закачки с 2 до 0,5 м3/мин.

В результате создали трещину гидроразрыва 10 (фиг.1) с такими параметрами, как: закрепленная полудлина трещины гидроразрыва - 34 м, закрепленная ширина трещины гидроразрыва в продуктивной части 10 мм (фиг.1). Общая длина трещины гидроразрыва - длина трещины в обе стороны от оси скважины - составила соответственно 68 м.

После спада давления подняли двухпакерную компоновку и установили ее напротив вышележащего продуктивного пласта 2 (фиг.4), относящегося ко второй группе с проницаемостью 54 мД, и провели в нем обычный гидравлический разрыв.

Закачали в скважину буферную жидкость разрыва без крепителя трещин - проппанта - в объеме 10 м3, затем закачали еще 60 м3 жидкости разрыва в смеси с проппантом, при этом увеличивали концентрацию проппанта в смеси с 200 до 1200 кг/м3. Общая закачанная масса проппанта при этом составила 12 т. Расход закачки жидкости разрыва был постоянным и составлял 2,1 м3/мин. После этого продавили жидкость разрыва в смеси с проппантом в продуктивный пласт технической водой в объеме, равном 7,6 м3, при давлении 24 МПа.

В результате создали трещину гидроразрыва 11 (фиг.1) с такими параметрами, как: закрепленная полудлина трещины гидроразрыва - 70 м, закрепленная ширина трещины гидроразрыва в продуктивной части - 5 мм. Общая длина трещины гидроразрыва - длина трещины в обе стороны от оси скважины - составила соответственно 140 м.

После завершения полного цикла гидравлического разрыва продуктивных пластов на скважине извлекли двухпакерную компоновку из скважины. Спуском технологических НКТ диаметром 73 мм (на фиг.1-4 не показано) промыли скважину от остатков жидкости разрыва и проппанта. Спустили в скважину соответствующее оборудование для одновременно-раздельной эксплуатации пластов и пустили скважину в работу.

Пример 3.

На многопластовой нефтяной залежи, сложенной продуктивными пластами с различными ФЕС, построили сеть добывающих и нагнетательных скважин.

В процессе строительства сети вертикальных и/или наклонно направленных добывающих и нагнетательных скважин провели комплекс ГИС, в частности определили проницаемость каждого продуктивного пласта многопластовой нефтяной залежи, вскрытого скважиной.

Классифицировали продуктивные пласты по проницаемости на три основные группы. К первой группе отнесли продуктивные пласты 1 (фиг.1) с проницаемостью 2 мД, ко второй - продуктивные пласты 2 с проницаемостью 100 мД, к третьей -продуктивные пласты 3 с проницаемостью 120 мД.

В добывающих и нагнетательных скважинах произвели перфорацию 4 продуктивных интервалов. Продуктивные пласты первой группы перфорировали с плотностью 20 отверстий на 1 м продуктивной толщины, продуктивные пласты второй группы - с плотностью 10 отверстий на 1 м продуктивной толщины, а продуктивные пласты третьей группы - с плотностью 5 отверстий на 1 м продуктивной толщины.

Нагнетательные скважины пустили под закачку, а в добывающих скважинах провели гидравлический разрыв. В добывающих скважинах гидравлический разрыв пласта проводили в следующей последовательности.

На насосно-компрессорных трубах 5 (фиг.2) марки "К" или "Е" диаметром 89 мм по ГОСТ 633-80 спустили в скважину 6 двухпакерную компоновку 7 (например, двухпакерную компоновку для селективного гидроразрыва пласта 2ПРОК-ГРПС-2 производства ООО НПФ «Пакер», г.Октябрьский, РБ) с установленным между двумя пакерами фильтром 8. Двухпакерная компоновка позволяет надежно изолировать подвергаемый гидравлическому разрыву интервал от выше- и нижележащих продуктивных пластов.

Установили двухпакерную компоновку напротив самого нижнего перфорированного продуктивного пласта 1 первой группы с проницаемостью 2 мД и провели в нем массированный гидравлический разрыв.

Закачали в скважину буферную жидкость разрыва без крепителя трещин - проппанта - в объеме 15 м3, затем закачали еще 90 м3 жидкости разрыва в смеси с проппантом, при этом увеличивали концентрацию проппанта в смеси с 200 до 1200 кг/м3. Общая закачанная масса проппанта при этом составила 21 т. Расход закачки жидкости разрыва был постоянным и составлял 2,5 м3/мин. После этого продавили жидкость разрыва в смеси с проппантом в продуктивный пласт технической водой в объеме, равном 11,4 м3, при давлении 37 МПа.

В результате создали трещину гидроразрыва 9 (фиг.1) с такими параметрами, как: закрепленная полудлина - 150 м и закрепленная ширина в продуктивной части - 1,5 мм. Общая длина трещины гидроразрыва - длина трещины в обе стороны от оси скважины - составила соответственно 300 м.

После спада давления подняли двухпакерную компоновку и установили ее напротив вышележащего продуктивного пласта 3 (фиг.3), относящегося к третьей группе с проницаемостью 120 мД, и провели в нем гидравлический разрыв с использованием технологий концевого экранирования TSO и Frac-Pack.

Закачали в скважину буферную жидкость разрыва без крепителя трещин - проппанта - в объеме 4 м3, затем закачали еще 32 м3 жидкости разрыва в смеси с проппантом, при этом проппант в смеси с жидкостью разрыва закачивали последовательно, в три стадии. На первой стадии закачали 600 кг проппанта в смеси с жидкостью разрыва в объеме 1 м3 при расходе 2,5 м3/мин, концентрация проппанта в смеси составляла соответственно 600 кг/м3. Затем снизили расход закачки до 0,5 м3/мин в течение 2 мин. Затем возобновили расход закачки до 2 м3/мин и закачали в НКТ оставшийся объем жидкости разрыва в смеси с проппантом, при этом постепенно увеличивали концентрацию проппанта в смеси с 600 до 1200 кг/м3. После этого продавили жидкость разрыва в смеси с проппантом в продуктивный пласт технической водой в объеме, равном 9,1 м3, при давлении 27 МПа, при этом постепенно снижали расход закачки с 2 до 0,5 м3/мин.

В результате создали трещину гидроразрыва 10 (фиг.1) с такими параметрами, как: закрепленная полудлина трещины гидроразрыва - 31 м, закрепленная ширина трещины гидроразрыва в продуктивной части 5 мм (фиг.1). Общая длина трещины гидроразрыва - длина трещины в обе стороны от оси скважины - составила соответственно 62 м.

После спада давления подняли двухпакерную компоновку и установили ее напротив вышележащего продуктивного пласта 2 (фиг.4), относящегося ко второй группе с проницаемостью 30 мД, и провели в нем обычный гидравлический разрыв.

Закачали в скважину буферную жидкость разрыва без крепителя трещин - проппанта - в объеме 8 м3, затем закачали еще 45 м3 жидкости разрыва в смеси с проппантом, при этом увеличивали концентрацию проппанта в смеси с 200 до 1200 кг/м3. Общая закачанная масса проппанта при этом составила 12 т. Расход закачки жидкости разрыва был постоянным и составлял 2,1 м3/мин. После этого продавили жидкость разрыва в смеси с проппантом в продуктивный пласт технической водой в объеме, равном 7,6 м3, при давлении 24 МПа.

В результате создали трещину гидроразрыва 11 (фиг.1) с такими параметрами, как: закрепленная полудлина трещины гидроразрыва - 100 м, закрепленная ширина трещины гидроразрыва в продуктивной части - 7 мм. Общая длина трещины гидроразрыва - длина трещины в обе стороны от оси скважины - составила соответственно 200 м.

После завершения полного цикла гидравлического разрыва продуктивных пластов на скважине извлекли двухпакерную компоновку из скважины. Спуском технологических НКТ диаметром 73 мм (на фиг.1-4 не показано) промыли скважину от остатков жидкости разрыва и проппанта. Спустили в скважину соответствующее оборудование для одновременно-раздельной эксплуатации пластов и пустили скважину в работу.

В результате применения предлагаемого способа удалось кратно повысить отбор пластовых флюидов, ускорить процесс разработки многопластовой нефтяной залежи, сложенной продуктивными пластами с различными ФЕС, а также сэкономить значительные материально-технические ресурсы.

Предлагаемый способ позволяет упростить и удешевить разработку многопластовой нефтяной залежи, повысить эффективность разработки многопластовых нефтяных залежей, сложенных продуктивными пластами с различными ФЕС, а также ускорить разработку подобных нефтяных месторождений.

1. Способ разработки многопластовой нефтяной залежи с применением гидравлического разрыва пласта, включающий закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор пластовых флюидов через добывающие скважины, осуществление гидравлического разрыва пласта с получением эффективной трещины гидроразрыва, отличающийся тем, что определяют проницаемость каждого продуктивного пласта, вскрытого скважиной, классифицируют продуктивные пласты по проницаемости, в зависимости от проницаемости продуктивного пласта проводят перфорацию в добывающих и нагнетательных скважинах, нагнетательные скважины пускают под закачку, а в добывающих скважинах проводят гидравлический разрыв во всех продуктивных пластах, причем в продуктивных пластах с проницаемостью менее 10 мД проводят гидравлический разрыв с созданием трещин гидроразрыва с закрепленной полудлиной свыше 100 м и закрепленной шириной в продуктивной части от 1,5 до 3 мм, в продуктивных в пластах с проницаемостью свыше 100 мД проводят гидравлический разрыв с созданием трещин гидроразрыва с закрепленной полудлиной до 40 м и закрепленной шириной от 5 до 20 мм, а в продуктивных пластах с проницаемостью от 10 до 100 мД проводят гидравлический разрыв с созданием трещин гидроразрыва с закрепленной полудлиной от 40 до 100 м и закрепленной шириной от 3 до 7 мм.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что для эффективной разработки многопластовой нефтяной залежи в добывающих скважинах применяют оборудование для одновременно-раздельной эксплуатации.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к консолидации жидкостных стадий и применимо в жидкостной системе, используемой для закачивания в скважину. Способ поддержания консолидации жидкостных стадий в жидкостной системе, используемой для закачивания в скважину, содержащей контактирующую жидкость иного характера, прилегающую к жидкостной стадии, включает подмешивание твердых частиц по меньшей мере к жидкостной стадии или к соседней контактирующей жидкости в количестве, при котором между стадией и соседней контактирующей жидкостью образуются дискретные границы контактирующей жидкости, и закачивание жидкостной системы в ствол скважины.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для формирования в породных массивах сплошных трещин нужных размеров и формы. Устройство включает полый цилиндрический корпус с радиальными отверстиями.
Изобретение относится к горному делу, преимущественно к угольной промышленности, и может быть использовано для гидродинамического воздействия на угольный пласт и глубокой его дегазации.

Изобретение относится к горнодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных, газовых, газоконденсатных и метаноугольных месторождений.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при осуществлении гидравлического разрыва пласта преимущественно в карбонатных пластах.

Изобретение относится к способам обработки подземной формации с использованием сшитых полимеров. Способ обработки подземной формации, пронизанной буровой скважиной, включает введение обрабатывающей текучей среды в буровую скважину, сшивание гидратируемого полимера для повышения вязкости обрабатывающей текучей среды по меньшей мере для части вводимой таковой и сверхсшивание сшитого полимера для замедленного разрушения структуры обрабатывающей текучей среды.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для освоения и восстановления дебита эксплуатационных скважин, понизившегося вследствие кольматации призабойной зоны АСПО и мехпримесями.

Изобретение относится к области добычи углеводородов и может быть применено для интенсификации притока флюида к скважине за счет образования трещин в продуктивном пласте.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами с применением гидравлического разрыва пласта.
Изобретение относится к керамическому проппанту и к способу его изготовления, а также к способу гидравлического разрыва пласта. Техническим результатом изобретения является снижение плотности и повышение стойкости к разрушению проппанта.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных залежей на поздней стадии, характеризующихся неоднородными коллекторами различной природы и, в частности, зонально неоднородными коллекторами с пластами различной проницаемости или трещинно-поровыми коллекторами.

Изобретение относится к топливно-энергетической промышленности и направлено на решение проблемы, связанной с устойчивым получением и добычей углеводородов - нефти и газа, и определением их количества.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к методам повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти и газа в нагнетательных добывающих нефтяных и газовых скважинах как с терригенными, так и с карбонатными коллекторами.

Изобретения относятся к нефтяной промышленности. Технический результат - увеличение извлечения углеводородов из подземного коллектора.

Группа изобретений относится к системам и способам добычи нефти и/или газа с использованием методов повышения нефтеотдачи. Обеспечивает повышение эффективности решений на основе использования технологии смешивающегося вытеснения.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к способам вскрытия зоны пласта, прилегающей к скважине, для интенсификации притока пластового флюида.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами с применением гидравлического разрыва пласта.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с различным типом коллектора. Обеспечивает повышение нефтеотдачи и эффективности процесса вытеснения нефти.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - работоспособность в залежи с наклонным водонефтяным контактом, снижение процента обводненности добываемой продукции из пласта, исключение прорыва теплоносителя в добывающую скважину с одновременным снижением затрат на исключении строительства дополнительной нагнетательной скважины.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с применением разветвленных горизонтальных скважин. Сущность изобретения: осуществляют бурение вертикальных нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие горизонтальные скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для закачки попутного нефтяного газа в пласт. Система содержит добывающую скважину, сепаратор, насос с электродвигателем, трубопровод для подачи воды, газовый трубопровод, смесительное устройство, нагнетательную скважину и пакер с вмонтированной трубой. Насос, электродвигатель и смесительное устройство размещены внутри нагнетательной скважины. Насос установлен под электродвигателем, который снабжен кожухом, соединенным с трубопроводом для подачи воды. Ниже смесителя над или под пакером дополнительно установлен дожимной насос. Дожимной насос может быть снабжен собственным электродвигателем. В качестве дожимного и/или основного насоса может быть использован центробежный насос, или насос объемного типа, или насос диагонального или осевого типа. Технический результат заключается в смешении воды с попутным газом внутри нагнетательной скважины, что позволяет избежать создания развитой инфраструктуры на поверхности, обеспечивает экологическую безопасность окружающей среды за счет исключения возможных выбросов газа в атмосферу. 4 з. п. ф-лы, 2 ил.
Наверх