Способ разработки нефтяных залежей сообщаемыми через продуктивный пласт скважинами

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для разработки нефтяных залежей сообщаемыми через продуктивный пласт скважинами. Технический результат - повышение эффективности вытеснения нефти и увеличение объема добычи нефти за счет повышения охвата выработкой запасов по площади и разрезу. По способу осуществляют строительство по проектной сетке вертикальных скважин с забоем ниже уровня подошвы пласта с отбором продукции из вертикальных скважин. В этих скважинах проводят геолого-промысловые исследования для определения свойств пласта, добываемой продукции и критического давления пласта. Из вертикальной скважины осуществляют строительство горизонтальных скважин в направлении другой аналогичной вертикальной скважины и с изоляцией их до горизонтальной части и с забоем, располагаемым не более чем в 10 м от другой вертикальной скважины, с последующим гидроразрывом пласта для обеспечения сообщения между скважинами. При этом вертикальную скважину для отбора продукции оборудуют насосом, спускаемым на колонне труб ниже подошвы пласта и места сообщения с горизонтальными скважинами. Отбор продукции осуществляют с контролем гидродинамического уровня пласта. Из горизонтального ствола строят дополнительные восходящие стволы - более одного. Эти стволы бурят в разных направлениях с пересечением вертикальных и поперечных трещин. Расстояние между восходящими стволами принимают обратно пропорционально нефтенасыщенности на участке залежи. Угол наклона этих стволов уменьшают до 30° с увеличением нефтенасыщенной толщины. Бурят эти стволы, начиная со ствола, расположенного ближе к забою основного горизонтального ствола. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

 

Предлагаемый способ относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использован для разработки нефтяных залежей сообщаемыми через продуктивный пласт скважинами.

Известен способ добычи высоковязкой нефти (патент RU №2307242, МПК Е21В 43/24, опубл. 27.09.2007, Бюл. №27), включающий установку в пробуренную горизонтальную скважину перфорированной обсадной колонны и цементаж ее до горизонтальной части. Дополнительно бурят вертикальную скважину, которой пересекают пробуренную в оконечной горизонтальной части, и сообщают с ней. Подают теплоноситель в горизонтальную скважину по колонне насосно-компрессорных труб в начало горизонтальной части, а продукцию отбирают из вертикальной скважины до обеспечения заданной приемистости. Подачу теплоносителя в пласт продолжают до разжижения нефти вокруг ствола горизонтальной части. Скважину останавливают на выдержку для термокапиллярной пропитки. Затем отбирают продукцию из вертикальной скважины до расчетного снижения дебита. При этом динамический уровень поддерживают ниже пересечения скважин. Цикл подача - выдержка - отбор повторяют аналогичным образом до раздренирования призабойной зоны.

Недостатками способа являются сложность исполнения бурения пересекающихся стволов скважин и необходимость применения тепловых методов, ведущие к увеличению материальных затрат на бурение и эксплуатацию скважин, невозможность применения на поздней стадии разработки нефтяных залежей, малая площадь дренирования скважин.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки нефтяных залежей сообщаемыми через продуктивный пласт скважинами (патент RU №2485297, МПК Е21В 43/16, 43/26, опубл. 27.06.2013, Бюл. №17), включающий построение по проектной сетке вертикальных скважин, в которых проводят геолого-промысловые исследования для определения свойств пласта, добываемой продукции и критического давления пласта, затем из вертикальной скважины строят не менее двух горизонтальных скважин в направлении другой аналогичной вертикальной скважины с забоем, располагаемым не более чем в 10 м от другой вертикальной скважины, с последующим гидроразрывом пласта для обеспечения сообщения между скважинами, при этом горизонтальные скважины, направляемые навстречу друг другу, разводят по ширине и по высоте пласта не менее чем на 10 м, после чего вертикальную скважину оборудуют насосом, спускаемым на колонне труб ниже подошвы пласта и места сообщения с горизонтальными скважинами, с образованием межтрубного пространства, причем отбор продукции осуществляют со снижением гидродинамического уровня пласта не ниже критического давления, при этом межтрубное пространство на устье сообщено с входом вакуумного насоса.

Недостатком способа является то, что из каждой вертикальной скважины строят не менее двух горизонтальных скважин в направлении другой аналогичной вертикальной скважины, в результате значительно повышается сложность исполнения бурения. В способе не применяется гравитационно-депрессионное воздействие на нефтяную залежь, позволяющее повысить продуктивность скважин, не бурят дополнительные горизонтальные восходящие стволы, которые значительно увеличивают площадь дренирования скважин.

Технической задачей предлагаемого способа является повышение продуктивности скважин и увеличение нефтеизвлечения за счет возможности применения гравитационно-депрессионного воздействия на нефтяную залежь и увеличения площади дренирования скважины.

Технический результат достигается способом разработки нефтяных залежей сообщаемыми через продуктивный пласт скважинами, включающим строительство по проектной сетке вертикальных скважин с забоем ниже уровня подошвы пласта с отбором продукции из вертикальных скважин, в которых проводят геолого-промысловые исследования для определения свойств пласта, добываемой продукции и критического давления пласта, строительство из вертикальной скважины горизонтальных скважин в направлении другой аналогичной вертикальной скважины с изоляцией их до горизонтальной части и с забоем, располагаемым не более чем в 10 м от другой вертикальной скважины, с последующим гидроразрывом пласта для обеспечения сообщения между скважинами, при этом вертикальную скважину для отбора продукции оборудуют насосом, спускаемым на колонне труб ниже подошвы пласта и места сообщения с горизонтальными скважинами, причем отбор продукции осуществляют с контролем гидродинамического уровня пласта.

Новым является то, что из горизонтального ствола строят дополнительные восходящие стволы (более одного), которые бурят в разных направлениях с пересечением вертикальных и поперечных трещин, расстояние между восходящими стволами принимают обратно пропорционально нефтенасыщенности на участке залежи, угол их наклона уменьшают до 30° с увеличением нефтенасыщенной толщины, а бурят эти стволы, начиная со ствола, расположенного ближе к забою основного горизонтального ствола.

Также новым является то, что при строительстве более двух дополнительных горизонтальных восходящих стволов их смещают как по длине горизонтального ствола, так и по направлению бурения для исключения совпадения их в плане.

На фиг. 1 представлена схема осуществления предлагаемого способа разработки нефтяных залежей (вид сверху) на участке из одной вертикальной добывающей и одной горизонтальной дренажной скважин.

На фиг. 2 изображен развернутый разрез продуктивного пласта с размещенной в нем горизонтальной дренажной скважиной и глубинно-насосного оборудования в вертикальной добывающей скважине по предлагаемому способу.

Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности.

Нефтяные залежи 1 (фиг. 1), состоящие из продуктивного пласта 2 (фиг. 2), разбуривают по проектной сетке вертикальными скважинами 3, 4 (фиг. 1). Проводят геолого-промысловые, геофизические исследования в скважинах. Уточняют геологическое строение залежей 1 (фиг. 1), строят структурную карту кровли продуктивного пласта 2 (фиг. 2), карту эффективных нефтенасыщенных толщин, определяют вязкость нефти, проницаемость, пористость продуктивного пласта 2. Выбирают участки залежей 1 (фиг. 1), в пределах которых нефтенасыщенные толщины 5 продуктивного пласта 2 (фиг. 2) составляют более 12 метров, а подошвенная часть продуктивного пласта отделена от водоносного коллектора литологическим экраном 6.

Дополнительно на участках залежей 1 выбирают группу скважин, состоящую из одной вертикальной добывающей 7 и одной горизонтальной дренажной скважин 8 (фиг. 1). Сначала бурят вертикальную добывающую скважину 7. Глубину забоя располагают ниже подошвы пласта 2 (фиг. 2). Проводят гидродинамические, геофизические исследования скважины.

Производят крепление стенок вертикальной скважины 7 ниже подошвы продуктивного пласта 2 профильным перекрывателем 9. Спускают обсадную колонну (показана условно) с последующим цементированием затрубного пространства. Производят вторичное вскрытие 10 продуктивного пласта 2.

В направлении каждой вертикальной добывающей скважины 7 бурится одна дренажная скважина 8 (фиг. 1) с горизонтальным стволом 11 (фиг. 1, 2). В скважине проводят геофизические исследования. По результатам интерпретации каротажных диаграмм уточняют интервалы и направление бурения дополнительных восходящих стволов 12, 13 (фиг. 2). Из горизонтального ствола 11 (фиг. 1, 2) дренажной скважины 8 (фиг. 1) строят как минимум один дополнительный горизонтальный восходящий ствол 12 или 13 (фиг. 1, 2) до кровли продуктивного пласта 2 (фиг. 2) в зону большей нефтенасыщенности. Бурение дополнительных восходящих стволов 12 или 13 производят, например, с применением составных клиньев-отклонителей.

В процессе эксплуатации скважины пластовая жидкость под воздействием сил гравитации будет стекать из наиболее высоких частей восходящих стволов 12, 13 в основной горизонтальный ствол 11 дренажной скважины 8 и далее по направлению к забою горизонтальной дренажной скважины 8. Отбор пластовой жидкости производится из вертикальной добывающей скважины 7.

Расстояние l между горизонтальным 11 и вертикальным 7 стволами не должно превышать 10 м для обеспечения гарантированной гидродинамической связи. Для этого в ствол вертикальной добывающей скважины 7 на кабеле спускается система «маяка», позволяющая координировать траекторию горизонтальной дренажной скважины. Расчетная чувствительность «маяка» составляет 15 м.

Горизонтальную дренажную скважину 8 (фиг. 1) проводят в пласте 2 (фиг. 2) на расстоянии l₁, составляющем не менее 2-3 м до подошвы нефтенасыщенного пласта (ПНП) 2, для увеличения зоны дренирования.

При строительстве более двух дополнительных горизонтальных восходящих стволов 12, 13 их смещают как по длине горизонтального ствола 11, так и по направлению бурения для исключения совпадения их в плане.

Число дополнительных горизонтальных восходящих стволов 12, 13 на участке залежи 1 (фиг. 1) ограничивается размерами выбранного участка, плотностью проектной сетки, которая в свою очередь зависит от типа коллекторов, фильтрационно-емкостных свойств коллекторов (нефтенасыщенности, проницаемости, пористости) и величины запасов нефти. При низких значениях проницаемости, пористости, нефтенасыщенности коллекторов проектная сетка уплотняется, например, с 400×400 м до 250×250 м, число групп скважин, включающих вертикальные добывающие 7 и горизонтальные дренажные скважины 8, и количество дополнительных горизонтальных восходящих стволов 12, 13 на участке залежи 1 возрастет.

Расстояние l₂ (фиг. 2) между дополнительными горизонтальными восходящими стволами обратно пропорционально нефтенасыщенности на участке залежи 1 (фиг. 1) и составляет 25-150 м. Угол наклона α (фиг. 2) дополнительных горизонтальных восходящих стволов 12, 13 уменьшается с увеличением нефтенасыщенной толщины 5 продуктивного пласта 2 до 30°. Ограничением являются технические возможности бурения таких скважин.

Дополнительные горизонтальные восходящие стволы 12, 13 бурят последовательно, начиная со ствола 12, расположенного ближе к забою основного горизонтального ствола 11. С целью максимального увеличения зоны дренирования продуктивного пласта 2 дополнительные горизонтальные восходящие стволы 12, 13 бурят в разных направлениях от основного горизонтального ствола 11, чтобы иметь различное пространственное положение, не позволяющее совпадения их в плане.

В случае недостаточной гидродинамической связи (низкой проницаемости) между скважинами 7 и 8 (фиг. 1) в продуктивном пласте 2 (фиг. 2), для увеличения охвата разработкой продуктивного пласта 2 по площади и толщине в горизонтальной дренажной скважине 8 (фиг. 1) производят локальный гидроразрыв 14 (фиг. 2) пласта (ГРП), направленный в сторону ближайшей вертикальной добывающей скважины 7. Образованные трещины 15 (фиг. 1) после проведения ГРП 14 (фиг. 2) создают гидродинамическую связь в продуктивном пласте 2 между вертикальной добывающей 7 (фиг. 1) и горизонтальной дренажной 8 скважинами, так как при локальном гидроразрыве образуются трещины длиной 10-20 м. Участок горизонтальной дренажной скважины 8, расположенный выше продуктивного пласта 2 (фиг. 2), изолируют профильным перекрывателем (на фиг. не показан).

Затем производят спуск насоса 16 с насосно-компрессорными трубами 17 в вертикальную добывающую скважину 7 с образованием межтрубного пространства.

Гидродинамический уровень жидкости Нд в эксплуатационной колонне вертикальной добывающей скважины 7 поддерживают на уровне, позволяющем снизить забойное давление до величины не ниже давления насыщения добываемой продукции газом. При снижении забойного давления ниже давления насыщения нефти газом в пласте 2 образуется двухфазный поток нефти и газа. Газ, имеющий значительно меньшую плотность, чем нефть, может скапливаться в дополнительных горизонтальных восходящих стволах 12, 13, препятствуя поступлению пластовой жидкости в основной горизонтальный ствол 11 дренажной скважины 8.

Разряжение, создаваемое в вертикальной добывающей скважине 7 при снижении динамического уровня, обеспечивает создание оптимальной депрессии в продуктивном пласте 2 и увеличивает приток пластовой жидкости в скважину 7. Режимы депрессии в продуктивном пласте 2 определяют по результатам проведенных гидродинамических исследований в вертикальной добывающей скважине 7.

В процессе работы вертикальной добывающей скважины 7 периодически замеряют дебиты пластовой жидкости, пластовое, забойное давления, обводненность продукции и регулируют режимы работы вертикальной добывающей 7 и горизонтальной дренажной 8 скважин для увеличения охвата продуктивного пласта 2 выработкой запасов.

Пример практического выполнения.

Осуществление данного способа рассмотрим на примере нефтяных залежей 1 (фиг. 1) в башкирских карбонатных коллекторах, состоящих из продуктивного пласта 2 (фиг. 2).

Залежи разбурили по проектной сетке вертикальными скважинами 3, 4 (фиг. 1). По результатам бурения скважин и сейсмических исследований, проведенных на площади залежей, уточнили геологическое строение нефтяных залежей 1, построили структурную карту по кровле продуктивного пласта 2 (фиг. 2). По результатам интерпретации каротажных диаграмм вертикальных скважин 3, 4 (фиг. 1) определили эффективные нефтенасыщенные толщины и фильтрационно-емкостные свойства продуктивного пласта 2 (фиг. 2). Произвели замеры пластового и забойного давлений в скважинах 3, 4 (фиг. 1).

Нефтенасыщенная толщина продуктивного пласта 2 (фиг. 2) составила 20,3 м. Кровля продуктивного пласта 2 установлена на абсолютной отметке минус 902,1 м, а подошва - на абсолютной отметке минус 922,4 м. Пластовое давление составило 9,1 МПа, вязкость нефти - 65,2 мПа·с, проницаемость коллекторов - 0,106 мкм², давление насыщения - 2,8 МПа.

Выбрали участок на залежи 1 (фиг. 1), в пределах которого нефтенасыщенная толщина 5 продуктивного пласта 2 (фиг. 2) составила 19,0 м, а подошвенная часть продуктивного пласта 2 отделена от водоносного коллектора литологическим экраном 6 толщиной 4,6 м.

Пробурили вертикальную добывающую скважину 7 (фиг. 1). В вертикальной добывающей скважине 7 произвели крепление стенок ниже подошвы продуктивного пласта 2 (фиг. 2) профильными перекрывателями 9. Затем спустили обсадную колонну, зацементировали затрубное пространство.

В направлении к вертикальной добывающей скважине 7 пробурили одну горизонтальную дренажную скважину 8 (фиг. 1). Провели геофизические исследования. По результатам интерпретации каротажных диаграмм уточнили интервалы и направление бурения дополнительных восходящих стволов 12, 13 (фиг. 2).

Из горизонтального ствола 11 дренажной скважины 8 длиной 352 м пробурили в разные стороны два дополнительных горизонтальных восходящих ствола 12, 13 до кровли продуктивного пласта 2 (фиг. 2). Дополнительные горизонтальные восходящие стволы 12, 13 бурили последовательно, начиная со ствола 12, расположенного ближе к забою основного горизонтального ствола 11, затем ствола 13. Длина первого горизонтального восходящего ствола 12 составляет 131 м, длина второго горизонтального восходящего ствола 13 равна 138 м.

Расстояние l₂ (фиг. 1, 2) между дополнительными горизонтальными восходящими стволами равно 45,2 м. Углы наклона α дополнительных горизонтальных восходящих стволов 12, 13 составляют 24-35°.

Расстояние от самой низкой точки горизонтального ствола 11 дренажной скважины до подошвы нефтенасыщенного пласта 2 равно 14 м. Расстояние l между горизонтальной дренажной скважиной 8 и вертикальной добывающей скважиной 7 составляет 9 м.

Проницаемость на участке между горизонтальной дренажной скважиной 8 и вертикальной 7 (фиг. 1, 2) оказалась менее 0,94 мкм², в результате в горизонтальной скважине 8 произвели локальный гидроразрыв пласта (ГРП) 15 (фиг. 1), направленный в сторону ближайшей вертикальной добывающей скважины 7. Участок горизонтальной дренажной скважины 8, расположенный выше продуктивного пласта 2 (фиг. 2), изолировали профильным перекрывателем (на фиг. не показан).

Затем спустили насос 16 с насосно-компрессорными трубами 17 в вертикальную добывающую скважину 7. Скважины запустили в работу.

Разряжение, создаваемое в вертикальной добывающей скважине 7 (фиг. 2) при снижении забойного давления до давления насыщения нефти газом - 2,8 МПа, и увеличение охвата пласта выработкой запасов в результате эксплуатации горизонтальной дренажной скважины 8 с дополнительными горизонтальными восходящими стволами 12, 13 увеличило приток пластовой жидкости в скважину с 5,5 до 13,8 т/сут.

Рекомендуемое размещение дополнительных горизонтальных восходящих стволов 12, 13 в продуктивном пласте 2 повышает вероятность пересечения ими вертикальных и поперечных трещин, а также пропластков с улучшенными коллекторскими свойствами, высокой нефтенасыщенностью.

Разработка нефтяных залежей предлагаемым способом позволяет повысить эффективность вытеснения нефти, а также увеличить объем добычи нефти в 1,5-2,4 раза за счет повышения охвата выработкой запасов по площади и разрезу.

1. Способ разработки нефтяных залежей сообщаемыми через продуктивный пласт скважинами, включающий строительство по проектной сетке вертикальных скважин с забоем ниже уровня подошвы пласта с отбором продукции из вертикальных скважин, в которых проводят геолого-промысловые исследования для определения свойств пласта, добываемой продукции и критического давления пласта, строительство из вертикальной скважины горизонтальных скважин в направлении другой аналогичной вертикальной скважины с изоляцией их до горизонтальной части и с забоем, располагаемым не более чем в 10 м от другой вертикальной скважины, с последующим гидроразрывом пласта для обеспечения сообщения между скважинами, при этом вертикальную скважину для отбора продукции оборудуют насосом, спускаемым на колонне труб ниже подошвы пласта и места сообщения с горизонтальными скважинами, причем отбор продукции осуществляют с контролем гидродинамического уровня пласта, отличающийся тем, что из горизонтального ствола строят дополнительные восходящие стволы - более одного, которые бурят в разных направлениях с пересечением вертикальных и поперечных трещин, расстояние между восходящими стволами принимают обратно пропорционально нефтенасыщенности на участке залежи, угол их наклона уменьшают до 30° с увеличением нефтенасыщенной толщины, а бурят эти стволы, начиная со ствола, расположенного ближе к забою основного горизонтального ствола.

2. Способ разработки нефтяных залежей сообщаемыми через продуктивный пласт скважинами по п. 1, отличающийся тем, что при строительстве более двух дополнительных горизонтальных восходящих стволов их смещают как по длине горизонтального ствола, так и по направлению бурения для исключения совпадения их в плане.