Способ разработки низкопроницаемых нефтегазовых пластов



Способ разработки низкопроницаемых нефтегазовых пластов
Способ разработки низкопроницаемых нефтегазовых пластов

 


Владельцы патента RU 2579039:

Свалов Александр Михайлович (RU)
Григулецкий Владимир Георгиевич (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для повышения эффективности разработки низкопроницаемых продуктивных пластов. Технический результат - повышение эффективности разработки низкопроницаемых продуктивных пластов при снижении трудоемкости разработки. Способ включает бурение скважин с проведением гидроразрыва в каждом стволе этих скважин, а также нагнетание вытесняющего агента непосредственно в область питания добывающей скважины. При этом на выбранном участке пласта устанавливают направления главных сжимающих горизонтальных напряжений в пласте. Бурят по меньшей мере две многозабойные скважины. Забои этих скважин располагают вдоль общей линии, направленной преимущественно в сторону минимальных сжимающих напряжений в пласте, с последовательным чередованием забоев. Эксплуатируют обе скважины как добывающие до истощения упругой энергии пластового флюида. После этого производят нагнетание вытесняющего агента через одну из скважин. 1 з.п. ф-лы, 1 пр., 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для повышения эффективности разработки низкопроницаемых продуктивных пластов.

Известен способ разработки продуктивных пластов с использованием добывающих скважин с вытеснением пластового флюида через систему нагнетательных скважин (Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Под общей ред. Ш.К. Гиматудинова, М., Недра, 1983, 455 с.).

Известен способ бурения многозабойных скважин, при котором из основного ствола скважины при приближении к продуктивному пласту ответвляется множество дополнительных стволов, входящих в продуктивный пласт на его различных участках, что увеличивает область охвата пласта одной скважиной (Григорян А.Н. Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными скважинами. - М., Недра, 1969, 192 с.).

Недостатком этих известных способов при их использовании в разработке низкопроницаемых пластов является низкая продуктивность добывающих скважин.

Известен способ разработки низкопроницаемых пластов с помощью горизонтальной скважины с проведением многостадийного гидроразрыва продуктивного пласта, то есть с созданием системы трещин в пласте, пресекающих ствол горизонтальной скважины (Е. Sayapov, I.R. Diyashev and A.V. Brovchuk "Application of Horizontal Wells with Multiple Hydraulic Fractures for the Development of Low Permeability Oil Reservoir in Western Siberia", paper IPTC 13395 presented at the International Petroleum Technology Conference held in Doha, Qatar, 7-9 December 2009). Недостатком этого способа является технологическая сложность его использования, а также отсутствие процесса вытеснения пластового флюида закачиваемым агентом (водой, газом), что существенно снижает коэффициент извлечения флюида из продуктивного пласта.

Наиболее близким к заявляемому является способ разработки низкопроницаемых залежей нефти (патент РФ №2515628 С1, МПК Е21В 43/18, Е21В 43/30, опубл. 20.05.2014), включающий бурение горизонтальных добывающих скважин, выполнение многостадийного гидроразрыва пласта и бурение наклонно направленных нагнетательных скважин с выполнением гидроразрывов пласта. При этом на нагнетательных скважинах, размещенных напротив середины длины горизонтального ствола добывающих скважин, гидроразрыв и запуск в работу осуществляют на этапе, когда все соседние скважины уже пущены в работу, причем закачку жидкости в нагнетательных скважинах ведут при забойном давлении, превышающем давление разрыва пласта. Недостатком этого способа является необходимость применения технологически сложного способа строительства горизонтальных скважин с проведением в них многостадийного гидроразрыва, а также нерациональное размещение забоев нагнетательных скважин, удаленных от основной области питания системы трещин гидроразрыва в добывающих горизонтальных скважинах, что снижает полноту и темпы вытеснения нефти из этой области.

Задачей, решаемой предлагаемым способом разработки, является повышение эффективности разработки низкопроницаемых продуктивных пластов при снижении трудоемкости разработки.

Поставленная задача решается тем, что способ разработки низкопроницаемых нефтегазовых пластов включает бурение скважин с проведением гидроразрыва в каждом стволе этих скважин, а также нагнетание вытесняющего агента непосредственно в область питания добывающей скважины. Новым является то, что бурят по меньшей мере две многозабойные скважины, причем забои этих скважин в плане располагают вдоль общей линии, с последовательным их чередованием и эксплуатируют обе скважины как добывающие до истощения упругой энергии пластового флюида, после чего производят нагнетание вытесняющего агента через одну из скважин, при этом общую линию расположения забоев многозабойных скважин в плане выбирают направленной преимущественно в сторону минимальных горизонтальных напряжений в продуктивном пласте.

После отбора пластового флюида из области, охваченной системой трещин гидроразрыва, для вытеснения пластового флюида из аналогичных соседних участков продуктивного пласта закачку вытесняющего агента можно производить через обе многозабойные скважины.

Совокупность существенных признаков заявляемого способа разработки низкопроницаемых пластов обеспечивает следующий технический результат: повышение эффективности извлечения нефти и газа из низкопроницаемых залежей путем увеличения дебитов добывающих скважин и коэффициента отдачи пласта, а также снижение трудоемкости процесса разработки пласта.

Технический результат достигается за счет увеличения проводимости внутренних и внешних фильтрационных зон и градиентов давления между забоями скважин в системе заявляемого их размещения на эксплуатационном объекте в направлении минимальных горизонтальных напряжений в продуктивном пласте и за счет того, что в предлагаемом способе используется система трещин гидроразрыва, для формирования которой не требуется технологически сложного бурения горизонтальной скважины с проведением операции многостадийного гидроразрыва пласта, а также за счет того, что на поздней стадии разработки выполняют нагнетание вытесняющего агента непосредственно через последовательно чередующиеся отдельные трещины гидроразрыва одной из многозабойных скважин, что обеспечивает наиболее полное вытеснение пластового флюида из области питания.

На представленной фиг. 1 изображена схема участка низкопроницаемого пласта для разработки, где бурят две многозабойные скважины 1 и 2 и где цифрой 3 обозначена дневная поверхность. При этом забои всех стволов этих многозабойных скважин 1 и 2 располагают в плане (вид сверху), последовательно чередуя вдоль одной линии АВ, ориентированной в направлении минимальных горизонтальных напряжений в продуктивном пласте 4. Производят гидроразрывы пласта 4 во всех стволах этих скважин. В образующейся системе трещин 5 гидроразрыва все трещины будут ортогональны линии АВ, поскольку направление образующихся в пласте трещин будет ортогонально направлению на минимальные сжимающие горизонтальные напряжения в этом пласте.

Таким образом, на выбранном участке низкопроницаемого продуктивного пласта формируется множество поверхностей разрыва, имеющих большую площадь притока, что существенно увеличивает поток пластового флюида (на приводимых фигурах поток обозначен стрелками) к этим поверхностям и, соответственно, к скважинам 1 и 2, которые на начальном этапе разработки эксплуатируются как добывающие скважины. Областью питания этих скважин является, в основном, область, охватываемая системой трещин 5.

Как показывает практика применения горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом, запас энергии пластового флюида обеспечивает рентабельную эксплуатацию добывающей скважины с системой трещин гидроразрыва в течение 1.5-2 лет, после чего эта скважина выводится из эксплуатации. При этом в области питания, охватываемой системой трещин гидроразрыва, остается большой объем пластового флюида, по величине значительно превышающий объем извлеченного флюида, который может быть вытеснен из пласта к добывающей скважине путем нагнетания в пласт вытесняющего агента (воды, газа).

В предлагаемом способе для нагнетания вытесняющего агента после истощения пластовой энергии используется одна из многозабойных скважин, например скважина 2 на приводимой фиг. 2. Поступление вытесняющего агента в область питания через трещины, соответствующие этой скважине, обеспечит максимально полное вытеснение пластового флюида из области питания к трещинам добывающей скважины 1, что существенно увеличит конечный коэффициент извлечения этого флюида из данного участка низкопроницаемого продуктивного пласта (направление вытеснения флюида показано более светлыми стрелками на фиг. 2).

После полного вытеснения пластового флюида из области питания, охватываемой системой трещин 5, обе многозабойные скважины 1 и 2 могут быть использованы для нагнетания вытесняющего агента, что будет способствовать более эффективному вытеснению пластового флюида на аналогичных соседних участках продуктивного пласта.

Пример осуществления предлагаемого способа.

В качестве объекта разработки рассматривается залежь нефти в низкопроницаемом пласте. На основании расчетов, проведенных с использованием гидродинамической модели пласта, определяют, что при фильтрационно-емкостных свойствах низкопроницаемого участка продуктивного пласта трещины гидроразрыва наиболее рационально размещать на расстоянии, например, 200 м друг от друга. Геофизическими исследованиями, проведением микроразрывов пласта или на основании другой имеющейся информации устанавливают направления главных сжимающих горизонтальных напряжений на выбранном участке пласта. Зная направление этих напряжений, бурят две многозабойные скважины 1 и 2 с последовательно чередующимися забоями, удаленными друг от друга на расстояние, например, 200 м и расположенными вдоль линии АВ. Проводят гидроразрыв с образованием трещин 5 в каждом стволе скважин 1 и 2. Требования к точности проведения стволов скважин, в сравнении с требованиями при строительстве горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом, существенно ниже, что отражено на приводимых фигурах: окружности, соответствующие положению стволов скважин на трещинах гидроразрыва 5, расположены вдоль линии АВ с некоторым разбросом. Некоторые погрешности в определении направления линии АВ и расположения забоев скважин вдоль этой линии в данном способе принципиального значения не имеют.

Обе многозабойные скважины 1 и 2 эксплуатируют как добывающие до той стадии, когда на основании гидродинамических расчетов через одну из скважин, например скважину 2, будет целесообразно производить закачку вытесняющего агента. После максимального извлечения пластового флюида из области питания, охватываемой системой трещин, добыча флюида на данном участке продуктивного пласта прекращается. Обе скважины в дальнейшем используют для нагнетания вытесняющего агента с целью поддержания пластового давления и вытеснения нефти к добывающим скважинам на аналогичных соседних участках продуктивного пласта.

Предлагаемый способ может быть использован для разработки месторождений сланцевых или трудноизвлекаемых нефти и газа, например, для разработки нефтяных залежей Баженовской свиты в Западной Сибири.

1. Способ разработки низкопроницаемых нефтегазовых пластов, включающий бурение скважин с проведением гидроразрыва в каждом стволе этих скважин, а также нагнетание вытесняющего агента непосредственно в область питания добывающей скважины, отличающийся тем, что на выбранном участке пласта устанавливают направления главных сжимающих горизонтальных напряжений в пласте, бурят по меньшей мере две многозабойные скважины, причем забои этих скважин располагают вдоль общей линии, направленной преимущественно в сторону минимальных сжимающих напряжений в пласте, с последовательным чередованием забоев и эксплуатируют обе скважины как добывающие до истощения упругой энергии пластового флюида, после чего производят нагнетание вытесняющего агента через одну из скважин.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что после отбора пластового флюида из области, охватываемой системой трещин гидроразрыва, для вытеснения пластового флюида из аналогичных соседних участков пласта закачку вытесняющего агента производят и через другую многозабойную скважину.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к операциям разрыва пласта. Способ инициирования новых разломов в законченном стволе скважины, содержащем разломы, включает введение жидкости для обработки, содержащей множество разрушаемых частиц для герметизации, в законченный ствол скважины, проникающий через подземную формацию, имеющую существующий разлом, герметизацию разлома по меньшей мере частью разрушаемых частиц для герметизации, формируя разрушаемую пробку из частиц, разрушение указанных, оставшихся в жидкости для обработки, так что жидкость становится по существу свободной от частиц, в то время как указанная разрушаемая пробка из частиц является целой, и после этого разрыв подземной формации, чтобы ввести в нее по меньшей мере один новый разлом.

Группа изобретений относится к ингибированию набухания глин. Технический результат - повышение эффективности ингибирования набухания глин с одновременным снижением опасности для человека и окружающей среды.
Изобретение относится к области добычи метана из угольных пластов, в частности к проблеме разупрочнения угольного пласта для интенсивного извлечения десорбированного метана.

Предложен способ выполнения операции гидравлического разрыва на месте расположения скважины с системой трещин. Способ включает в себя получение данных о месте расположения скважины и механической модели геологической среды и образование картины роста трещин гидравлического разрыва в системе трещин с течением времени.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для получения информации о подземной формации. В некоторых вариантах осуществления способ получения информации о по меньшей мере одной переменной, существующей при целевом местоположении в стволе подземной скважины и/или окружающей подземной формации, включает в себя этапы, на которых доставляют множество генерирующих сигнал устройств в целевое местоположение(я), излучают по меньшей мере один детектируемый сигнал из целевого местоположения и принимают по меньшей мере один такой сигнал.

Группа изобретений относится к топливно-энергетическому комплексу и может быть использована для добычи нефти и газа при разработке сланцевых нефтегазоносных залежей (плев).

Группа изобретений относится к топливно-энергетическому комплексу и может быть использована для добычи трудноизвлекаемой, преимущественно сланцевой, нефти. Технический результат - упрощение операций по гидроразрыву пласта и обеспечение возможностей их совмещения во времени с процессом добычи нефти и проведением мероприятий по увеличению нефтеотдачи пласта в рамках одной дренирующей системы.

Предоставляются способы и система разрыва горной породы в формации для улучшения добычи флюидов из формации. В одном способе одна или несколько скважин пробурены в коллектор, причем каждая скважина содержит главный ствол скважины с двумя или несколькими боковыми стволами скважины, пробуренными из главного ствола скважины.

Предложенное изобретение относится к горному делу и может быть применено для соединения нескольких насосных блоков на площадке при гидравлическом разрыве пласта.

Изобретение относится к устройству для создания трещин в пласте, окружающем скважинную трубчатую конструкцию, которое содержит: трубчатую часть из металла, устанавливаемую как часть скважинной трубчатой конструкции; растяжную манжету из металла, имеющую толщину стенки и окружающую указанную трубчатую часть; средство крепления для соединения манжеты с трубчатой частью; и отверстие, выполненное в трубчатой части или в средстве крепления.

Изобретение относится к области нефтедобычи, а именно к способу разработки нефтяного месторождения с учетом восстановления температурного фона пласта. Технический результат - повышение эффективности разработки за счет оптимизации эксплуатации нагнетательной скважины - снижения энергетических и трудовых затрат, связанных с закачкой текучей среды в нагнетательную скважину.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к области разработки нефтяной залежи в трещиноватых коллекторах с водонефтяными зонами. Технический результат - повышение нефтеотдачи за счет снижения обводненности добывающих скважин.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к разработке нефтяной залежи нефти в карбонатных и терригенных коллекторах вертикальными и многозабойными скважинами с горизонтальным окончанием.

Изобретение относится к добыче нефти и может быть применено для вытеснения нефти из нефтеносных пластов к добывающим скважинам. Программно-управляемая нагнетательная скважина содержит обсадную трубу, колонну насосно-компрессорных труб (НКТ), пакеры, устьевую запорно-перепускную арматуру, силовой насос с частотно-регулируемым электроприводом, газожидкостный эжектор-смеситель, емкость с поверхностно-активным веществом (ПАВ), дожимной насос и гидрозатвор, сообщающиеся трубопроводами, станцию управления, силовые кабеля, питающие насосы, и регулировочные клапаны, выполненные единым блоком телемеханической системы (ТМС) с возможностью программно-управляемого поддержания пластовых давлений с помощью управляющего контроллера с программным обеспечением и учета расхода рабочего агента посредством датчиков телеметрии и расходомера, размещенных в полостях гильз, параллельно расположенных в корпусе блока ТМС и связанных с контрольно-измерительными приборами на станции управления.

Изобретение относится к экстракции легких фракций нефти и/или топлива из природного битума из нефтеносного сланца и/или нефтеносных песков. В способе природный битум экстрагируют путем водной сепарации из нефтеносного сланца и/или нефтеносных песков при образовании твердого остатка, летучие углеводороды отгоняют из природного битума перегонкой, при этом остается нерастворимый нефтяной кокс, включающий до 10% серы, газообразные углеводороды от перегонки разделяют путем фракционной конденсации на легкие фракции нефти, сырую нефть и различные топлива.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородных по проницаемости залежей нефти. Технический результат - снижение водопритока к добывающим скважинам, повышение равномерности выработки запасов нефти, увеличение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородных по толщине слоистых трещинно-поровых карбонатных коллекторов с заводнением.

Изобретение относится к области добычи нефти и/или газа. Технический результат - повышение эффективности добычи нефти.

Изобретение относится к добыче нефти с ее вытеснением из нефтеносных пластов к добывающим скважинам. Нагнетательная скважина содержит обсадную трубу, в которой размещена колонна насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакерами, установленными выше нефтеносных пластов, и муфтами перекрестного течения, радиальные каналы которых сообщают центральные каналы с нефтеносными пластами, разобщенными пакерами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяных и газовых месторождений. Технический результат - повышение эффективности разработки нефтяных месторождений, а также сокращение энергозатрат.

Изобретение относится к области разработки нефтяных пластов с неколлекторской зоной путем вытеснения нефти с помощью нефтедобывающих и нагнетательных скважин. Технический результат - повышение эффективности разработки. По способу осуществляют закачку вытесняющего агента через скважину в пласт и отбор пластовой нефти из скважины. В зоне пласта, который выклинивается или замещается на не нефтенасыщенную породу, проводят вертикально скважину через нефтяной пласт, продолжают скважину под пластом и на необходимом расстоянии от первого пересечения вновь проводят скважину через пласт вертикально и в обратном направлении - снизу вверх. Построенную таким образом скважину обсаживают эксплуатационной колонной, цементируют по всей длине скважины и перфорируют в местах пересечения скважины с пластом. Освоение скважины осуществляют последовательно. На первом этапе осваивают отдаленную зону, а затем - ближнюю зону первого пересечения скважиной нефтяного пласта. Комплектуют скважину двумя колоннами насосно-компрессорных труб - НКТ. Первую НКТ доводят до подошвы пласта в зоне второго - отдаленного пересечения скважины с пластом и пакеруют в обсадной колонне ниже пласта. Вторую колонну НКТ комплектуют глубинным насосом. Спускают этот насос в скважину на необходимую глубину над пластом в зоне его первого пересечения. Разработку пласта ведут закачкой в пласт вытесняющего агента, в частности воды, через первую колонну НКТ, а отбор нефти из пласта ведут с помощью глубинного насоса и второй колонны НКТ. 1 ил.
Наверх