Способ разработки нефтеносного пласта

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке месторождений вторичным методом. Способ разработки нефтеносного пласта содержит бурение и чередование через один ряд, размещая на первом расстоянии друг от друга, рядов горизонтальных эксплуатационных и рядов горизонтальных нагнетательных скважин. Горизонтальные стволы эксплуатационных скважин и горизонтальные стволы нагнетательных скважин располагают по направлению минимального горизонтального напряжения в пласте так, чтобы обеспечить распространение трещин гидроразрыва перпендикулярно направлению горизонтальных стволов скважин. В обсадных колоннах нагнетательных и эксплуатационных скважин устанавливают по меньшей мере два порта гидроразрыва пласта, расположенных на втором расстоянии друг от друга и обеспечивающих сообщение между скважинами и пластом. Через порты гидроразрыва осуществляют многостадийный гидроразрыв в эксплуатационных и нагнетательных скважинах таким образом, что вдоль каждой скважины перпендикулярно направлению ствола скважины образуются трещины гидроразрыва. Трещины гидроразрыва нагнетательных скважин смещены от трещин гидроразрыва эксплуатационных скважин на третье расстояние. Вводят в эксплуатацию скважины путем закачки жидкости в нагнетательные скважины с регулированием расхода и/или объема закачиваемой жидкости таким образом, чтобы давление закачки было ниже давления гидроразрыва. Технический результат заключается в обеспечении максимального извлечения углеводородов на месторождении, максимизации коэффициента продуктивности. 4 з.п. ф-лы, 4 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработках месторождений вторичным методом, таким как заводнение (или иными методами поддержания пластового давления), предусматривающих бурение и заканчивание горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта в нефтеносных коллекторах низкой и средней проницаемости (k<100 мД).

Решающее значение для оптимизации добычи углеводородов и извлечения запасов имеет конструктивная схема оснащения скважин, включающая в себя гидроразрывы пласта (ГРП), оборудование ствола скважины, положение, азимутальную ориентацию и расстояние между нагнетательными и эксплуатационными скважинами.

В настоящее время применяют различные сетки (5-, 7-, 9-точечные) вертикальных добывающих-нагнетательных скважин и их модификации, включающие вертикальные скважины, вертикальные скважины с ГРП и эксплуатационные горизонтальные скважины с многостадийным гидроразрывом пласта (ГСМГРП).

С целью достижения лучшего коэффициента извлечения углеводородов рассматривался также ряд потенциальных схем разработки с закачкой воды в пласт, привязанных к азимуту распространения трещин.

Так, в SPE 162031 (I.S. Afanasiev с соавт., «Analysis of multiple fracture horizontal well application of Priobskoe field», ROGEPT Conference and Exhibition, 16-18 октября 2012 г.) описан прямой линейный режим заводнения с ориентацией ГСМГРП вдоль предпочтительной плоскости разрыва (расположение скважин и трещин ГРП выравнены по максимальному горизонтальному напряжению σмакс.). В данном случае ГСМГРП предусматривает размещение множественных продольных трещин ГРП, разнесенных через определенные интервалы вдоль горизонтального участка скважины. Вертикальные нагнетательные скважины бурят и заканчивают с ГРП в одном ряду на удалении от ряда добывающих скважин. ГРП в нагнетательных скважинах может быть преднамеренным или непреднамереным, возникающим при закачке воды, если закачку осуществляют при пластовых давлениях выше градиента ГРП.

В ряду нагнетательных скважин располагаются дополнительные вертикальные эксплуатационные скважины, которые также подвергаются ГРП, но на более позднем этапе разработки пласта их переоборудуют под нагнетательные скважины.

Расположение трещин в ГСМГРП и нагнетательных скважинах прямо не контролируется, и не предъявляется также особых требований к точному интервалу между разрывами. В особенности это верно для систем оснащения горизонтальных скважин с необсаженным стволом, в которых горизонтальный участок скважины не цементируется. Отсутствуют специальные требования к пакерам необсаженных скважин, расставляемым между портами ГРП.

Со снижением проницаемости пласта при механизме вторичной добычи (например, заводнении) скважина описанной выше схемы становится менее эффективной, и начальный дебит ниже по сравнению с ГСМГРП с перпендикулярно ориентированными трещинами ГРП.

Известна также схема (Н.А. Веремко, «Совершенствование разработки объектов Западной Сибири системой горизонтальных скважин с применением многозонного ГРП», презентация Московской секции SPE ОАО «Лукойл», 7 февраля 2012 г.), представляющая собой вариант ГСМГРП с несколькими перпендикулярными многоступенчатыми трещинами ГРП на некотором расстоянии друг от друга вдоль горизонтального ствола. Схема дополнительно предусматривает вертикальные нагнетательные скважины и может предусматривать дополнительные вертикальные эксплуатационные скважины, в том числе с ГРП, в ряду нагнетательных скважин на определенном расстоянии от ряда эксплуатационных скважин.

Эта схема разработки месторождения представляет собой общепринятый подход замены существующей схемы разработки месторождения с вертикальными скважинами с ГРП на схему ГСМГРП, в которой ряд вертикальных скважин с ГРП расположен между ГСМГРП. Между нагнетательными скважинами могут оставаться вертикальные или вертикальные эксплуатационные скважины с ГРП, которые на последующих этапах разработки месторождения полностью или частично преобразуются в нагнетательные скважины.

Расположение трещин ГРП в ГСМГРП и нагнетательных скважинах прямо не контролируется, не предъявляется также особых требований к точному расстоянию между трещинами. В особенности это верно для систем оснащения горизонтальных скважин с необсаженным стволом, в которых горизонтальный участок скважины не цементируется. Отсутствуют специальные требования к пакерам необсаженных скважин, расставляемым между портами ГРП.

В вышеупомянутой схеме ожидается высокий начальный дебит. Недостаток схемы состоит в недостаточности мер поддержания пластового давления, в результате чего пластовое давление быстро снижается с соразмерным уменьшением дебита на последующих этапах. Весьма вероятен прорыв воды в добывающую скважину из нагнетательных скважин, если при нагнетании не будет принято мер для непревышения давления ГРП.

Иная известная схема разработки, сопряженная со знанием механических свойств породы и геомеханики, описана в патенте РФ 2515628 C1. Способ основан на знаниях о состоянии напряжений в Западной Сибири, где горизонтальные внутрипластовые напряжения мало различаются по величине , создавая среду с низкой анизотропией при начальных пластовых условиях. С целью максимального вытеснения углеводородов нагнетаемой водой в данном способе момент перевода скважин в режим нагнетания привязан к изменению пластового давления за период эксплуатации и нагнетания.

Недостаток способа состоит в сложности подземной структуры и ее моделирования в реалистичных условиях с воспроизводимостью состояния нагнетательных скважин, в которых нагнетание воды осуществляется выше давления ГРП.

Для ряда вышеупомянутых и других проанализированных схем размещения скважин, где ГСМГРП применяется для разработки месторождения или сектора, сложность состоит в оптимизации суммарной нефтеотдачи при регулировании начального и конечного дебита.

Целью настоящего изобретения являются создание способа и схемы разработки нефтеносных пластов с применением ГСМГРП, устраняющих отмеченные выше недостатки существующих схем.

Технический результат настоящего изобретения заключается в обеспечении максимального извлечения углеводородов на месторождении или секторе месторождения как на начальном, так и на последующих этапах, путем создании наилучшего контакта с пластом за счет вертикального и поперечного охвата низкопроницаемых нефтегазоносных зон, а также в обеспечении максимизации соотношения добычи и закачки, другими словами, максимизации коэффициента продуктивности, за счет обеспечения минимального требуемого падения давления (в эксплуатационных скважинах) и минимального давления закачки (в нагнетательных скважинах). Способ также обеспечивает наименьший риск преждевременного прорыва воды в добывающую скважину и возможность регулирования нагнетания воды, а также возможность повторного ГРП в оснащенной скважине, если такая потребность возникнет на более позднем этапе ее эксплуатации.

В соответствии с предлагаемым способом в пласте бурят ряды горизонтальных эксплуатационных скважин и ряды горизонтальных нагнетательных скважин, при этом горизонтальные стволы эксплуатационных скважин и горизонтальные стволы нагнетательных скважин располагают по направлению минимального горизонтального напряжения в пласте. Ряды горизонтальных эксплуатационных скважин и ряды горизонтальных нагнетательных скважин чередуют через один ряд и размещают на первом расстоянии друг от друга.

В обсадных колоннах нагнетательных и эксплуатационных скважин устанавливают по меньшей мере два порта гидроразрыва пласта, обеспечивающих сообщение между скважинами и пластом и расположенных на втором расстоянии друг от друга.

Через порты гидроразрыва пласта осуществляют многостадийный гидроразрыв в эксплуатационных скважинах и в нагнетательных скважинах таким образом, что вдоль каждой эксплуатационной скважины и вдоль каждой нагнетательной скважины перпендикулярно направлению горизонтальных стволов скважин образуются трещины гидроразрыва, расположенные на втором расстоянии друг от друга, причем трещины гидроразрыва нагнетательных скважин смещены от трещин гидроразрыва эксплуатационных скважин на третье расстояние.

Вводят в эксплуатацию эксплуатационные и нагнетательные скважины путем закачки жидкости в нагнетательные скважины с регулированием расхода и/или объема закачиваемой жидкости таким образом, чтобы давление закачки было ниже давления гидроразрыва.

В соответствии с одним вариантом осуществления изобретения порты гидроразрыва пласта выполнены с возможностью многократного открытия и закрытия, и регулирование расхода закачиваемой жидкости осуществляют посредством открытия и закрытия портов гидрооразрыва пласта.

В соответствии с еще одним из вариантов осуществления изобретения трещины гидроразрыва нагнетательных скважин смещены от трещин гидроразрыва эксплуатационных скважин на половину расстояния между трещинами.

В соответствии с одним из вариантом осуществления изобретения в случае оснащения необсаженной скважины каждый порт гидроразрыва пласта устанавливают между двумя пакерами гидроразрыва таким образом, что расстояние между двумя пакерами по меньшей мере в двадцать раз меньше расстояния между портами.

Порты гидроразрыва пласта открывают и закрывают посредством гибкой трубы ГНКТ, жесткого кабеля и/или кабельно-канатного подъемника.

Изобретение поясняется чертежами, где на фиг. 1 приведен пример схемы разработки месторождения в соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения; на фиг. 2 показан пример размещения портов ГРП в горизонтальном необсаженном стволе скважины ГСМГРП; на фиг. 3 приведен пример размещения портов ГРП в цементированном горизонтальном обсаженном стволе скважины ГСМГРП; на фиг. 4 приведен пример графиков профилей добычи и содержания пластовой воды для ГСМГРП, соответствующих изобретению и известным способам.

Гидроразрыв пласта (ГРП) - это основной способ повышения производительности скважины путем создания высокопроницаемых искусственных трещин между стволом скважины и коллектором. Обычные способы ГРП в общем случае подразделяют на кислотные, в которых проницаемая трещина создается химическим травлением, и расклиненные, в которых проницаемость поддерживается проппантами, которые могут быть искусственными (керамическими, глиноземными, пластмассовыми или из иных материалов) или естественными (из кварцевого песка). Проводимость достигают главным образом подбором проппантов нужной концентрации, размера и качественных свойств, либо созданием практически бесконечного числа каналов между проппантными кластерами в трещине. Предлагаемый способ применим для всех видов проводимых ГРП.

Изобретение предполагает схему разработки месторождения, включающую в себя скважины с заканчиванием ГСМГРП. ГСМГРП состоит из горизонтальных стволов скважин, содержащих множество трещин ГРП вдоль горизонтального участка скважин. Расположение трещин ГРП зависит от азимута минимального горизонтального напряжения и положения горизонтального ствола скважины по отношению к минимальному горизонтальному напряжению. Существуют различные варианты заканчивания, обеспечивающие создание трещин ГРП в пласте. Основное различие проводится между скважинами с необсаженным стволом и скважинами с цементированным горизонтальным стволом.

Согласно описываемому способу, в нефтеносном пласте бурят ряды горизонтальных эксплуатационных скважин и ряды горизонтальных нагнетательных скважин, при этом горизонтальные стволы эксплуатационных скважин и нагнетательных скважин располагают по направлению минимального горизонтального напряжения в пласте так, чтобы обеспечить распространение трещин гидроразрыва перпендикулярно направлению горизонтальных стволов скважин.

Ряды нагнетательных и эксплуатационных скважин чередуют и размещают на определенном (далее называемом первым) расстоянии друг от друга.

Горизонтальные стволы нагнетательных и эксплуатационных скважин размещают по направлению минимального горизонтального напряжения пласта, то есть параллельно минимальному горизонтальному напряжению в пласте или под углом, близким к нему, так, чтобы обеспечить распространение трещин гидроразрыва перпендикулярно направлению горизонтальных стволов скважин. Такое размещение обеспечивает заложение трещин ГРП в эксплуатационных и в нагнетательных скважинах при начальном заканчивании скважин с ГСМГРП перпендикулярно горизонтальному стволу, что позволяет увеличить производительность скважин на начальном этапе и высокий коэффициент извлечения углеводородов. Угол между направлением минимального горизонтального напряжения и направлением рядов горизонтальных стволов скважин зависит от свойств пород, слагающих пласт, пластового давления и мощности пласта и представляет собой острый угол не более 20° к направлению минимального горизонтального напряжения.

Затем в обсадных колоннах, установленных в нагнетательных скважинах и эксплуатационных скважинах, создают в каждой по меньшей мере два порта многостадийного ГРП, расположенных на определенном (далее называемым вторым) расстоянии друг от друга. Порты ГРП обеспечивают сообщение между скважинами и пластом и могут быть рассчитаны на многократное открытие и закрытие. Многостадийный гидроразрыв в эксплуатационных и нагнетательных скважинах осуществляют через порты ГРП так, чтобы вдоль каждой горизонтальной эксплуатационной скважины и каждой горизонтальной нагнетательной скважины образовывались трещины ГРП перпендикулярно направлению горизонтального ствола скважины.

План разработки месторождения обычно предусматривает бурение скважин в особой конфигурации, так называемой схеме, расположение и количество эксплуатационных и нагнетательных скважин для которой выбирают согласно проекту повышения нефтеотдачи. Схему разрабатывают на основе расположения существующих скважин, размера и формы пласта, свойств породы, пластовых флюидов, себестоимости новых скважин и увеличения нефтеотдачи для различных возможных конфигураций нагнетательных и эксплуатационных скважин в схеме.

Расстояние между трещинами ГРП и соответственно портами и количество трещин подбирают с учетом конкретных свойств пласта (проницаемости и пористости), а также типа (цементированная или нецементированная) и длины скважины. В среднем обычно создают семь-восемь трещин, для чего устанавливают соответствующее количество портов, однако количество трещин может достигать 15-20 и даже больше.

Расстояние между рядами нагнетательных и эксплуатационных скважин подбирают с учетом конкретных свойств пласта (проницаемости и пористости) и особенности трещин гидроразрывов (длины, проводимости).

Распространенные схемы закачки воды - прямое линейное заводнение, шахматнорядное площадное заводнение, двухточечная схема, трехточечная схема, четырехточечная схема, пятиточечная схема, семиточечная схема и девятиточечная схема. Схемы называют нормальными или регулярными в тех случаях, когда каждая из них включает в себя только одну эксплуатационную скважину. Схемы называются обращенными, когда каждая из схем включает в себя только одну нагнетательную скважину.

На фиг. 1 приведен пример осуществления изобретения, представляющий собой прямую линейную схему заводнения, полученную в результате осуществления описываемого способа и имеющую два ряда эксплуатационных скважин и один ряд нагнетательных скважин, расположенный между двумя рядами эксплуатационных скважин.

Каждая эксплуатационная скважина 1 в двух рядах эксплуатационных скважин снабжена несколькими перпендикулярными трещинами многостадийного ГРП (f1, f2…fn), имеющими длину 2. Трещины ГРП расположены на определенном (втором) расстоянии 3 друг от друга вдоль всей длины 4 горизонтального ствола скважины.

Каждая нагнетательная скважина 5 в ряду нагнетательных скважин также снабжена несколькими перпендикулярными трещинами многостадийного ГРП (f1, f2…fn), имеющими длину 6. Длина 6 каждой трещины ГРП каждой нагнетательной скважины равна длине 2 каждой трещины ГРП каждой эксплуатационной скважины. Трещины ГРП расположены на расстоянии 7 вдоль длины 8 горизонтального ствола скважины, расстояние 7 равно расстоянию 3 между трещинами ГРП в эксплуатационных скважинах. Ряд нагнетательных скважин 5 расположен на расстоянии 9 относительно каждого ряда эксплуатационных скважин 1.

В нагнетательных скважинах 5 трещины ГРП смещены относительно трещин ГРП эксплуатационных скважин 1 на расстояние 10 во избежание наложения гидроразрывов из обоих видов скважин.

Это достигается следующим образом:

- цементируют скважины и осуществляют перфорацию или гидропескоструйную перфорацию, создавая сквозные отверстия в обсадной колонне и цементе, выходящие в пласт в точно намеченном месте горизонтальных скважин, либо

- установливают в обсадной колонне необсаженного ствола скважины порты ГРП в точно определенном месте. Порты ГРП изолируются от остальной части горизонтального ствола скважины пакерами для открытых скважин, размещаемыми на малом расстоянии от порта ГРП.

Таким образом обеспечивают точное размещение инициируемых и создаваемых трещин ГРП в горизонтальном стволе скважины, а следовательно, исключают прямое соединение трещин ГРП из эксплуатационных и нагнетательных скважин, что сводит к минимуму риск раннего прорыва воды в эксплуатационную скважину.

Длину 2 трещин ГРП, расстояние 7 между трещинами и расстояние 9 между рядами скважин обычно оптимизируют с учетом горизонтальной проницаемости. Трещины ГРП в горизонтальном участке нагнетательных скважин располагают со смещением относительно трещин ГРП в горизонтальных участках эксплуатационных скважин приблизительно на половину расстояния между трещинами ГРП в стволе скважины. В применяемых в настоящее время схемах данный фактор не контролируется, ввиду чего трещины ГРП из нагнетательных скважин могут оказываться на малом расстоянии от трещин ГРП из эксплуатационных скважин, а значит и соединяться с ними, приводя к раннему прорыву воды в эксплуатационную скважину.

Для создания трещин используют устанавливаемые в стволах скважин порты ГРП. Порты ГРП, используемые в соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения, допускают многократное открытие и закрытие по мере необходимости. Закрытие и открытие портов выполняют специализированными инструментами, вводимыми посредством гибкой трубы ГНКТ или кабельно-канатного подъемника. В отрасли применяются порты ГРП многочисленных изготовителей, описанные в литературе (заявка на патент США №20140332228; заявка на патент США №20110204273; IPTC-18104 «Case Study: A challenging Large-scale fracturing in Sichuan basin», Yuan F. с соавт., дек. 2014 г.; SPE163935 «Reducing Water Volume in Multistage Fracturing Using sliding Sleeves and CT deployed resettable frac Isolation», Schlosser D. с соавт., март 2013 г.; «Hydraulic Fracturing innovations target strategic fracture placement, re-fracturing of existing wells for next bump in recovery», Katie Mazerov, Drilling Contractor, 27/01/2015, проспект Schlumberger «Reclosable frac Sleeve» http://www.slb.com/~/media/Files/stimulation/product_sheets/broadband_broadban d_reclosable_fracturing_sleeve_ps.pdf, 2014).

В других случаях порты могут быть закрыты посредством цементирования, установки накладок на обсадные трубы или иными известными методами.

В случае оснащения необсаженной скважины (фиг. 2) порт 11 ГРП размещают на трубе 13 между двумя внешними пакерами 12 ГРП для обеспечения инициирования трещины разрыва в определенной точке горизонтального ствола скважины и управления положением трещины ГРП. Порты в нагнетательных и эксплуатационных скважинах размещают таким образом, чтобы трещины ГРП, образующиеся в нагнетательных скважинах, были смещены относительно трещин ГРП эксплуатационных скважин на третье расстояние.

Расстояние 14 между пакерами ГРП, размещаемыми рядом с портом 11, является небольшим (приблизительно 2-5 м) по сравнению с расстоянием 16 между портами ГРП и, соответственно, расстоянием 15 до следующего пакера необсаженной скважины на следующем порту ГРП (приблизительно больше 100 м). Предпочтительно расстояние между двумя пакерами меньше расстояния между портами по меньшей мере в двадцать раз. Расстояние 16 между портами 11 определяет расстояние между трещинами 17 гидроразрыва в горизонтальном стволе скважины. Это позволяет также выбирать положение повторного гидроразрыва в ходе эксплуатации скважины. То же верно и для нагнетательных скважин и их портов ГРП.

Используемые порты ГРП рассчитаны на многократное открытие и закрытие.

Манипуляции с портами ГРП при необходимости открытия/закрытия порта 11 могут осуществляться при помощи гибкой трубы ГНКТ и (или) проволочной лебедки и (или) жесткого кабеля или кабельно-канатного подъемника. На фиг. 2 показано, что порт 11 ГРП открыт, через этот порт в пласте была создана трещина ГРП и идет закачка воды 18. Другой порт 19 после образования трещины закрыт, закачка воды не осуществляется. При чрезмерном поступлении воды возможно не только закрытие порта 19 в нагнетательной скважине, но и закрытие аналогичного противоположного порта в эксплуатационной скважине. В случае увеличения обводненности в эксплуатационной скважине водоприток может быть ограничен путем закрытия отвечающего за него порта нагнетательной скважины или обводненного порта ГРП эксплуатационной скважины. Тем самым обеспечивается регулируемое нагнетание воды 18 и активное управление пластовым давлением, что снижает риск увеличения обводненности скважинной продукции.

Устьевое давление нагнетания рассчитывают путем вычисления гидростатической массы столба нагнетаемой воды с поправкой на потери давления на гидравлическое трение в потоке при прокачке воды по стволу скважины и через отверстия перфорации/порты; полученное устьевое давление должно быть ниже давления разрыва забоя скважины (Rose, S.C., Buckwalter, J.F., and Woodhall, R.J. 1989. The Design Engineering Aspects of Waterflooding, Vol. 11. Richardson, Texas: серия монографий, SPE; Perkins, Т.К. and Gonzalez, J.A. 1985. The Effect of Thermoelastic Stresses on Injection Well Fracturing. SPE J. 25 (1): 78-88. SPE-11332-PA). Расход при нагнетании на каждом порту или отверстии перфорации может контролироваться каротажными приборами, например вертушечными и прочими расходомерами, спускаемыми на гибкой трубе ГНКТ или кабельно-канатном подъемнике, либо распределенной термометрией по оптоволоконному каналу. На основании полученных сведений при помощи гибкой трубы или кабельно-канатного подъемника могут быть селективно закрыты один или несколько портов, через которые в период нагнетания был закачан чрезмерный объем воды, с одновременным перераспределением нагнетания через другие порты, в которых расход оставался невысоким. В результате линия обводнения распределяется от нагнетательной скважины в сторону эксплуатационной более однородным фронтом.

Схема, показанная на фиг. 2, относится к оснащению необсаженных скважин, но в равной мере применима к цементированным горизонтальным стволам 21 скважин с многоступенчатым ГРП (фиг. 3), в которых положения портов 11, соединяющих ствол скважины с пластом, расстояние между портами 16 и соответственно между трещинами 17 должны подбираться с учетом не только их положения в стволе самой скважины, но и по отношению к следующему ряду ГСМГРП.

Схема, созданная в соответствии с описываемым способом, позволяет оптимизировать профиль добычи из скважины с ГСМГРП. На фиг. 4 она представлена кривой А. Описываемая схема, в которой ГСМГРП используют в качестве нагнетательных и эксплуатационных скважин, обеспечивает высокий начальный дебит и высокий дебит на последующих этапах. Существующие схемы способны обеспечить либо высокий начальный дебит, либо высокий последующий дебит, но то и другое вместе они обеспечить не могут.

Так, кривая B на фиг. 4 характеризует профиль добычи из скважины с прямой линейной схемой заводнения, описанной в SPE 162031, в которой бурение горизонтальных стволов скважин производят исходя из продольной ориентации разрывов по горизонтальному стволу скважины. Эта схема отличается меньшим дебитом на начальном этапе из-за уменьшенной площади дренирования, но обеспечивает достаточно высокий стабильный последующий дебит. За счет более равномерного поддержания пластового давления данная схема также обеспечивает меньшее содержание пластовой воды на последующих этапах эксплуатации скважины, как показано кривой D.

Кривая C описывает график добычи из скважины сетки, описанной в работе Г.А. Веремко, в которой горизонтальные стволы эксплуатационных скважин располагают по линии максимального напряжения, а разрывы в них устраиваются перпендикулярно горизонтальному стволу скважины. Нагнетательные скважины представляют собой вертикальные скважины, размещенные между горизонтальными скважинами. Эта форма обеспечивает более высокие дебиты на первоначальном этапе за счет большей площади зоны дренирования. Недостаток данной схемы связан с недостаточным поддержанием давления из нагнетательных скважин, что ведет к быстрому снижению добычи. Кроме того, нагнетание приводит к неконтролируемому развитию трещины в зону дренирования добывающих скважин и быстрому росту содержания пластовой воды в продукции с определенного момента эксплуатации скважины, как демонстрирует кривая Е.

Обе схемы не предусматривают использования горизонтальных скважин с многостадийным ГРП в качестве нагнетательных скважин; нагнетательные скважины в них обычно выполняются вертикальными, наклонными или S-образными с гидроразрывом пласта или без него. Закачку в пласт обычно выполняют при давлении выше давления разрыва породы пласта с использованием воды/флюидов, температура которых может быть ниже статической пластовой температуры, что приводит к возникновению гидравлического и (или) термического разрыва. Такой разрыв является неконтролируемым и не всегда намеренным. Он получил название саморазрыва (автоГРП) (в англоязычной литературе - «autofrac»).

Кривая A характеризуется наивысшим начальным дебитом (в сравнении с кривыми B и C), что обусловлено большей площадью зоны дренирования и лучшим контактом с пластом за счет вертикального и поперечного охвата низкопроницаемых нефтегазоносных зон при использовании ГСМГРП. Созданная в соответствии с предлагаемым способом схема с применением ГСМГРП как для эксплуатационных, так и для нагнетательных скважин обеспечивает наивысшую производительность наряду с оптимальным поддержанием пластового давления при максимальном коэффициенте замены объема пустот. Как следствие, начальный дебит выше по сравнению с кривой C, а снижение дебита идет медленнее по сравнению с кривой B.

Кроме того, схема состоит из эксплуатационных и нагнетательных скважин с ГСМГРП. Нагнетательные скважины вводят в действие путем закачки воды (либо соляного раствора или другой жидкости для поддержания давления) с регулированием расхода и/или объема закачиваемой воды для поддержания давления нагнетания ниже давления разрыва пласта, при этом регулирование объема осуществляется путем открытия и закрытия портов ГРП.

Во вторичном методе разработки бурение и оснащение нагнетательных скважин с ГСМГРП осуществляют одновременно с эксплуатационными скважинами с ГСМГРП для поддержания пластового давления после начала добычи. Для надлежащей объемной замены добытой нефти в условиях конкретной системы фильтрационных каналов пласта требуется подходящий вторичный метод разработки. Регулирование расхода при нагнетании воды через матрицу пласта позволяет избежать превышения градиента разрыва, а следовательно, и неконтролируемого распространения трещины в направлении эксплуатационных скважин. Тем самым исключается быстрый прорыв воды в эксплуатационную скважину из нагнетательной скважины, что характеризуется кривой F.

1. Способ разработки нефтеносного пласта, в соответствии с которым:

- в пласте бурят и чередуют через один ряд, размещая на первом расстоянии друг от друга, ряды горизонтальных эксплуатационных скважин и ряды горизонтальных нагнетательных скважин, при этом горизонтальные стволы эксплуатационных скважин и горизонтальные стволы нагнетательных скважин располагают по направлению минимального горизонтального напряжения в пласте так, чтобы обеспечить распространение трещин гидроразрыва перпендикулярно направлению горизонтальных стволов скважин,

- в обсадных колоннах нагнетательных и эксплуатационных скважин устанавливают по меньшей мере два порта гидроразрыва пласта, расположенных на втором расстоянии друг от друга и обеспечивающих сообщение между скважинами и пластом,

- через порты гидроразрыва пласта осуществляют многостадийный гидроразрыв в эксплуатационных скважинах и в нагнетательных скважинах таким образом, что вдоль каждой эксплуатационной скважины и вдоль каждой нагнетательной скважины перпендикулярно направлению горизонтального ствола скважины образуются трещины гидроразрыва, причем трещины гидроразрыва нагнетательных скважин смещены от трещин гидроразрыва эксплуатационных скважин на третье расстояние,

- вводят в эксплуатацию эксплуатационные и нагнетательные скважины путем закачки жидкости в нагнетательные скважины с регулированием расхода и/или объема закачиваемой жидкости таким образом, чтобы давление закачки было ниже давления гидроразрыва.

2. Способ по п. 1, в соответствии с которым порты гидроразрыва пласта выполнены с возможностью многократного открытия и закрытия и регулирование расхода и/или объема закачиваемой жидкости осуществляют посредством открытия и закрытия портов гидрооразрыва пласта.

3. Способ по п. 1, в соответствии с которым трещины гидроразрыва нагнетательных скважин смещены от трещин гидроразрыва эксплуатационных скважин на половину расстояния между трещинами.

4. Способ по п. 1, в соответствии с которым в случае оснащения необсаженной скважины каждый порт гидроразрыва пласта устанавливают между двумя пакерами гидроразрыва таким образом, что расстояние между двумя пакерами по меньшей мере в двадцать раз меньше расстояния между портами.

5. Способ по п. 2, в соответствии с которым порты гидроразрыва пласта открывают и закрывают посредством гибкой трубы ГНКТ, жесткого кабеля и/или кабельно-канатного подъемника.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к инструментам для ступенчатого гидроразрыва пласта. Скользящая муфта открывается сброшенным шаром.

Группа изобретений относится к скользящим муфтам и способам для обработки ствола скважины текучей средой. Технический результат заключается в обеспечении заклиненной посадки заглушки в седле для восприятия высокого давления, облегчения дробления заглушки, исключения ее скалывания или срезания по бокам.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва продуктивного пласта, содержащего прослой глины с газоносным горизонтом.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва пласта (ГРП) в добывающей скважине при наличии попутной и/или подошвенной воды.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для разработки нефтяных месторождений. Способ включает бурение горизонтального ствола скважины в нефтенасыщенной части продуктивного пласта, спуск обсадной колонны в горизонтальный ствол скважины и цементирование кольцевого пространства между обсадной колонной и горной породой, проведение гидромеханической перфорации во всех интервалах продуктивного пласта, извлечение колонны труб с гидромеханическим перфоратором из скважины, спуск колонны труб с пакером и проведение поинтервального ГРП в направлении от забоя к устью в каждом проперфорированном интервале обсадной колонны с последовательным отсечением каждого интервала.

Изобретения относятся к горному делу - к разупрочнению прочных горных пород методом направленного гидроразрыва, используется для управления горным давлением или дегазации.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом. Способ включает проведение гидравлического разрыва пласта (ГРП) путем спуска в скважину колонны труб, установку центральной задвижки на верхнем конце колонны труб, закачку по колонне труб жидкости разрыва при открытой центральной задвижке, создание давления разрыва пласта с образованием трещины и крепление трещины проппантом.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва пласта при наличии попутной и/или подошвенной воды.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для гидравлического разрыва пласта в добывающей скважине при наличии попутной и/или подошвенной воды. Способ включает спуск колонны труб в скважину, закачку гелированной жидкости по колонне труб в интервал продуктивного пласта с образованием трещины, крепление трещины закачкой гелированной жидкости с проппантом, покрытым резиновой оболочкой.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена в гидравлическом разрыве пласта. Описывается взрывчатая гранула для описания разлома в подземном пласте.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности. Способ сбора и утилизации низконапорных газов при промысловой подготовке природного газа включает поступление конденсатосодержащего газа на установку низкотемпературной сепарации (НТС) для дегазации.
Изобретение относится к области нефтегазового дела. Способ создания техногенного месторождения нефти в литосфере включает бурение закачных и откачных скважин на глубину литосферы с давлением 8-10 МПа, температурой 125-200°С и пористостью коллектора 10-20%, подачу в закачные скважины неочищенных городских стоков с содержанием органического вещества не менее 100-300 мг/л и объемом не менее 20 тыс.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей области, в частности к добыче углеводородов из скважин малого диаметра с помощью погружных установок электроцентробежных насосов, оснащенных термоманометрической системой (ТМС).

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для выявления скважин-обводнительниц и водоприточных интервалов. Способ включает проведение без остановки скважин фоновых и мониторинговых влагометрических исследований всего действующего фонда, на основании которых выявляют группу скважин, возможных обводнительниц.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при добыче пластового флюида наклонно-направленными и горизонтальными малодебитными скважинами малопроницаемых пластов с аномально низким пластовым давлением - АНПД.

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано при разработке месторождений природного газа, преимущественно на стадии падающей добычи и на завершающей стадии разработки.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых месторождений. Технический результат - увеличение газоотдачи газовых месторождений и повышение эффективности их эксплуатации.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежей высоковязкой нефти с водонефтяными зонами небольшой толщины.

Изобретение относится к области добычи нефти из коллектора, сопряженной с возможными аварийными ситуациями, обусловленными неожиданными случаями вскрытия пластов с аномально высокими пластовыми давлениями.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано при добыче газа на газовых и газоконденсатных месторождениях, использующих коллекторно-лучевую организацию схемы сбора, в период снижения добычи в условиях накопления жидкости в скважинах и шлейфах.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам оснащения скважин, пробуренных в зонах повсеместного распространения многолетнемерзлых пород (ММП), при наличии аномально высоких пластовых давлений (АВПД) подземным эксплуатационным оборудованием. Осуществляют последовательное соединение требуемых элементов подземного эксплуатационного оборудования компоновки нижней части лифтовой колонны, содержащей снизу вверх центрирующую воронку, подпакерный хвостовик из насосно-компрессорных труб (НКТ), нижний посадочный ниппель, эксплуатационный пакер, разъединитель колонны. Осуществляют спуск на технологической колонне указанной компоновки в скважину до проектной глубины, запакеровку эксплуатационного пакера. Затем осуществляют спуск в скважину глухой пробки с перекрытием ею седла нижнего посадочного ниппеля, опрессовку элементов нижней части лифтовой колонны созданием избыточного давления, не превышающего ожидаемое рабочее давление на устье, извлечение из скважины глухой пробки, отсоединение технологической колонны в разъединителе колонны и извлечение ее из скважины. Далее последовательно соединяют и спускают в скважину элементы подземного эксплуатационного оборудования компоновки верхней части лифтовой колонны, содержащей снизу вверх отсоединенную часть разъединителя колонны, циркуляционный клапан, верхний посадочный ниппель, телескопическое соединение, держатель датчика давления и температуры, средней секции лифтовой колонны из насосно-компрессорных труб, ингибиторного клапана, приустьевого клапана-отсекателя, верхней секции лифтовой колонны из насосно-компрессорных труб. Осуществляют присоединение верхней части лифтовой колонны к ее нижней части в разъединителе колонны, опрессовку элементов верхней части лифтовой колонны созданием избыточного давления, не превышающего ожидаемое рабочее давление на устье, подвешивание лифтовой колонны в подвеске НКТ трубной головки фонтанной арматуры. Техническим результатом является повышение надежности и безопасности при эксплуатации скважин. 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке месторождений вторичным методом. Способ разработки нефтеносного пласта содержит бурение и чередование через один ряд, размещая на первом расстоянии друг от друга, рядов горизонтальных эксплуатационных и рядов горизонтальных нагнетательных скважин. Горизонтальные стволы эксплуатационных скважин и горизонтальные стволы нагнетательных скважин располагают по направлению минимального горизонтального напряжения в пласте так, чтобы обеспечить распространение трещин гидроразрыва перпендикулярно направлению горизонтальных стволов скважин. В обсадных колоннах нагнетательных и эксплуатационных скважин устанавливают по меньшей мере два порта гидроразрыва пласта, расположенных на втором расстоянии друг от друга и обеспечивающих сообщение между скважинами и пластом. Через порты гидроразрыва осуществляют многостадийный гидроразрыв в эксплуатационных и нагнетательных скважинах таким образом, что вдоль каждой скважины перпендикулярно направлению ствола скважины образуются трещины гидроразрыва. Трещины гидроразрыва нагнетательных скважин смещены от трещин гидроразрыва эксплуатационных скважин на третье расстояние. Вводят в эксплуатацию скважины путем закачки жидкости в нагнетательные скважины с регулированием расхода иили объема закачиваемой жидкости таким образом, чтобы давление закачки было ниже давления гидроразрыва. Технический результат заключается в обеспечении максимального извлечения углеводородов на месторождении, максимизации коэффициента продуктивности. 4 з.п. ф-лы, 4 ил.

Наверх