RU2547848C2

RU2547848C2 - Способ разработки нефтяных низкопроницаемых залежей

Info

Publication number: RU2547848C2
Application number: RU2013101990/03A
Authority: RU
Inventors: Виталий Анварович Байков; Александр Валерьевич Колонских; Олег Владимирович Евсеев; Игорь Семёнович Афанасьев
Original assignee: Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть"
Priority date: 2013-01-16
Filing date: 2013-01-16
Publication date: 2015-04-10
Also published as: RU2013101990A

Abstract

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке чисто нефтяных залежей с низкопроницаемыми коллекторами. Способ разработки нефтяных низкопроницаемых залежей включает бурение добывающих и нагнетательных скважин по рядной системе разработки с проведением гидроразрыва пласта (ГРП) на всех скважинах. Размещают ряды нагнетательных и добывающих скважин параллельно и с чередованием через один в направлении максимальных горизонтальных напряжений пласта. При этом добывающие и нагнетательные скважины бурят с горизонтальными стволами в направлении максимальных горизонтальных напряжений с проведением на них многостадийного ГРП. Техническим результатом является увеличение темпов отбора нефти и снижение плотности сетки скважин. 3 ил., 2 пр.

Description

Способ разработки нефтяных низкопроницаемых залежей

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке чисто нефтяных залежей с низкопроницаемыми коллекторами.

Известен способ разработки нефтяной залежи с низкопроницаемым коллектором, согласно которому добывающие и нагнетательные наклонно-направленные скважины бурят по рядной системе разработки, с проведением ГРП на всех скважинах, размещая ряды нагнетательных и добывающих наклонно-направленных скважин с чередованием через один в направлении максимальных горизонтальных напряжений пласта. При этом в ряду нагнетательных наклонно-направленных скважин скважины размещаются разреженно, через одну [Выбор оптимальной системы разработки для месторождений с низкопроницаемыми коллекторами. / В.А. Байков, Р.М. Жданов, Т.И. Муллагалиев, Т.С. Усманов // Нефтегазовое дело. - 2011. - № 1].

Основным недостатком этого способа является низкая технико-экономическая эффективность, что связано с низким темпом отбора нефти, а также высокая плотность сетки скважин.

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению является способ разработки нефтяных низкопроницаемых залежей, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин по рядной системе разработки, с проведением ГРП на всех скважинах, размещая ряды добывающих и нагнетательных скважин параллельно с чередованием через один в направлении максимальных горизонтальных напряжений пласта [Технико-экономический анализ систем разработки, сформированных скважинами с трещинами ГРП / М.М. ХАСАНОВ и др. // Нефтяное хозяйство - 2009. - № 2. - С. 92-96]. Недостатком данного технического решения является применение наклонно-направленных скважин, применение которых на низкопроницаемых коллекторах нерентабельно из-за низких дебитов добывающих скважин.

Основной решаемой задачей представленного способа разработки является рентабельная разработка нефтяных низкопроницаемых залежей. Техническим результатом является увеличение темпов отбора нефти, увеличение коэффициента охвата пласта заводнением за счет повышения вероятности вовлечения в разработку изолированных песчаных тел и снижение плотности сетки скважин с сохранением или увеличением коэффициента нефтеотдачи.

Поставленная задача решается тем, что в способе разработки нефтяных низкопроницаемых залежей, включающем бурение добывающих и нагнетательных скважин по рядной системе разработки, с проведением ГРП на всех скважинах, размещая ряды нагнетательных и добывающих скважин параллельно и с чередованием через один в направлении максимальных горизонтальных напряжений пласта, согласно изобретению добывающие и нагнетательные скважины бурят с горизонтальными стволами в направлении максимальных горизонтальных напряжений с проведением на них многостадийного ГРП.

Низкопроницаемые песчано-алевритистые залежи характеризуются наличием высокой латеральной (площадной) несвязности коллекторов. Применение горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин с множественными ГРП повышает вероятность вовлечения в разработку изолированных песчаных тел. Применение горизонтальных скважин с множественными ГРП в отрыве от системы заводнения позволяют достичь увеличения темпов отбора нефти лишь незначительно. Все отличительные признаки в совокупности со всеми существенными признаками позволяют получить синергетический технологический эффект и позволит производить рентабельную разработку низкопроницаемых коллекторов. В частности, бурение отдельно стоящих горизонтальных скважин с многостадийным ГРП позволяет существенно повысить дебиты жидкости сразу после запуска скважины в работу, однако, если не организовать эффективную систему поддержания пластового давления, то в кратчайшие сроки дебит отдельной горизонтальной скважины упадет в разы вплоть до нуля. В случае перпендикулярного расположения горизонтального ствола и трещины ГРП в нагнетательной скважине может произойти техногенный рост трещины в нагнетательной скважине в направлении горизонтального ствола, тем самым безвозвратно обводнив ее. Таким образом, лишь решение совместной задачи выбора оптимального типа заканчивания скважин и организации эффективной системы ППД, которое предложено в изобретении, позволит получить синергетический эффект.

Способ осуществляется следующим образом.

На нефтяном месторождении бурят горизонтальные добывающие и горизонтальные нагнетательные скважины. Ряды добывающих и нагнетательных горизонтальных скважин с многостадийным ГРП чередуются через один. Направление горизонтальных стволов добывающих и нагнетательных скважин размещают в направлении максимальных горизонтальных напряжений пласта. На всех горизонтальных скважинах проводят многостадийный ГРП.

Пример 1.

На залежи нефтяного месторождения, разрабатываемой по девятиточечной и по рядной системе разработки с ГРП на наклонно-направленных скважинах (по прототипу), участок месторождения (куст) дополнительно разбуривают по предлагаемой системе разработки. На фиг. 1 представлена предлагаемая система разработки, согласно которой горизонтальные добывающие и нагнетательные горизонтальные скважины бурят по рядной системе разработки с проведением ГРП на всех скважинах, при этом на горизонтальных добывающих скважинах проводят многостадийный ГРП. При этом ряды нагнетательных горизонтальных и добывающих горизонтальных скважин с чередованием через один располагают в направлении максимальных горизонтальных напряжений пласта. Длина горизонтального ствола 1000 м. Расстояние между рядами нагнетательных и добывающих скважин 300 м. На горизонтальных скважинах выполнено 5-7 стадий ГРП.

На фиг. 2 представлена динамика изменения среднего дебита жидкости скважин, пробуренных по известной (прототип) и по предложенной системам разработки (ГС с МГРП). Из фиг. 2 видно, что средние дебиты жидкости горизонтальных добывающих скважин, пробуренных по предложенной системе разработки, превышают средние дебиты жидкости наклонно-направленных добывающих скважин, пробуренных по известной системе разработки (прототип) в 3 раза.

Пример 2.

Для участка рассматриваемой залежи создана гидродинамическая модель с размещением добывающих скважин в три ряда по три скважины в ряду, с расстоянием между рядами скважин - 300 м, с полудлиной трещин ГРП - 100 м и авто-ГРП - 350 м. Рассчитаны два варианта разработки с забойным давлением на добывающих и нагнетательных скважинах 8 МПа и 45 МПа соответственно:

Вариант 1 (предлагаемая система разработки), согласно изобретению, девять добывающих скважин с горизонтальным окончанием и 12 горизонтальных нагнетательных скважин. Длина горизонтального участка добывающих скважин - 1000 м, нагнетательных скважин - 800 м. Расстояние между горизонтальными добывающими скважинами в ряду - 300 м. Плотность сетки скважин составляет 42 Га на скважину.

Вариант 2 (прототип), по прототипу, двенадцать добывающих наклонно-направленных скважин и 28 нагнетательных наклонно-направленных скважин с расположением добывающих наклонно-направленных скважин в четыре ряда по семь скважин в ряду. Расстояние между рядами скважин - 325 м, расстояние между добывающими наклонно-направленными скважинами в ряду - 500 м, расстояние между нагнетательными наклонно-направленными скважинами в ряду - 1000 м. Плотность сетки скважин составляет 25 Га на скважину.

На фиг. 3 представлены результаты расчета обоих вариантов. Из фиг. 3 видно, что накопленная добыча на одну скважину по Варианту 2 (прототип) значительно ниже накопленной добычи на одну скважину по Варианту 1 (предлагаемая система разработки).

Таким образом использование изобретения позволит получить эффект за счет увеличения отбора нефти, сохранения высокого коэффициента нефтеотдачи и снижения капитальных затрат на строительство за счет уменьшения плотности сетки скважин.

Claims

Способ разработки нефтяных низкопроницаемых залежей, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин по рядной системе разработки, с проведением гидроразрыва пласта (ГРП) на всех скважинах, размещая ряды нагнетательных и добывающих скважин параллельно и с чередованием через один в направлении максимальных горизонтальных напряжений пласта, отличающийся тем, что добывающие и нагнетательные скважины бурят с горизонтальными стволами в направлении максимальных горизонтальных напряжений с проведением на них многостадийного ГРП.