RU2757836C1 - Способ разработки зонально-неоднородной нефтяной залежи - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для разработки зонально-неоднородной нефтяной залежи, в частности для вовлечения в разработку слабопроницаемых зон пласта залежи. Способ включает вскрытие вертикальной скважиной нефтяной залежи, проводку бокового ствола с входом на расстоянии от основного вертикального ствола, исключающим их гидродинамическую связь, инициацию образования трещин через боковой ствол в залежи, закачку вытесняющего агента и добычу продукции залежи. При этом вертикальные стволы бурят по любой из известных сеток вскрытия залежи с разделением на нагнетательные скважины для закачки вытесняющего агента и добывающие скважины для добычи продукции, определяют слабопроницаемые зоны залежи с проницаемостью как минимум в два раза меньшей, чем средняя проницаемость залежи. Проводку боковых стволов ведут в слабопроницаемые зоны из близлежащих скважин, в которых инициируют образование трещин в вскрытых зонах термобарохимическим и/или акустико-сейсмическим воздействием с выравниванием проницаемости до средней проницаемости залежи и изоляцией бокового ствола. Предлагаемый способ позволяет выровнять проницаемость слабопроницаемой зоны со средней проницаемостью залежи для выравнивания фронта вытеснения и увеличения дренирования нефти и, как следствие, повысить КИН залежи. 2 з.п. ф-лы.

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для разработки зонально-неоднородной нефтяной залежи, в частности для вовлечения в разработку слабопроницаемых зон пласта залежи.

Известен способ разработки зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума (патент RU № 2640608, МПК Е21В 43/24, Е21В 07/04, опубл. 10.01.2018 Бюл. № 1), включающий определение в залежи зон с различной проницаемостью, строительство выше водонефтяного контакта горизонтальной скважины с дополнительными стволами, вскрывающими слабопроницаемые зоны, определение расстояния между дополнительными стволами с учетом технологических возможностей бурового оборудования для их проводки, последовательную закачку теплоносителя и отбор продукции, определение количества закачиваемого теплоносителя и отбираемой продукции из свойств вскрытых зон, причем дополнительные стволы бурят в одной горизонтальной плоскости с основным горизонтальным стволом в слабопроницаемые зоны с проницаемостью, в два и более раз меньшей относительно средней проницаемости залежи, причем закачку пара производят давлением, не превышающим давления гидроразрыва пласта, в объеме не менее 10 т на 1 м суммарной длины горизонтального участка основного ствола и дополнительных стволов, а отбор при давлении не ниже давления разрушения стенок дополнительных стволов, причем между закачкой и отбором производят термокапиллярную пропитку залежи.

Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за возможности использования только для добычи высоковязкой нефти или битума, малая площадь дренирования в слабопроницаемых зонах, так как она происходит только из участков, вскрытых дополнительными стволами, невозможность использования при разнесении слабопроницаемых зон по высоте залежи, так как дополнительные стволы бурятся в одной горизонтальной плоскости основного горизонтального ствола.

Наиболее близким является способ разработки низкопроницаемой нефтяной залежи (патент RU № 2526937, МПК Е21В 43/26, Е21В 43/14, опубл. 27.08.2014 Бюл. № 24), включающий вскрытие вертикальной скважиной нефтяной залежи, проводку бокового горизонтального ствола, проведение многократного гидравлического разрыва пласта, отбор продукции и закачку рабочего агента оборудованием для одновременно-раздельной добычи и закачки, причем выделяют залежь с проницаемостью не более 2 мД, проводят гидравлический разрыв пласта в основном стволе скважины, получая трещину в вертикальной плоскости, затем в направлении максимальных нефтенасыщенных толщин проводят боковой горизонтальный ствол со спуском эксплуатационной колонны до расстояния C не менее 100 м и не более 300 м от плоскости трещины гидроразрыва основного ствола, далее расстояния C боковой горизонтальный ствол выполняют открытым, обсаженным, либо со спуском перфорированного хвостовика, причем угол между плоскостью трещины гидроразрыва и направлением бокового горизонтального ствола должен составлять от 45° до 90°, в боковом горизонтальном стволе проводят многократный гидравлический разрыв пласта с расстоянием между ступенями не менее 10 м и не более 100 м, причем первую ступень многократного гидроразрыва проводят на расстоянии C, считая от «пятки» бокового горизонтального ствола, основной вертикальный ствол используют для нагнетания рабочего агента в данную залежь, а боковой горизонтальный ствол - для отбора продукции, посредством оборудования для одновременно-раздельной добычи и закачки.

Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за возможности использования только в однородных низкопроницаемых залежах, а проведение гидроразрывов пласта (ГРП) залежи во всех стволах без учета ее неоднородности может привести к ускоренной обводненности добываемой продукции из добывающих скважин, при этом многостадийный ГРП залежи очень часто приводит к формированию большого количества неконтролируемо сформированных трещин, ухудшающих гидродинамическое состояние неоднородной залежи и уменьшает возможность максимального охвата залежи гидродинамическим воздействием выравниванием фронта вытеснения для увеличения коэффициента извлечения нефти (КИН) залежи.

Технической задачей предлагаемого изобретения является создание способа разработки зонально-неоднородной нефтяной залежи, позволяющего за счет термобарохимического и/или акустико-сейсмического воздействия на слабопроницаемую зону для выравнивания проницаемости ее с проницаемостью залежи для выравнивания фронта вытеснения при дренировании нефти и, как следствие, повышение КИН залежи.

Техническая задача решается способом разработки зонально-неоднородной нефтяной залежи, включающим вскрытие вертикальной скважиной нефтяной залежи, проводку бокового ствола с входом на расстоянии от основного вертикального ствола, исключающим их гидродинамическую связь, инициацию образования трещин через боковой ствол в залежи, закачку вытесняющего агента и добычу продукции залежи.

Новым является то, что вертикальные стволы бурят по любой из известных сеток вскрытия залежи с разделением на нагнетательные скважины для закачки вытесняющего агента и добывающие скважины для добычи продукции, определяют слабопроницаемые зоны залежи, с проницаемостью как минимум в два раза меньшей, чем средняя проницаемость залежи, проводку боковых стволов ведут в слабопроницаемые зоны из близлежащих скважин, в которых инициируют образование трещин в вскрытых зонах термобарохимическим и/или акустико-сейсмическим воздействием с выравниванием проницаемости до средней проницаемости залежи и изоляцией бокового ствола.

Новым является также то, что при строительстве новых скважин проводят боковые стволы с использованием отклонителей бурового инструмента, а углубление вертикального ствола до проектной глубины проводят после изоляции бокового ствола.

Новым является также то, что проводку бокового ствола осуществляют из соответствующего вертикального ствола с предварительной установкой съемных клина-отклонителя, вырезания окна в обсадной колонне и извлечением клина-отклонителя после изоляции бокового ствола.

Способ разработки зонально-неоднородной нефтяной залежи включает вскрытие нефтяной залежи вертикальными скважинами по любой из известных сеток (квадратная, треугольная, рядная и т.п.) с определённым шагом (на месторождениях Республика Татарстан (РТ) шаг скважин применяется в основном от 150 м до 300 м). На вид, расположение и шаг между скважинами авторы не претендуют. В ходе строительства скважин или в процессе эксплуатации проводят исследования (геофизические, акустические, сейсмические, гидродинамические, геохимические, аэрофотосъемка или т.п. – авторы на это не претендуют) состояния вскрываемых скважинами пласта залежи для выявления слабопроницаемых зон залежи с проницаемостью как минимум в два раза меньшей, чем средняя проницаемость залежи. После чего принимают решение строительства бокового ствола из близлежащей вертикальной скважины для вскрытия соответствующей слабопроницаемой зоны. Причем выход бокового ствола из вертикального выбирается выше продуктивного пласта так, чтобы при входе бокового ствола в пласт полностью отсутствовала гидродинамическая связь между боковым и основным вертикальным стволами, что определяется из анализа свойств самой залежи (проницаемости, направления преобладающей трещиноватости и/или т.п.). Боковой ствол ведут до вскрытия соответствующей слабопроницаемой зоны. В интервал вскрытой слабопроницаемой зоны бокового ствола скважины на колонне технологических труб, гибкой трубе или бронированном кабеле спускают скважинное оборудование для проведения термобарохимического и/или акустико-сейсмического воздействия. Это воздействие может осуществляться с помощью однократного или многократного гидроразрыва пласта (ГРП) (патенты RU №№2526937, 2640608, 120700 или т.п.), газогенератора, термогенератора в виде пороховых или термических шашек (зарядов) или т.п. (патенты RU №№ 2297530, 2282027, 2703595, SU № 1711516 или т.п.), так же возможно сочетание ГРП с применением пороховых или термических шашек. Под термобарохимическим и/или акустико-сейсмическим воздействием в слабопроницаемой зоне формируется сетка трещин, увеличивая площадь ее фильтрации и проницаемость. Воздействие повторяют до выравнивания проницаемости слабопроницаемой зоны со средней проницаемостью залежи, что способствует интенсификации отбора из нее продукции залежи и выравниванию фронта вытеснения по всей залежи в целом стимулируя более эффективное извлечение продукции из нее. По завершению воздействия проводят изоляцию бокового ствола, например, глухим пакером, устанавливаемым выше кровли залежи если от кровли залежи до выхода бокового ствола из вертикального расположены плотные и непроницаемые породы. Если породы от кровли залежи до выхода бокового ствола из вертикального проницаемые или есть наличие водоотдающих пропластков, рекомендуется изолировать пласт заливкой цементного и/или глинистого раствора. Также можно использовать для изоляции бокового ствола сочетание глухого пакера, устанавливаемого выше кровли продуктивного пласта, с заливкой выше него в боковой ствол цементного и/или глинистого раствора. Для обнаруженных слабопроницаемых зон залежи проводят аналогичные операции.

При строительстве новых скважин проводят боковые стволы с использованием отклонителей бурового инструмента, которое устанавливается для образования выхода (отклонения) от вертикального ствола со вскрытием слабопроницаемой зоны залежи. После проведения термобарохимического и/или акустико-сейсмического воздействия и изоляции бокового ствола (глухим пакером, заливкой цементного и/или глинистого раствора и/или т.п.) производят углубление бурением (буровым инструментом без отклонителя, спускаемым на жёстких утяжеленных буровых трубах – УБТ) вертикального ствола до проектной глубины с последующим оснащением обсадной колонной, цементированием затрубного пространства и вторичным вскрытием пласта.

При строительстве бокового ствола из существующего, обсаженного вертикального ствола в вертикальный ствол на уровне выхода бокового ствола устанавливают съёмный клин-отклонитель (патенты RU №№ 2563900, 2652240, 2504636 или т.п.), при помощи фрезы прорезают окно в обсадной колонне и производят бурение бокового ствола меньшего диаметра (патенты RU №№ 2728178, 2391491, 2526937 или т.п.), чем вертикальный ствол, до вскрытия слабопроницаемой зоны залежи. После проведения термобарохимического и/или акустико-сейсмического воздействия и изоляции бокового пласта (глухим пакером, заливкой цементного и/или глинистого раствора и/или т.п.) производят извлечение клина-отклонителя.

По завершению работ со слабопроницаемыми зонами вертикальные стволы скважин, задействованные в реализации воздействия на залежь, включают в эксплуатацию залежи в качестве нагнетательных или добывающих скважин в зависимости от назначения.

Как показала практика использования способа на зонально-неоднородных залежах РТ позволило повысить их КИН на 4 – 8 %.

Предлагаемый способ разработки зонально-неоднородной нефтяной залежи позволяет за счет термобарохимического и/или акустико-сейсмического воздействия на слабопроницаемую зону выровнить ее проницаемость со средней проницаемостью залежи для выравнивания фронта вытеснения и увеличения дренирования нефти и, как следствие, повысить КИН залежи.

Claims (3)

1. Способ разработки зонально-неоднородной нефтяной залежи, включающий вскрытие вертикальной скважиной нефтяной залежи, проводку бокового ствола с входом на расстоянии от основного вертикального ствола, исключающим их гидродинамическую связь, инициацию образование трещин через боковой ствол в залежи, закачку вытесняющего агента и добычу продукции залежи, отличающийся тем, что вертикальные стволы бурят по любой из известных сеток вскрытия залежи с разделением на нагнетательные скважины для закачки вытесняющего агента и добывающие скважины для добычи продукции, определяют слабопроницаемые зоны залежи с проницаемостью как минимум в два раза меньшей, чем средняя проницаемость залежи, проводку боковых стволов ведут в слабопроницаемые зоны из близлежащих скважин, в которых инициируют образование трещин в вскрытых зонах термобарохимическим и/или акустико-сейсмическим воздействием с выравниванием проницаемости до средней проницаемости залежи и изоляцией бокового ствола.

2. Способ разработки зонально-неоднородной нефтяной залежи по п. 1, отличающийся тем, что при строительстве новых скважин проводят боковые стволы с использованием отклонителей бурового инструмента, а углубление вертикального ствола до проектной глубины проводят после изоляции бокового ствола.

3. Способ разработки зонально-неоднородной нефтяной залежи по п. 1, отличающийся тем, что проводку бокового ствола осуществляют из соответствующего вертикального ствола с предварительной установкой съемных клина-отклонителя, вырезанием окна в обсадной колонне и извлечением клина-отклонителя после изоляции бокового ствола.