способ разработки нефтяных залежей сообщаемыми через продуктивный пласт скважинами

Формула изобретения

Способ разработки нефтяных залежей сообщаемыми через продуктивный пласт скважинами, включающий строительство сообщающихся горизонтальных скважин с изоляцией их до горизонтальной части и вертикальных скважин с забоем ниже уровня подошвы пласта с отбором продукции из вертикальных скважин, отличающийся тем, что по проектной сетке строят вертикальные скважины, 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.

Описание изобретения к патенту

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

Известен способ эксплуатации залежи углеводородов (патент RU № 2369732, МПК E21B 43/16, E21B 43/26, опубл. 10.10.2009), включающий прокладку горизонтальной скважины, перфорацию ее и формирование трещин с помощью гидравлического разрыва пласта, проводимого последовательно начиная с конца, дальнего от вертикального участка скважины, путем изоляции каждого перфорируемого интервала от остальной колонны пакером, и последующую эксплуатацию горизонтальной скважины через трещины разрыва пласта. Согласно изобретению при эксплуатации залежи с активной подошвенной водой с коэффициентом нефтеотдачи, не превышающим 9,2%, и наибольшей нефтегазонасыщенностью в наиболее близком участке от вертикального участка скважины гидравлический разрыв пласта в каждом интервале осуществляют с последовательно уменьшающейся величиной давления разрыва от максимально возможной расчетной его величины в дальнем участке до минимально возможной величины в наиболее близком участке. При этом максимальное давление разрыва принимают величиной, не превышающей предельно допустимой величины по разрушению скелета горной породы данного пласта, а эксплуатацию залежи осуществляют при депрессиях на пласт, не допускающих подтягивания подошвенной воды.

Недостатком этого способа является то, что при эксплуатации залежи с активной подошвенной водой (водоплавающей) конечный коэффициент нефтегазоотдачи в среднем невысок. Кроме того, он не учитывает неоднородность продуктивного пласта и условия притока нефти и газа к горизонтальным скважинам, в которых наибольшая нефтегазонасыщенность пласта, а самый высокий дебит получается в наиболее близком от вертикального ствола скважины участке, а удаленный участок через небольшой период времени зашламовывается и перестает отдавать нефть и газ из пласта в горизонтальную скважину.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки нефтяной залежи (патент RU № 2307242, МПК E21B 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 низкий коэффициент извлечения нефти.

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

Технический результат достигается способом разработки нефтяных залежей сообщаемыми через продуктивный пласт скважинами, включающим строительство сообщающихся горизонтальных скважин с изоляцией их до горизонтальной части и вертикальной скважины с забоем ниже уровня подошвы пласта с отбором продукции из вертикальной скважины.

Новым является то, что по проектной сетке строят вертикальные скважины, 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.

На фиг.1 представлена схема осуществления предлагаемого способа разработки нефтяных залежей (вид сверху) на участке из трех вертикальных и шести горизонтальных скважин.

На фиг.2 изображен разрез нефтенасыщенного пласта с размещенными в нем горизонтальными скважинами и глубинно-насосного оборудования в вертикальных скважинах 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, 5 (фиг.1) с забоями ниже продуктивного пласта 2 (фиг.2). Проводят геолого-промысловые и 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 6 продуктивного пласта 2 (фиг.2) составляют более восьми метров, а подошвенная часть продуктивного пласта отделена от водоносного коллектора литологическим экраном 7.

Производят крепление стенок вертикальной скважины ниже подошвы нефтенасыщенного пласта профильным перекрывателем 8. Спускают обсадную колонну (показана условно) с последующим цементированием затрубного пространства. Производят вторичное вскрытие 9 продуктивного пласта 2.

Дополнительно на участках залежей выбирают не менее трех вертикальных скважин 3, 4, 5 (фиг.1), расположенных друг от друга в шаге сетки l. Из каждой вертикальной скважины строят не менее двух горизонтальных скважин 10-15 в направлении других аналогичных вертикальных скважин. Горизонтальные скважины 10-11, 12-13, 14-15, направляемые навстречу друг другу, разводят по ширине и по высоте пласта не менее чем на 10 м для гарантированного исключения гидродинамической связи. Забой каждой горизонтальной скважины находится на расстоянии l₁=0-10 м (фиг.2) от вертикальной скважины для обеспечения гарантированной гидродинамической связи между этими скважинами, в том числе с применением локального гидроразрыва. Горизонтальные скважины 10-15 (фиг.2) проводят на расстоянии l₂, составляющем не менее 2-3 м до подошвы нефтенасыщенного пласта 2 (ПНП).

С целью повышения гидродинамической связи между скважинами в продуктивном пласте в горизонтальных скважинах 10-15 (фиг.1) производят гидроразрыв пласта (ГРП) 16 (фиг.2) в сторону ближайших вертикальных скважин 3, 4, 5 (фиг.1). Образованные трещины после проведения ГРП 16 (фиг.2) создают гидродинамическую связь в пласте 2 между вертикальными 3, 4, 5 (фиг.1) и горизонтальными 10-15 скважинами. Участки горизонтальных скважин, расположенных выше продуктивного пласта, изолируют профильными перекрывателями 17 (фиг.2).

Затем производят спуск насоса 18 с насосно-компрессорными трубами 19 в скважину с образованием межтрубного пространства. Снижают уровень жидкости Нд в эксплуатационной колонне до предельно допустимого для пласта 2. Критическое понижение уровня определяется техническим состоянием ствола скважины, устойчивостью вскрытых пород (сцементированностью, трещиноватостью) и не превышает обычно 2/3 расстояния от устья скважины до вскрытого пласта 2.

Разрежение, создаваемое в вертикальных скважинах 3, 4, 5 (фиг.1) при снижении динамического уровня, обеспечивает создание максимальной депрессии на пласт и увеличивает приток пластовой жидкости в скважину. Режимы депрессии в продуктивном пласте определяют по результатам проведенных исследований в скважинах 3,4, 5.

В процессе работы вертикальных скважин периодически замеряют дебиты пластовой жидкости, пластовое давление, обводненность продукции и регулируют режимы работы вертикальных 3, 4, 5 и горизонтальных 10-15 скважин.

Отбор продукции осуществляют со снижением гидродинамического уровня продуктивного пласта 2 (фиг.2) не ниже критического давления, при этом межтрубное пространство на устье сообщено с входом 20 вакуумного насоса (на фиг.1, 2 не показан). Пластовую газовоздушную смесь откачивают вакуумным насосом из межтрубного пространства скважин 3, 4, 5 (фиг.1). Количество вертикальных скважин 3, 4, 5 может быть более трех, а количество горизонтальных скважин 10-15, пробуренных из каждой вертикальной скважины, может быть более двух,

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, 5 (фиг.1) с забоями ниже продуктивного пласта 2 (фиг.2). По результатам бурения скважин и сейсмических исследований, проведенных на площади залежей, уточнили геологическое строение нефтяных залежей, построили структурную карту по кровле продуктивного пласта 2. По результатам интерпретации каротажных диаграмм вертикальных скважин 3, 4, 5 (фиг.1) определили эффективные нефтенасыщенные толщины и фильтрационно-емкостные свойства продуктивного пласта 2 (фиг.2). Произвели замеры пластового давления в скважинах 3, 4, 5 (фиг.1).

Нефтенасыщенная толщина продуктивного пласта 2 (фиг.2) составила 9,0 м. Кровля продуктивного пласта 2 установлена на абсолютной отметке минус 730,0 м, а подошва - на абсолютной отметке минус 742,0 м. Пластовое давление составило 8,0 МПа, вязкость нефти - 28,2 мПа·с, проницаемость коллекторов - 0,096 мкм².

Выбрали участки на залежах 1 (фиг.1), в пределах которых нефтенасыщенные толщины 6 продуктивного пласта составили 12,8 м, а подошвенная часть продуктивного пласта отделена от водоносного коллектора литологическим экраном 7 (фиг.2) толщиной 6,4 м.

В вертикальных скважинах 3, 4, 5 (фиг.1) произвели крепление стенок ниже подошвы нефтенасыщенного пласта 2 (фиг.2) профильными перекрывателями 8. Затем спустили обсадные колонны, зацементировали затрубное пространство.

В купольных частях залежей выбрали по три вертикальные скважины 3, 4, 5 (фиг.1), расположенные друг от друга на расстоянии l=400 м. Из каждой вертикальной скважины 3, 4, 5 построили по две горизонтальные скважины 10-11, 12-13, 14-15 в направлении других аналогичных вертикальных скважин. Горизонтальные скважины 10-11, 12-13, 14-15, направляемые навстречу друг другу, расположены на расстоянии 25 м по ширине и 10,4 м по высоте пласта. Забой каждой горизонтальной скважины находится на расстоянии l₁=6-8 м (фиг.2) от вертикальной скважины. Расстояние от самой низкой точки горизонтальных скважин 10-15 (фиг.1) до подошвы нефтенасыщенного пласта составило 2,5 м.

В горизонтальных скважинах 10-15 произвели гидроразрыв пласта (ГРП) 16 (фиг.2) в сторону ближайших вертикальных скважин 3, 4, 5 (фиг.1). Участки горизонтальных скважин, расположенные выше продуктивного пласта 2 (фиг.2), изолировали профильными перекрывателями 17. Затем спустили насосы 18 с насосно-компрессорными трубами 19 в вертикальные скважины 3, 4, 5 (фиг.1). Уровень жидкости Нд в эксплуатационной колонне снизили до критического для продуктивного пласта 2 (фиг.2) на 4 м.

Для снижения действия газового фактора (выделения газа из продукции пласта) из затрубного пространства скважин 3, 4, 5 (фиг.1) откачивали газ вакуумным насосом через его вход 20 (фиг.2), для чего создали в межтрубном пространстве разрежение 0,03 МПа.

Разрежение, создаваемое в вертикальных скважинах 3, 4, 5 (фиг.1) при снижении динамического уровня Нд до 2,0 МПа, и увеличение охвата пласта выработкой запасов в результате эксплуатации горизонтальных скважин 10-15, увеличило приток пластовой жидкости в скважины как минимум в 2 раза - с 6,5 до 13 т/сут.

Разработка нефтяных залежей предлагаемым способом позволяет повысить эффективность вытеснения нефти, а также увеличить объем добычи нефти, коэффициент извлечения нефти за счет повышения охвата выработкой запасов по площади и разрезу.