СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ Российский патент 1999 года по МПК E21B43/24 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке залежи высоковязкой нефти.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти, включающий закачку в пласт теплоносителя через нагнетательные скважины, последующую закачку ненагретой воды, отбор продукции из добывающих скважин, периодическую закачку расчетных объемов теплоносителя в добывающие скважины и отбор продукции между циклами закачки [1].

Известный способ недостаточно эффективен, а нефтеотдача залежи невысока.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки месторождений высоковязких нефтей, включающий вскрытие залежи равномерной треугольной сеткой добывающих скважин с формированием площадных 13-точечных обращенных элементов разработки по 6 скважин в каждом концентрическом ряду, отбор продукции и закачку теплоносителя циклически с равным количеством закачиваемого теплоносителя в каждом цикле, осуществление каждого цикла в три этапа: на первом этапе закачка теплоносителя через центральную скважину и добывающие скважины внешнего кольца, расположенные через одну, а из расположенных между ними остальных добывающих скважин отбор продукции, на втором этапе перевод добывающих скважин внешнего кольца, через которые закачивали теплоноситель, на отбор продукции и перевод добывающих скважин внешнего кольца, через которые отбирали продукцию, на закачку теплоносителя, на третьем этапе отбор продукции из добывающих скважин, через которые закачивали теплоноситель, и отбор продукции из всех остальных добывающих скважин [2].

Известный способ позволяет отобрать из залежи основные запасы нефти, однако значительная их часть остается в залежи, что приводит к снижению нефтеотдачи.

В изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки залежи высоковязкой нефти, включающем вскрытие залежи равномерной треугольной сеткой добывающих скважин с формированием площадных 13-точечных элементов разработки с центральной скважиной и по 6 скважин в каждом концентрическом ряду, отбор продукции и закачку теплоносителя циклически с равным количеством закачиваемого теплоносителя в каждом цикле, осуществление каждого цикла в три этапа: на первом этапе закачка теплоносителя через центральную добывающую скважину и добывающие скважины внешнего кольца, распложенные через одну, а из расположенных между ними остальных добывающих скважин отбор продукции, на втором этапе перевод добывающих скважин внешнего кольца, через которые закачивали теплоноситель, на отбор продукции и перевод добывающих скважин внешнего кольца, через которые отбирали продукцию, на закачку теплоносителя, на третьем этапе отбор продукции из добывающих скважин, через которые закачивали теплоноситель, и отбор продукции из всех остальных добывающих скважин, согласно изобретению в центральной скважине забуривают из самостоятельных окон горизонтальные стволы на заданные пачки пластов объекта разработки с протяженностью до 1/3 расстояния между скважинами сетки, на втором этапе цикла отбора и закачки теплоносителя через центральную скважину отбирают продукцию, при этом распределение расчетного количества теплоносителя между центральной скважиной и скважинами внешнего кольца осуществляют в соответствии с выражениями
(1)
Q_дс = Q_эл-Q_гс. (2)
где Q_гс - количество теплоносителя, нагнетаемое в центральную добывающую скважину с горизонтальными стволами, м³;
Q_эл - общее потребное количество теплоносителя для данного элемента разработки, м³;
Q_дс - количество теплоносителя, нагнетаенмого в зоны воздействия скважин внешнего кольца элемента разработки, м³;
V_гс - поровый объем зоны воздействия центральной скважины с горизонтальными стволами, м³;
V_дс - поровый объем зон воздействия скважин внешнего кольца элемента разработки, м³.

Существенными признаками изобретения являются:
1) вскрытие залежи равномерной треугольной сеткой добывающих скважин с формированием площадных 13-точечных элементов разработки с центральной скважиной и по 6 скважин в каждом концентрическом ряду;
2) отбор продукции и закачку теплоносителя циклически с равным количеством закачиваемого теплоносителя в каждом цикле;
3) осуществление каждого цикла в три этапа;
4) на первом этапе закачка теплоносителя через центральную добывающую скважину и добывающие скважины внешнего кольца, расположенные через одну, а из расположенных между ними остальных добывающих скважин отбор продукции;
5) на втором этапе перевод добывающих скважин внешнего кольца, через которые закачивали теплоноситель, на отбор продукции и перевод добывающих скважин внешнего кольца, через которые отбирали продукцию, на закачку теплоносителя;
6) на третьем этапе отбор продукции из добывающих скважин, через которые закачивали теплоноситель, и отбор продукции из всех остальных добывающих скважин;
7) в центральной скважине забуривают из самостоятельных окон горизонтальные стволы на заданные пачки пластов объекта разработки с протяженностью до 1/3 расстояния между скважинами сетки;
8) на втором этапе цикла отбора и закачки теплоносителя через центральную скважину отбирают продукцию;
9) распределение расчетного количества теплоносителя между центральной скважиной и скважинами внешнего кольца осуществляют в соответствии с выражениями (1) и (2).

Признаки 1-6 являются сходными с прототипом, признаки 7-9 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения.

При разработке залежи высоковязкой нефти часть основных запасов остается в залежи, что обуславливает недостаточно высокую нефтеотдачу. В изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующей совокупностью действий.

Вскрытие залежи высоковязкой нефти производят равномерной треугольной сеткой добывающих скважин с формированием площадных 13-точечных элементов разработки с центральной скважиной по 6 скважин в двух концентрических рядах. В центральной скважине производят забуривание из самостоятельных окон в эксплуатационной колонне горизонтальные стволы на заданные пачки пластов объекта разработки с протяженностью до 1/3 расстояния между скважинами сетки. Проекции горизонтальных стволов развернуты по отношению друг к другу на углы, равные 360/n_гс, где n_гс - количество горизонтальных стволов в данной скважине. Рассчитывают суммарное потребное количество теплоносителя для данного укрупненного элемента. Рассчитывают распределение суммарного количества теплоносителя между скважинами внешнего кольца элемента и центральной скважиной с учетом следующей схематизации площадей зон теплового воздействия:
F_эл = F_гс + 2 F_дс,
где F_эл - площадь укрепленного элемента воздействия, м²;
F_гс - площадь зоны воздействия центральной скважины с горизонтальными стволами, м²;
F_дс - площадь зоны воздействия трех добывающих скважин внешнего кольца, м².

Эффективную нефтенасыщенную толщину пласта, вскрытую горизонтальными стволами, определяют из выражения;
h_гс = n_гс • L • K_эф • 1/K_а,
где h_гс - эффективная нефтенасыщенная толщина, вскрытая горизонтальными стволами центральной скважины, м;
n_гс - количество горизонтальных стволов;
L - средняя протяженность одного горизонтального ствола, м;
K_эф - коэффициент эффективности вскрытия нефтенасыщенной толщины объекта горизонтальными стволами;
K_а - коэффициент анизотропии продуктивного пласта.

Эффективную нефтенасыщенную толщину, вскрытую добывающими скважинами внешнего кольца элемента, определяют из выражения
h_дс = 2h_эл,
где h_дс - эффективная нефтенасыщенная толщина вскрытая добывающими скважинами внешнего кольца элемента, м;
h_эл - средняя эффективная нефтенасыщенная толщина укрупненного элемента воздействия, м.

Площади зон воздействия определяют из выражений

2F_дс = F_эл-F_гс
Поровый объем зон воздействия определяют из выражений
V_дс = 2F_дс • h_эл • m,
V_гс = V_эл-V_дс,
где m - пористость пласта.

Общее количество теплоносителя для данного элемента распределяют между зонами воздействия (скважинами) пропорционально их поровым объемам

Q_дс = Q_эл - Q_гс,
или в каждую добывающую скважину внешнего кольца элемента
Q_скв = Q_дс/2,
где Q_скв - количество теплоносителя для добывающей скважины внешнего кольца элемента, м³.

При проектировании технологии принимают от 5 до 8 циклов нагнетания теплоносителя в каждую выделенную скважину элемента. Тогда количество теплоносителя, нагнетаемого в одном цикле, составит


где Q_1гс - количество теплоносителя, нагнетаемого в одном цикле в центральную скважину с горизонтальными стволами, м³;
Q_1дс - количество теплоносителя, нагнетаемого в одном цикле в скважины внешнего кольца, м³;
n_гс - количество циклов нагнетания теплоносителя в центральную скважину;
n_дс - количество циклов нагнетания теплоносителя в скважины внешнего кольца.

Принимают темп нагнетания теплоносителя в каждую добывающую скважину в зависимости от коллекторской характеристики продуктивных пластов вскрытой эффективной нефтенасыщенной толщины и технической характеристики установленных теплогенерирующих средств.

В зависимости от принятого темпа нагнетания теплоносителя в каждую скважину определяют продолжительность этапа закачки теплоносителя в цикле для центральных скважин с горизонтальными стволами

и для скважин внешнего кольца элемента

где τ_гс - продолжительность этапа закачки теплоносителя в цикле для центральных скважин с горизонтальными стволами, сут;
τ_дс - продолжительность этапа закачки теплоносителя в цикле для скважин внешнего кольца элемента, сут;
q_гс - темп нагнетания теплоносителя в горизонтальную скважину, м³/сут;
q_дс - темп нагнетания теплоносителя в одну скважину внешнего кольца элемента, м³/сут.

Полная продолжительность цикла складывается из двух этапов: этапа закачки теплоносителя и этапа отбора продукции после теплового воздействия на пласт.

Способ осуществляют следующим образом.

Выбирают первую группу добывающих скважин внешнего кольца элемента, расположенных через одну (всего 3 скважины). Выбранные скважины останавливают и оборудуют внутрискважинными термоизолированными средствами для безаварийной закачки теплоносителя в пласт. Отбор продукции и закачку теплоносителя ведут циклически с равным количеством закачиваемого теплоносителя в каждом цикле. Каждый цикл осуществляют в три этапа. На первом этапе осуществляют закачку теплоносителя через центральную скважину и добывающие скважины внешнего кольца, расположенные через одну, а из расположенных между ними остальных добывающих скважин ведут отбор продукции. На втором этапе останавливают и оборудуют вторую группу добывающих скважин внешнего кольца элемента. Осуществляют перевод добывающих скважин внешнего кольца, через которые закачивали теплоноситель, на отбор продукции и перевод добывающих скважин внешнего кольца, через которые отбирали продукцию, на закачку теплоносителя. Через добывающие скважины внутреннего кольца ведут отбор продукции на первом и втором этапе. На втором этапе цикла отбора и закачки теплоносителя через центральную скважину ведут отбор продукции. На третьем этапе ведут отбор продукции из добывающих скважин, через которые закачивали теплоноситель, и отбор продукции из всех остальных добывающих скважин.

Циклы теплового воздействия и отбора продукции из элемента повторяют 5-8 раз.

После закачки суммарного расчетного количества теплоносителя в заданный фонд добывающих скважин на завершающей стадии разработки укрупненного элемента формируют систему холодного заводнения для использования введенного тепла в пласт и достижения полного вытеснения нефти агентом.

В качестве теплоносителя предпочтительно использовать воду, нагретую до температуры порядка 260^oC.

Пример конкретного выполнения.

Разрабатывают нефтяную залежь башкирского яруса Гремихинского месторождения со следующими характеристиками: глубина 1200 м, пластовая температура 280^oC, пластовое давление 12,5 МПа. Разрез залежи представлен двумя пачками продуктивных пластов - нижней и средней. Характеристика пачек приведена в табл. 1.

На месторождении производят вскрытие залежи равномерной треугольной сеткой добывающих скважин с формированием площадных 13-точечных элементов разработки с центральной скважиной и по 6 скважин в каждом концентрическом ряду. Расстояние между скважинами составляет 173 м. В центральной скважине элемента забуривают на нижнюю пачку один горизонтальный ствол и на среднюю пачку - два горизонтальных ствола. Параметры вскрытия залежи скважинами и исходные данные к расчетам режима воздействия и технологических показателей разработки приведены в табл. 2.

В качестве теплоносителя используют воду, нагретую до температуры 260^oC.

Рассчитывают распределение суммарного количества теплоносителя между скважинами внешнего кольца элемента и центральной скважиной с учетом следующей схематизации площадей зон теплового воздействия:
- эффективную нефтенасыщенную толщину пласта, вскрытую горизонтальными стволами, определяют из выражения
h_гс = n_гс • L • K_эф • 1/K_а = 3 • 60 • 0,7 • 0,5774 = 72,75 м,
- эффективную нефтенасыщенную толщину, вскрытую добывающими скважинами внешнего кольца элемента, определяют из выражения
h_дс = 2h_эл = 2 • 14,62 = 29,24 м,
- площади зон воздействия определяют из выражений
F_гс = F_элh_гс/(h_гс+h_дс)=237,5•72,75/(72,75+29,24) = 169,41 тыс. м²,
2F_дс = F_эл-F_гс=237,5 - 169,41 = 68,09 тыс.м².

Поровый объем зон воздействия определяют из выражений
V_дс=2F_дс • h_дс • m = 68,09 • 14,62 • 0,197 = 196,109 тыс.м³,
V_гс = V_эл - V_дс = 606,3 - 196,1 = 410,2 тыс.м³.

Общее количество теплоносителя для данного укрупненного элемента распределяют между зонами воздействия (скважинами) пропорционально их поровым объемам
Q_гс = Q_элV_гс/(V_гс+V_дс)=727,56•410,2/(410,2+196,1) = 492,24 тыс.м³,
Q_дс = Q_эл-Q_гс = 727,56-492,24 = 235,32 тыс.м³
или в каждую добывающую скважину внешнего кольца элемента
Q_скв = Q_дс/2 = 235,32/2 = 177,66 тыс.м³.

При проектировании технологии принимают от 5 до 8 циклов нагнетания теплоносителя в каждую выделенную скважину элемента. Тогда количество теплоносителя, нагнетаемого в одном цикле, составит
Q_1гс = Q_гс/n_гс=492,24/(5-8) = (98,4 - 61,53) тыс.м³,
Q_1дс = Q_скв/n_дс=177,66/(5-8)=(23,5-14,7) тыс.м³.

Принимают темп нагнетания теплоносителя в каждую добывающую скважину в зависимости от коллекторской характеристики продуктивных пластов вскрытой эффективной нефтенасыщенной толщины и технической характеристики установленных теплогенерирующих средств.

В зависимости от принятого темпа нагнетания теплоносителя в каждую скважину определяют продолжительность этапа закачки теплоносителя в цикле для центральных скважин с горизонтальными стволами

и для скважин внешнего кольца элемента
.

Отбор продукции и закачку теплоносителя выполняют циклически с равным количеством закачиваемого теплоносителя в каждом цикле. В центральной скважине забуривают из самостоятельных окон горизонтальные стволы на заданные пачки пластов объекта разработки с протяженностью 60 м, т.е. порядка 1/3 расстояния между скважинами сетки. Каждый цикл осуществляют в три этапа: на первом этапе закачка теплоносителя через центральную добывающую скважину и добывающие скважины внешнего кольца, расположенные через одну, а из расположенных между ними остальных добывающих скважин ведут отбор продукции. На втором этапе выполняют перевод добывающих скважин внешнего кольца, через которые закачивали теплоноситель, на отбор продукции и перевод добывающих скважин внешнего кольца, через которые отбирали продукцию, на закачку теплоносителя, через центральную скважину отбирают продукцию. На третьем этапе производят отбор продукции из добывающих скважин, через которые закачивали теплоноситель, и отбор продукции из всех остальных добывающих скважин.

Термогидродинамические расчеты показывают, что нефтеотдача залежи по сравнению с прототипом увеличивается на 12,2% и составляет 41,3% на этапе закачки теплоносителя в объеме, равном одному поровому объему укрупненного элемента разработки.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи высоковязкой нефти.

Источники информации
1. Методическое руководство по проектированию применения теплоносителей в разработке нефтяных месторождений. РД 39-9-68-78, М.: Миннефтепром, 1978.

2. Патент РФ N 2083810, кл. E 21 B 43/24, опублик. 10.07.1997 - прототип.

Изобретение обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи. Вскрывают залежи равномерной треугольной сеткой добывающих скважин с формированием площадных 13-точечных элементов разработки по 6 скважин в каждом концентрическом ряду. В центральной скважине забуривают из самостоятельных окон горизонтальные стволы на заданные пачки пластов объекта разработки с протяженностью порядка 1/3 расстояния между скважинами сетки. Отбор продукции и закачку теплоносителя ведут циклически с равным количеством закачиваемого теплоносителя в каждом цикле. Осуществляют каждый цикл в три этапа. На первом этапе ведут закачку теплоносителя через центральную скважину и добывающие скважины внешнего кольца, расположенные через одну. Из расположенных между ними остальных добывающих скважин производят отбор продукции. На втором этапе осуществляют перевод добывающих скважин внешнего кольца, через которые закачивали теплоноситель, на отбор продукции и перевод добывающих скважин внешнего кольца, через которые отбирали продукцию, на закачку теплоносителя. Через центральную скважину отбирают продукцию. На третьем этапе ведут отбор продукции из добывающих скважин, через которые закачивали теплоноситель, и отбор продукции из всех остальных добывающих скважин. Распределение расчетного количества теплоносителя между центральной скважиной и скважинами внешнего кольца осуществляют в соответствии с математическими выражениями. 2 табл.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти, включающий вскрытие залежи равномерной треугольной сеткой добывающих скважин с формированием площадных 13-точечных элементов разработки с центральной скважиной и по 6 скважин в каждом концентрическом ряду, отбор продукции и закачку теплоносителя циклически с равным количеством закачиваемого теплоносителя в каждом цикле, осуществление каждого цикла в три этапа: на первом этапе закачка теплоносителя через центральную добывающую скважину и добывающие скважины внешнего кольца, расположенные через одну, а из расположенных между ними остальных добывающих скважин отбор продукции, на втором этапе перевод добывающих скважин внешнего кольца, через которые закачивали теплоноситель, на отбор продукции и перевод добывающих скважин внешнего кольца, через которые отбирали продукцию, на закачку теплоносителя, на третьем этапе отбор продукции из добывающих скважин, через которые закачивали теплоноситель, и отбор продукции из всех остальных добывающих скважин, отличающийся тем, что в центральной скважине забуривают из самостоятельных окон горизонтальные стволы на заданные пачки пластов объекта разработки с протяженностью до 1/3 расстояния между скважинами сетки, на втором этапе цикла отбора и закачки теплоносителя через центральную скважину отбирают продукцию, при этом распределение расчетного количества теплоносителя между центральной скважиной и скважинами внешнего кольца осуществляют в соответствии с выражениями

Q_дc = Q_эл - Q_гс,
где Q_гс - количество теплоносителя, нагнетаемое в центральную добывающую скважину с горизонтальными стволами, м³;
Q_эл - общее потребное количество теплоносителя для данного элемента разработки, м³;
Q_дс - количество теплоносителя, нагнетаемого в зоны воздействия скважин внешнего кольца элемента разработки, м³;
V_гс - поровый объем зоны воздействия центральной скважины с горизонтальными стволами, м³;
V_дс - поровый объем зон воздействия скважин внешнего кольца элемента разработки, м³.