СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ ИЛИ БИТУМА Российский патент 2006 года по МПК E21B43/24 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти или битума.

Известен способ разработки нефтяного месторождения с неоднородными коллекторами, включающий бурение вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, выявление низкопроницаемых зон залежи, бурение боковых горизонтальных стволов в низкопроницаемые зоны залежи при пониженном давлении в скважине размыванием горной породы под высоким давлением флюида с образованием тонких и длинных каналов, закачку рабочего агента в низкопроницаемые зоны через боковые горизонтальные стволы с вытеснением нефти в высокопроницаемые зоны. При этом давление в скважине снижают при бурении боковых стволов на 5-10% от гидростатического давления. Размывают породы под давлением 15-20 МПа через гибкую трубу, которую подают через вырезанное боковое окно (Патент РФ №2256068, кл. Е 21 В 43/16, опубл. 10.07.2005).

Известный способ пригоден для разработки залежи низковязкой нефти, а для применения на залежи высоковязкой нефти или битума требует значительного совершенствования.

Известен способ теплового воздействия на залежь высоковязкой нефти, состоящий в следующем. Бурят ряды вертикальных нагнетательных и добывающих скважин. Вдоль рядов вертикальных скважин бурят горизонтальные скважины. В горизонтальные скважины периодически закачивают теплоноситель, например пар. Отбирают нефть из вертикальных добывающих и вертикальных нагнетательных скважин. В период прекращения закачки пара ведут отбор нефти из горизонтальных скважин, которые являются источником прорыва пара в вертикальные скважины. После выработки пласта в районе призабойных зон всех скважин переходят к площадной закачке вытесняющего агента, например воды, в вертикальные нагнетательные скважины. Одновременно отбирают нефть из остальных скважин. Перед площадной закачкой вытесняющего агента горизонтальные скважины, расположенные вблизи вертикальных нагнетательных скважин, заполняют изолирующим составом, например гелеобразующим (Патент РФ №2199656, кл. Е 21 В 43/24, опубл. 27.02.2003).

Известный способ сложен, предусматривает наличие дорогостоящих горизонтальных скважин. Разработка залежи по данному способу сопровождается прорывами воды к добывающим скважинам и, как следствие, невысокой нефтеотдачей.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является способ разработки месторождений высоковязких нефтей и битумов с применением тепла в комплексе с наклонно-горизонтальными скважинами. Способ включает бурение скважин по определенной сетке, нагнетание вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовых флюидов через добывающие скважины. Бурение скважин проводят по радиальной сетке. Нагнетательные скважины располагают по продуктивному пласту ближе к верхней границе пласта по наиболее проницаемым пропласткам. Добывающие скважины располагают ближе к нижней границе пласта. На начальной стадии разработки во всех скважинах проводят термоциклическую обработку пласта с паровой стимуляцией. В последующем переходят на отбор пластовых флюидов через добывающие скважины с площадным воздействием на пласт через нагнетательные скважины (Патент РФ №2237804, кл. Е 21 В 43/24, опубл. 10.10.2004 - прототип).

Известный способ не обеспечивает необходимый охват продуктивного пласта тепловым воздействием, вследствие чего нефтеотдача остается на невысоком уровне.

В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки залежи высоковязкой нефти или битума, включающем бурение горизонтальных скважин с размещением нагнетательных горизонтальных скважин выше добывающих горизонтальных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные горизонтальные скважины и отбор пластовых флюидов через добывающие горизонтальные скважины, согласно изобретению для разработки выбирают залежь с карбонатным коллектором, добывающие горизонтальные скважины размещают перпендикулярно направлению естественной трещиноватости карбонатного коллектора, а горизонтальные нагнетательные скважины бурят из вертикальных скважин, располагаемых над горизонтальными стволами добывающих скважин, причем горизонтальные стволы нагнетательных скважин бурят размыванием горной породы под давлением флюида с образованием тонких и длинных каналов, при этом тонкие и длинные каналы выполняют разной длины с преимущественным размещением более длинных каналов в направлении, близком к направлению, перпендикулярному направлению естественной трещиноватости карбонатного коллектора, а менее длинные каналы преимущественно размещают в направлении естественной трещиноватости карбонатного коллектора.

Признаками изобретения являются:

1. бурение горизонтальных скважин с размещением нагнетательных горизонтальных скважин выше добывающих горизонтальных скважин;

2. закачка теплоносителя через нагнетательные горизонтальные скважины;

3. отбор пластовых флюидов через добывающие горизонтальные скважины;

4. выбор для разработки залежи с карбонатным коллектором;

5. размещение добывающих горизонтальных скважин перпендикулярно направлению естественной трещиноватости карбонатного коллектора;

6. бурение горизонтальных нагнетательных скважин из вертикальных скважин, располагаемых над горизонтальными стволами добывающих скважин;

7. бурение горизонтальных стволов нагнетательных скважин размыванием горной породы под давлением флюида с образованием тонких и длинных каналов;

8. выполнение тонких и длинных каналов разной длины;

9. преимущественное размещение более длинных каналов в направлении, близком к направлению, перпендикулярному направлению естественной трещиноватости карбонатного коллектора;

10. преимущественное размещение менее длинных каналов в направлении естественной трещиноватости карбонатного коллектора.

Признаки 1-3 являются общими с прототипом, признаки 4-10 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

Коллекторские породы залежей высоковязких нефтей или битумов часто представлены несцементированными и слабосцементированными песчаниками. Так, на Мордово-Камальском и Ашальчинском битумных месторождениях скрепляющим веществом для таких пород является сам битум, вязкость которого при пластовой температуре 8°С составляет 15-20 тысяч сантипуаз (мПа·с). Керны, отобранные из пласта и нагретые до комнатной температуры, рассыпаются. В таких условиях применение необсаженных стволов скважин невозможно. В то же время применение необсаженных стволов в карбонатных отложениях, имеющих прочный скелет, весьма перспективно и может привести к значительному увеличению охвата пласта воздействием и повышению нефтеотдачи залежи.

В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи залежи с карбонатным коллектором.

Задача решается следующим образом.

При разработке залежи высоковязкой нефти или битума с карбонатным коллектором выполняют бурение, по крайней мере, одной добывающей скважины с горизонтальным стволом перпендикулярно направлению естественной трещиноватости карбонатного коллектора предпочтительно по подошве продуктивного пласта. Над горизонтальным стволом добывающей горизонтальной скважины бурят вертикальные нагнетательные скважины. Вертикальные нагнетательные скважины обсаживают и цементируют. Из вертикальных нагнетательных скважин над горизонтальным стволом добывающей горизонтальной скважины бурят горизонтальные каналы размыванием горной породы под давлением флюида. При этом каналы выполняют тонкими и длинными разной длины с размещением более длинных каналов в направлении, перпендикулярном направлению естественной трещиноватости карбонатного коллектора, а менее длинные каналы размещают в направлении естественной трещиноватости карбонатного коллектора. При размещении каналов между направлениями перпендикулярном и вдоль направления естественной трещиноватости формируют каналы промежуточной длины между более длинными и менее длинными каналами. Поскольку проницаемость пласта в направлении естественной трещиноватости больше, чем в перпендикулярном направлении, то для равномерного охвата пласта тепловым воздействием необходимо выполнять каналы вдоль направления естественной трещиноватости короткими, а в перпендикулярном направлении - более длинными. При этом следует ожидать равномерности прогрева пласта над горизонтальным стволом добывающей скважины. Пластовое давление в залежи практически отсутствует. Под действием теплоносителя высоковязкая нефть или битум разогревается, приобретает текучесть и стекает вниз к добывающей скважине, из которой отбирается на поверхность.

Предпочтительным является соотношение длин вдоль и поперек направления естественной трещиноватости обратно-пропорциональное проницаемостям вдоль и поперек этого направления.

На фиг.1 представлен план участка разработки залежи высоковязкой нефти или битума, на фиг.2 - профиль продуктивного пласта.

В продуктивном пласте 1 перпендикулярно направлению естественной трещиноватости 2 бурят горизонтальный ствол 3 добывающей скважины, над которым бурят вертикальные нагнетательные скважины 4 с горизонтальными каналами вдоль 5 и перпендикулярно 6 направлению естественной трещиноватости 2. Каналы 5 и 6 проводят выше горизонтального ствола 3 добывающей скважины. Вертикальные нагнетательные скважины 4 проводят рядом с горизонтальным стволом 3 или над горизонтальным стволом 3, не доводя вертикальную скважину 4 до горизонтального ствола 3.

Для формирования каналов 5 и 6 фрезеруют обсадную колонну вертикальной скважины 4 на высоте на 4-6 м выше горизонтального ствола 3 добывающей скважины, спускают струйную насадку на шланге высокого давления и гибкой трубе, закачивают флюид под давлением 15-20 МПа с расходом 1-2 л/с и проводят радиальное вскрытие с формированием каналов 5 и 6 диаметром 30-70 мм. В качестве флюида используют водный раствор полимера Pac-R с концентрацией 0,2 кг на 1,5 м³ воды с добавкой 2-3% хлорида калия. После формирования каналов 5 и 6 закачивают в них 180-200 л 10-15% раствора соляной кислоты.

Через вертикальные нагнетательные скважины 4 и каналы 5 и 6 закачивают теплоноситель, например пар, пароводяную смесь и пр. Через горизонтальный ствол 3 добывающей скважины отбирают пластовые флюиды.

После выработки запасов из зоны прогрева, т.е. в основном между горизонтальным стволом 3 добывающей скважины и каналами 5 и 6, в вертикальной нагнетательной скважине 4 на глубине выше на 4-6 м существующих каналов 5 и 6 по той же технологии выполняют такие же каналы. Таким образом организуют новый этаж теплового воздействия через вновь сформированные каналы и отбора пластовых флюидов через существующий горизонтальный ствол 3 добывающей скважины.

В результате за счет широкого охвата пласта тепловым воздействием повышается нефтеотдача залежи.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают месторождение высоковязкой нефти, находящейся на глубине 90 м, представленное пластами толщиной 20-30 м с температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0,70 д.ед., пористостью 30%, проницаемостью 0,265 мкм², с нефтью, имеющей плотность 956 кг/м³ и вязкость 12206 мПа·с.

В продуктивном пласте 1 перпендикулярно направлению естественной трещиноватости 2 бурят горизонтальный ствол 3 добывающей скважины длиной 400 м. Над горизонтальным стволом 3 бурят вертикальные нагнетательные скважины 4 с горизонтальными каналами вдоль 5 и перпендикулярно 6 направлению естественной трещиноватости 2. Каналы 5 выполняют длиной 30-40 м. Каналы 6 выполняют длиной 100 м. Диаметр каналов 5 и 6 составляет 50 мм.

Через вертикальные нагнетательные скважины 4 и каналы 5 и 6 закачивают пар. Через горизонтальный ствол 3 добывающей скважины отбирают пластовые флюиды.

После выработки запасов из зоны прогрева в вертикальной нагнетательной скважине 4 на глубине выше на 4-6 м существующих каналов 5 и 6 по той же технологии выполняют такие же каналы. Организуют новый этаж теплового воздействия через вновь сформированные каналы и отбора пластовых флюидов через существующий горизонтальный ствол 3 добывающей скважины.

В результате коэффициент охвата пласта воздействием составил 0,7 вместо 0,4 по прототипу, а коэффициент вытеснения - 0,68 вместо 0,50 по прототипу.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти или битума. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: при разработке залежи высоковязкой нефти или битума ведут бурение горизонтальных скважин с размещением нагнетательных горизонтальных скважин выше добывающих горизонтальных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные горизонтальные скважины и отбор пластовых флюидов через добывающие горизонтальные скважины. Для разработки выбирают залежь с карбонатным коллектором. Добывающие горизонтальные скважины размещают перпендикулярно направлению естественной трещиноватости карбонатного коллектора. Горизонтальные нагнетательные скважины бурят из вертикальных скважин, располагаемых над горизонтальными стволами добывающих скважин. Причем горизонтальные стволы нагнетательных скважин бурят размыванием горной породы под давлением флюида с образованием тонких каналов диаметром 30-70 мм. Тонкие каналы выполняют разной длины с преимущественным размещением более длинных каналов в направлении, близком к направлению, перпендикулярному направлению естественной трещиноватости карбонатного коллектора, а менее длинные каналы преимущественно размещают в направлении естественной трещиноватости карбонатного коллектора. 2 ил.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума, включающий бурение горизонтальных скважин с размещением нагнетательных горизонтальных скважин выше добывающих горизонтальных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные горизонтальные скважины и отбор пластовых флюидов через добывающие горизонтальные скважины, отличающийся тем, что для разработки выбирают залежь с карбонатным коллектором, добывающие горизонтальные скважины размещают перпендикулярно направлению естественной трещиноватости карбонатного коллектора, а горизонтальные нагнетательные скважины бурят из вертикальных скважин, располагаемых над горизонтальными стволами добывающих скважин, причем горизонтальные стволы нагнетательных скважин бурят размыванием горной породы под давлением флюида с образованием тонких и длинных каналов диаметром 30-70 мм, при этом тонкие и длинные каналы выполняют разной длины с преимущественным размещением более длинных каналов в направлении, близком к направлению, перпендикулярному направлению естественной трещиноватости карбонатного коллектора, а менее длинные каналы преимущественно размещают в направлении естественной трещиноватости карбонатного коллектора.