СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ И БИТУМОВ С ПРИМЕНЕНИЕМ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ ДОБЫВАЮЩЕЙ И ГОРИЗОНТАЛЬНО-НАКЛОННОЙ НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ СКВАЖИН Российский патент 2011 года по МПК E21B43/24 

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки залежей высоковязких нефтей и битумов.

Известен способ разработки залежей вязких нефтей и битумов (патент РФ №2322576, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №11 от 20.04.2008), включающий бурение добывающей двухустьевой скважины, крепление ее эксплуатационной колонной с перфорированным участком, расположенным в продуктивном пласте, размещение в полости скважины поршня с силовыми тягами, которые на устьях скважины соединены с приводным узлом, причем поршень выполнен с возможностью реверсивного движения в скважине, дополнительно бурят нагнетательную скважину с профилем, параллельным профилю добывающей скважины, крепят ее эксплуатационной колонной с перфорированным участком, расположенным в том же продуктивном пласте выше добывающей скважины, поршень устанавливают с возможностью взаимодействия непосредственно с эксплуатационной колонной добывающей скважины и реверсивного перемещения в ее пределах, скоростью перемещения поршня обеспечивают отбор вязкой нефти и битума со скоростью, превышающей скорость обратной фильтрации нефти из полости скважины перед движущимся поршнем в пласт, на силовых тягах с обеих сторон поршня устанавливают глубинные датчики для контроля температуры и давления в процессе отбора из добывающей скважины продукции.

Недостатками способа являются сложность конструкции устройства для его осуществления, неравномерный прогрев пласта и добыча нефти на поздней стадии разработки из-за значительного расстояния между скважинами, с чем связана низкая нефтеотдача пласта и большие затраты на начальном этапе разработки без получения продукции.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент РФ №2287677, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №32 от 20.11.2006), включающий строительство добывающей двухустьевой горизонтальной скважины, параллельно ей строят нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину, создают проницаемую зону между скважинами за счет нагнетания водяного пара в обе скважины, после создания проницаемой зоны подают пар только в нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину, а по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине отбирают продукцию, при этом степень сухости закачиваемого пара периодически чередуют, вначале закачивают пар высокой степени сухости до увеличения приемистости нагнетательной двухустьевой горизонтальной скважины и доли пара в отбираемой продукции, а затем закачивают пар в малой степени сухости, объем которого определяют по повышению давления нагнетания, которое поддерживают непревышающим давление раскрытия вертикальных трещин, а продукцию отбирают по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине до полной выработки продуктивного пласта.

Недостатком способа является добыча нефти на поздней стадии разработки из-за значительного расстояния между скважинами, с чем связана низкая нефтеотдача пласта и большие затраты на начальном этапе разработки без получения продукции.

Технической задачей является перевод начала добычи нефти на более раннюю стадию разработки за счет строительства горизонтально-наклонной нагнетательной скважины с забоем, приближенным к стволу добывающей горизонтальной скважины, с целью уменьшения расстояния между ними и увеличения нефтеизвлечения при помощи периодической изоляции перфорации от забоя в сторону устья горизонтально-наклонной нагнетательной скважины во избежание прорыва теплоносителя в добывающую скважину.

Техническая задача решается способом, включающим строительство добывающей скважины с горизонтальным вскрытым участком в продуктивном пласте, строительство нагнетательной скважины с горизонтально-наклонным вскрытым участком, расположенным над аналогичным участком добывающей скважины в этом же пласте, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции пласта из добывающей скважины.

Новым является то, что забой нагнетательной скважины при строительстве направляют в сторону горизонтального участка добывающей скважины так, чтобы расстояние от забоя нагнетательной скважины до этого участка было не менее 5 метров, при закачке теплоносителя и добыче продукции контроль ведут по температуре добываемой продукции скважины и ее дебиту из добывающей скважины, при каждом снижении дебита или при достижении температуры продукции пласта до 80-90% от температуры прорыва теплоносителя из нагнетательной скважины в добывающую производят последовательно изоляцию забоя в направлении от забоя к устью нагнетательной скважины с шагом 7-15 метров, после чего работу скважин вводят в обычный режим.

На фиг.1 представлена схема размещения горизонтальной добывающей и горизонтально-наклонной нагнетательной скважин.

На фиг.2 представлен вид А фиг.1.

На фиг.3 представлены графики суточных дебитов нефти при реализации предлагаемого метода (I-вариант) и при реализации метода двух горизонтальных скважин, добывающей и нагнетательной (II-вариант).

На фиг.4 представлены графики накопленных дебитов нефти, при реализации предлагаемого метода (I-вариант) и при реализации метода двух горизонтальных скважин, добывающей и нагнетательной (II-вариант).

Способ разработки высоковязких нефтей и битумов с применением горизонтальной добывающей и горизонтально-наклонной нагнетательной скважин осуществляется следующим способом.

В подошве продуктивного пласта 1 (фиг.1) бурят одноустьевую или двухустьевую горизонтальную добывающую скважину 2, через которую пойдет отбор и контроль продукции, и нагнетательную горизонтально-наклонную нагнетательную скважину 3, через которую будет производиться закачка теплоносителя, например пара. Поначалу строительство нагнетательной скважины 3 идет параллельно стволу добывающей скважины 2, а потом постепенно меняет направление в ее сторону с углом наклона 20-25°. От забоя нагнетательной скважины 3 до ствола добывающей скважины 2 расстояние h (фиг.2) должно быть не менее 5 метров во избежание прорыва пара и неизбежной потери теплоносителя при его закачке. Забой нагнетательной скважины 3 может находиться в области продуктивного пласта 1 с наибольшей водонасыщенностью и проницаемостью для уменьшения времени его прогрева в области ствола добывающей скважины 2.

Далее через нагнетательную скважину 3 идет закачка пара температурой 180°С и сухостью 0,8 д. ед. При достижении дебита продукции ведется непрерывный контроль за его температурой и динамикой и при каждом его снижении или при достижении температуры продукции пласта до 80-90% от температуры прорыва теплоносителя из нагнетательной скважины 3 в добывающую скважину 2 производят последовательную изоляцию забоя нагнетательной скважины 3 от забоя к устью с шагом L₁ (фиг.2), (7-15 метров), во избежание прорыва пара и неизбежной потери его энергии. Закрытие перфорации производим, например, пакером или цементированием. Далее нагнетательная скважина 3 вводится в обычный режим работы, и также ведется контроль за температурой и динамикой дебита добываемой продукции. Опять же при повторном снижении дебита или при достижении температуры продукции пласта до 80-90% от температуры прорыва теплоносителя из нагнетательной скважины 3 в добывающую скважину 2 производят последовательную изоляцию забоя нагнетательной скважины 3 от забоя к устью с шагом L₂ (7-15 метров) и так далее до полной выработки продуктивного пласта 1.

Представленное предложение было реализовано на Ашальчинском месторождении, а также пробурены контрольные скважины по прототипу. В нижеприведенной таблице приведены геолого-физические характеристики эксплуатационного объекта.

Таблица Параметр Значение Средняя глубина залегания, м 81,0 Средняя общая толщина, м 26,0 Коэффициент пористости, д. ед. 0,32 Значение средней проницаемости по керну, мкм² 2,5 Значение начальной пластовой температуры, °С 8,0 Значение начального пластового давления, МПа 0,44 Коэффициент динамической вязкости нефти в пластовых условиях, мПа·с 14000,0 Коэффициент плотности нефти в пластовых условиях, кг/м³ 965,0 Коэффициент динамической вязкости воды в пластовых условиях, мПа·с 1,53 Коэффициент плотности воды в пластовых условиях, кг/м³ 1002,9

Результаты показаны на фиг.3, где предложенный способ (I-вариант) и контрольные скважины (II-вариант), работающие в том же пласте и построенные по прототипу. Из фиг. 3 видно, что дебит по предложенному способу начал расти на значительно более ранней стадии разработки, через 5 месяцев после начала эксплуатации скважин, а не по истечении 4 лет, при параллельном строительстве нагнетательной скважины относительно добывающей (II-вариант). В первые четыре года эксплуатации по предлагаемому способу было получено 4050 м³ продукции, по прототипу за тот же период времени 550 м³, что на 636% меньше предложенного способа.

На базе полученных данных и с учетом параметров месторождения (см. таблицу) в программном комплексе CMG модуля STARS был смоделирован данный объект разработки, история которого полностью адаптирована с данными суточных дебитов продукции, полученных на практике до 2009 г. На фиг.4 показана накопленная добыча нефти до 2027 г. по предложенному способу (I-вариант) и по прототипу (II-вариант), на котором суммарная добыча нефти по предложенному способу превышает накопленную добычу нефти по прототипу на 46%. Результаты исследований по предложению не публиковались в открытых источниках.

Применение данного метода позволяет вести добычу нефти на более ранней стадии разработки объекта при строительстве горизонтально-наклонной нагнетательной скважины, а не по истечении 3-4 лет при параллельном расположении обеих скважин. Также накопленная добыча нефти выше на 50-60% в зависимости от свойств пласта за счет равномерного прогрева пласта при своевременном закрытии перфорации нагнетательной скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки залежей высоковязких нефтей и битумов с применением горизонтальной добывающей и горизонтально-наклонной нагнетательной скважин при тепловом воздействии на пласт. Обеспечивает повышение эффективности разработки залежи за счет увеличения охвата пласта тепловым воздействием, повышения точности контроля равномерности прогрева паровой камеры путем регулирования перфорации нагнетательной скважины и отбора продукции. Сущность изобретения: по способу используют пары горизонтально-наклонной нагнетательной и горизонтально добывающей скважин. Забой горизонтально-наклонной нагнетательной скважины направляют ближе к стволу горизонтальной добывающей скважины в вертикальной плоскости продуктивного пласта на расстоянии не менее 5 метров для более быстрого прогрева коллектора в области добывающей скважины. При закачке теплоносителя и добыче продукции контроль ведут по температуре добываемой продукции скважины и ее дебиту из добывающей скважины, при каждом снижении дебита или при достижении температуры продукции пласта до 80-90% от температуры прорыва теплоносителя из нагнетательной скважины в добывающую производят последовательно изоляцию забоя нагнетательной скважины с шагом 7-15 метров, после чего работу скважин ведут в обычном режиме. Согласно изобретению через горизонтально-наклонную скважину подают пар температурой 180°С и сухостью 0,8 д. ед. Прогрев продуктивного пласта начинают с закачки пара только в горизонтально-наклонную скважину, разогревают межскважинную зону пласта, что снижает вязкость высоковязкой пластовой нефти. Закачкой теплоносителя, распространяющегося над добывающей горизонтальной скважиной, создают паровую камеру. Забой горизонтальной наклонной скважины должен попасть в зону с наибольшей водонасыщенностью и проницаемостью для достижения наиболее высоких временных показателей прогрева. 4 ил., 1 табл.

Способ разработки залежей высоковязких нефтей и битумов с применением горизонтальной добывающей и горизонтально-наклонной нагнетательной скважин, включающий строительство добывающей скважины с горизонтальным вскрытым участком в продуктивном пласте, строительство нагнетательной скважины с горизонтально-наклонным вскрытым участком, расположенным над аналогичным участком добывающей скважины в этом же пласте, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции пласта из добывающей скважины, отличающийся тем, что забой нагнетательной скважины при строительстве направляют в сторону горизонтального участка добывающей скважины так, чтобы расстояние от забоя нагнетательной скважины до этого участка было не менее 5 м, при закачке теплоносителя и добыче продукции контроль ведут по температуре добываемой продукции скважины и ее дебиту из добывающей скважины, при каждом снижении дебита или при достижении температуры продукции пласта до 80-90% от температуры прорыва теплоносителя из нагнетательной скважины в добывающую производят последовательно изоляцию забоя в направлении от забоя к устью нагнетательной скважины с шагом 7-15 м, после чего работу скважин вводят в обычный режим.