СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ И ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ С ТЕРМИЧЕСКИМ ВОЗДЕЙСТВИЕМ Российский патент 2011 года по МПК E21B43/24 

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, в частности к способам теплового воздействия на залежь, содержащую высоковязкую нефть.

Известен способ теплового воздействия на залежь высоковязкой нефти (патент RU №2199656, Е21В 43/24, опубл. в Бюл. №6 от 27.02.2003 г.), включающий бурение рядов вертикальных нагнетательных и добывающих скважин, бурение горизонтальных скважин вдоль рядов вертикальных скважин, периодическую закачку теплоносителя, например пара, в горизонтальные скважины и отбор нефти из вертикальных добывающих скважин, при этом отбор ведут также из вертикальных нагнетательных скважин, а в период прекращения закачки пара ведут отбор из горизонтальных скважин, являющихся источником прорыва пара в вертикальные скважины, а после выработки пласта в районе призабойной зоны всех скважин переходят к площадной закачке вытесняющего агента, например воды, в вертикальные нагнетательные скважины, одновременно отбирая нефть из остальных скважин.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, небольшой охват тепловым воздействием участков пласта и, как следствие, низкие коэффициенты охвата и нефтеотдачи залежи высоковязкой нефти, быстрое обводнение залежи вследствие остывания теплоносителя и кольматации пласта;

- во-вторых, обводненение добываемой продукции в процессе разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти, при этом не предусмотрена изоляция обводняющихся участков залежи высоковязкой и тяжелой нефти.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием (патент RU №2368767, Е21В 43/24, опубл. в Бюл. №27 от 27.09.2009 г.), включающий бурение рядов вертикальных нагнетательных и добывающих скважин, бурение горизонтальных нагнетательных скважин вдоль рядов вертикальных скважин, закачку теплоносителя в горизонтальные скважины и отбор высоковязкой и тяжелой нефти из вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, при этом под каждой нагнетательной горизонтальной скважиной в пределах этого же продуктивного пласта бурят дополнительную горизонтальную добывающую скважину для отбора высоковязкой и тяжелой нефти, а вертикальные добывающие и нагнетательные скважины в рядах располагают поочередно, при этом из вертикальных добывающих скважин высоковязкую тяжелую нефть отбирают до прорыва в них теплоносителя из горизонтальных нагнетательных скважин, после чего закачку теплоносителя в вертикальные нагнетательные скважины прекращают и переводят их в добывающие, а те добывающие скважины, в которые прорвался теплоноситель, переводят в нагнетательные скважины, в дальнейшем при прорыве теплоносителя из горизонтальных нагнетательных скважин в вертикальные добывающие скважины, переведенные ранее из нагнетательных скважин, производят обратную замену по переводу вертикальных нагнетательных скважин в добывающие скважины, а вертикальные добывающие - в нагнетательные, и цикл повторяют до полной выработки призабойных зон вертикальных и горизонтальных скважин.

Недостатками данного способа являются;

- во-первых, небольшой охват тепловым воздействием участков пласта и, как следствие, низкие коэффициенты охвата и нефтеотдачи залежи высоковязкой нефти;

- во-вторых, вовлечение в разработку добывающими скважинами участков залежи высоковязкой и тяжелой нефти;

- в-третьих, обводненение добываемой продукции в процессе разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти, при этом не предусмотрена изоляция обводняющихся участков залежи высоковязкой и тяжелой нефти;

- в-четвертых, дороговизна осуществления способа, связанная со строительством большого количества как вертикальных, так и горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин.

Задачей изобретения является снижение себестоимости осуществления способа за счет сокращения количества пробуренных скважин, а также увеличение охвата теплового воздействия залежи и вовлечение в разработку дополнительных участков залежи высоковязкой и тяжелой нефти путем бурения боковых стволов из горизонтальных добывающих скважин, а также снижение обводненности добываемой продукции за счет изоляции обводняющихся участков залежи высоковязкой и тяжелой нефти.

Поставленная задача решается способом разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием, включающим бурение горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин, закачку теплоносителя в нагнетательные скважины и отбор высоковязкой и тяжелой нефти из добывающих скважин.

Новым является то, что горизонтальные добывающие скважины бурят с двух сторон по направлению к горизонтальной нагнетательной скважине в том же интервале с последующим бурением из горизонтальных добывающих скважин разнонаправленных участков боковых стволов, параллельных горизонтальной нагнетательной скважине с шагом 50-400 м от нее, при этом вторичное вскрытие в нагнетательной скважине производят на двух участках, расположенных напротив разнонаправленных стволов добывающей скважины, причем при обводнении продукции - высоковязкой и тяжелой нефти одной из добывающих скважин - выше допустимого значения, отбор из нее прекращают и проводят исследование продукции отдельно каждого из боковых стволов этой скважины, отсекая их последовательно, начиная от наиболее близкой к нагнетательной скважине и отбирая продукции на исследование, наиболее обводненный боковой ствол обрабатывают тампонирующим составом для исключения водопроявления из него, после чего добывающую скважину запускают на отбор продукции в обычном режиме, при повторном обводнении продукции процесс исследования боковых стволов и обработку тампонирующим составом наиболее обводненного из них повторяют.

На фиг.1 показана схема разработки нефтяной залежи высоковязкой и тяжелой нефти.

На фиг.2 показана схема отбора проб из бокового ствола горизонтальной добывающей скважины.

На фиг.3 показана схема закачки тампонирующего состава в боковой ствол горизонтальной добывающей скважины.

Суть способа заключается в следующем.

Разработку залежи 1 высоковязкой и тяжелой нефти (см. фиг.1) начинают с бурения и вскрытия продуктивного пласта с последующим их обсаживанием трубами, например диаметром 168 мм, и креплением горизонтальной нагнетательной скважины 2, затем бурят горизонтальные добывающие скважины 3 и 4, например, диаметром 168 мм с двух сторон по направлению к горизонтальной нагнетательной скважине 2 в том же интервале продуктивного пласта.

Далее из каждой горизонтальной добывающей скважины 3 и 4 производят бурение разнонаправленных участков боковых стволов 3', 3",……3ⁿ и 4', 4",……4ⁿ, например, диаметрами 114 мм соответственно параллельных горизонтальной нагнетательной скважине 2 с шагом 50-400 м от нее.

Вторичное вскрытие в горизонтальной нагнетательной скважине 2 производят любым известным способом, например, перфорацией гидромеханическим перфоратором (ПГМ) (на фиг.1, 2, 3 не показано) на двух участках 5 и 6, расположенных напротив разнонаправленных участков боковых стволов 3', 3",……3ⁿ и 4', 4",……4ⁿ, горизонтальных добывающих скважин 3 и 4 соответственно.

По окончании бурения и строительства производят обустройство всех скважин насосным оборудованием (на фиг.1, 2 не показано) и начинают закачку теплоносителя (пара, горячей воды, газа) в горизонтальную нагнетательную скважину 2. Теплоноситель, достигнув залежи 1, начинает прогревать высоковязкую и тяжелую нефть (нефтебитум). В результате прогревания нефтебитум разжижается, то есть снижается их вязкость и в прогретом состоянии нефтебитум поступает в разнонаправленные участки боковых стволов 3', 3",……3ⁿ и 4', 4",……4ⁿ, горизонтальных добывающих скважин 3 и 4 соответственно.

С помощью насосного оборудования (на фиг.1, 2 и 3 не показано), спущенного в горизонтальные добывающие скважины 3 и 4, производят отбор прогретого нефтебитума.

Отбор нефтебитума из разнонаправленных участков боковых стволов 3', 3",……3ⁿ и 4', 4",……4ⁿ, горизонтальных добывающих скважин 3 и 4 соответственно ведут до прорыва в них теплоносителя из горизонтальной нагнетательной скважины 1, о чем свидетельствует повышение обводненности добываемого прогретого нефтебитума из горизонтальной добывающей скважины 3 или 4 или же из этих обеих скважин.

Как только обводненность добываемого прогретого нефтебитума из горизонтальной добывающей скважины 3 или 4 или же из этих обеих скважин достигнет величины (например, 70% обводненности), превышающей экономически рентабельную величину эксплуатации и определяемой опытным путем для каждой горизонтальной добывающей скважины 3 и 4 в отдельности, то закачку теплоносителя в горизонтальную нагнетательную скважину 2 прекращают.

Приступают к исследованию одного обводнившегося или нескольких обводнившихся из разнонаправленных участков боковых стволов 3, 3', 3",……3ⁿ и 4, 4', 4",……4ⁿ, горизонтальных добывающих скважин 3 и 4 соответственно, отсекая их последовательно, начиная от наиболее близкой к горизонтальной нагнетательной скважине 2 и отбирая продукцию на исследование.

Для этого в горизонтальный ствол добывающей скважины 3 на колонне труб 7 (например, колонне насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм) спускают проходной пакер 8 любой известной конструкции, например, пакер с механической осевой установкой П-ЯМО, предназначенный для проведения ремонтно-изоляционных работ, выпускаемый НПФ «Пакер» (г. Октябрьский, Республика Башкортостан, Российской Федерации), и устанавливают его (см. фиг.2) над боковым стволом 3ⁿ горизонтальной добывающей скважины 3.

Далее по колонне труб 7 в боковой ствол 3ⁿ горизонтальной добывающей скважины 3 спускают, например, на кабеле пробоотборник 9 любой известной конструкции и отбирают пробу прогретого нефтебитума из горизонтального ствола добывающей скважины 3 напротив ее бокового ствола 3ⁿ. Производят исследование пробы и определяют обводненность бокового ствола 3ⁿ горизонтальной добывающей скважины 3 в процентном соотношении в сравнении с первоначально извлеченным прогретым нефтебитумом.

Далее распакеровывают проходной пакер 6, поднимают его и вновь запакеровывают над боковым стволом 3''' горизонтальной добывающей скважины 3, спускают пробоотборник любой известной конструкции и отбирают пробу прогретого нефтебитума из горизонтального ствола добывающей скважины 3 напротив ее бокового ствола 3'''.

Производят исследование пробы из бокового ствола 3''' горизонтальной добывающей скважины 3 и анализируют ее обводненность в процентном соотношении с учетом процентного соотношения обводненности бокового ствола 3ⁿ горизонтальной добывающей скважины 3, из которого ранее уже была отобрана проба.

Аналогичным образом отбирают и исследуют пробы из оставшихся разнонаправленных участков боковых стволов 3', 3" горизонтальной добывающей скважины 3 и с учетом процентного соотношения обводненности проб, отобранных из предыдущих боковых стволов 3''' и 3ⁿ горизонтальной добывающей скважины 3, из которых уже были отобраны ранее пробы и проведены исследования их обводненности.

После отбора проб из всех разнонаправленных участков боковых стволов 3', 3" горизонтальной добывающей скважины 3 распакеровывают пакер 6, который был посажен над боковым стволом 3' горизонтальной добывающей скважины 3 и извлекают его на поверхность вместе с колонной труб 5.

Далее определяют наиболее обводнившиеся из разнонаправленных участков боковых стволов 3', 3",…3ⁿ горизонтальной добывающей скважины 3, обводненность одного из которых или нескольких из них значительно влияет на обводненность прогретого нефтебитума добываемого из горизонтальной добывающей скважины 2 в целом.

Например, в пробе прогретого нефтебитума, отобранной из бокового ствола 3ⁿ горизонтальной добывающей скважины 3, исследования показали, что ее обводненность составила 70%, а в пробе прогретого нефтебитума, отобранной из бокового ствола 3''' горизонтальной добывающей скважины 3, исследования показали, что ее обводненность составила 10%, а в пробах, оставшихся разнонаправленных участков боковых стволов 3', 3" горизонтальной добывающей скважины 3, исследования показали, что обводненность каждого из них не превышает 5%.

Таким образом, наиболее обводненным является боковой ствол 3ⁿ горизонтальной добывающей скважины 3, который резко увеличивает обводненность прогретого нефтебитума, добываемого из горизонтальной скважины, а обводненность боковых стволов 3', 3", 3''' горизонтальной добывающей скважины 3 на общую обводненность добывамой продукции влияет не значительно и позволяет эксплуатировать горизонтальную добывающую скважину 3 в рамках экономической рентабельности.

Далее производят обработку бокового ствола 3ⁿ горизонтальной добывающей скважины 3 (см. фиг.3) тампонирующим составом для исключения водопроявления из него. Для этого спускают, например, стандартную гибкую трубу 10 диаметром 38 мм, оснащенную на конце любым известным устройством 11, предназначенным для попадания в стволы многозабойных скважин (например, одним из устройств, описанных в патентах RU №2318111 или 2318112 «Гидравлический скважинный отклоняющийся узел»). Размещают устройство 11, предназначенное для попадания в стволы многозабойных скважин в обводненном боковом стволе 3ⁿ горизонтальной добывающей скважины 3, затем закачивают по гибкой трубе 10 и устройство 11, предназначенное для попадания в стволы многозабойных скважин тампонирующий состав 12 например, оторочку полимерного раствора с продавкой ее водой, например, сточной в обводненный боковой ствол 3ⁿ горизонтальной добывающей скважины 3 и в залежь 1 высоковязкой нефти или битума. В качестве полимерного раствора используется гидрофильный полимер, например, модификатор фазовой проницаемости WCA-1-гидрофильный сополимер DMDAAC и акриламида, который способен связывать и удерживать воду в залежи 1 и не препятствует притоку разогретой высоковязкой нефти или битума, что уменьшает обводненность высоковязкой нефти или битума, поступающей в боковой ствол 3ⁿ горизонтальной добывающей скважины 3.

Модификатор уменьшает относительную водопроницаемость породы и не ведет к изменению проницаемости породы по углеводородам, при этом не является физическим блоком и задерживает или блокирует поток воды в матрице залежи 1, не препятствует притоку разогретой высоковязкой нефти. Его принцип действия основан на том, что высокогидрофильная эластичная полимерная цепь среднего молекулярного веса удлиняется при контакте с водой и сжимается при контакте с углеводородами («эффект гармошки»).

После чего горизонтальную добывающую скважину 3 запускают на отбор продукции (прогретого нефтебитума) в обычном режиме.

Аналогичным образом одновременно или последовательно производят вышеописанные операции и с горизонтальной добывающей скважиной 4.

При повторном обводнении продукции процесс исследования боковых стволов боковых стволов 3', 3",……3ⁿ и 4', 4",……4ⁿ, горизонтальных добывающих скважин 3 и 4 соответственно и обработку тампонирующим составом наиболее обводненного из них повторяют, как описано выше.

Предлагаемый способ теплового воздействия на залежь высоковязкой нефти и битума позволяет произвести дополнительное вовлечение в разработку участков залежи высоковязкой нефти путем бурения разнонаправленных участков боковых стволов из горизонтальных добывающих скважин, а наличие вторично вскрытых в нагнетательной скважине двух участков, расположенных напротив разнонаправленных стволов добывающей скважины, увеличивает охват теплового воздействия на залежь. Кроме того, предложенный способ позволяет снизить обводненность добываемой продукции за счет изоляции обводняющихся участков залежи высоковязкой и тяжелой нефти и, как следствие, повысить рентабельность разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти в целом.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, в частности к способам теплового воздействия на залежь, содержащую высоковязкую нефть. Способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием включает бурение горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин, закачку теплоносителя в нагнетательные скважины и отбор высоковязкой и тяжелой нефти из добывающих скважин. Горизонтальные добывающие скважины бурят с двух сторон по направлению к горизонтальной нагнетательной скважине в том же интервале с последующим бурением из горизонтальных разнонаправленных участков боковых стволов, параллельных горизонтальной нагнетательной скважине с шагом 50-400 м от нее. Вторичное вскрытие в нагнетательной скважине производят на двух участках, расположенных напротив разнонаправленных стволов добывающей скважины. Причем при обводнении продукции - высоковязкой и тяжелой нефти одной из добывающих скважин выше допустимого значения отбор из нее прекращают и проводят исследования продукции отдельно каждого из боковых стволов этой скважины, отсекая их последовательно, начиная от наиболее близкой к нагнетательной скважине и отбирая продукции на исследование. Наиболее обводненный боковой ствол обрабатывают тампонирующим составом для исключения водопроявления из него, после чего добывающую скважину запускают на отбор продукции в обычном режиме. Техническим результатом является увеличение охвата теплового воздействия на залежь и снижение обводненности. 3 ил.

Способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием, включающий бурение горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин, закачку теплоносителя в нагнетательные скважины и отбор высоковязкой и тяжелой нефти из добывающих скважин, отличающийся тем, что горизонтальные добывающие скважины бурят с двух сторон по направлению к горизонтальной нагнетательной скважине в том же интервале с последующим бурением из горизонтальных разнонаправленных участков боковых стволов, параллельных горизонтальной нагнетательной скважине с шагом 50-400 м от нее, при этом вторичное вскрытие в нагнетательной скважине производят на двух участках, расположенных напротив разнонаправленных стволов добывающей скважины, причем при обводнении продукции высоковязкой и тяжелой нефти одной из добывающих скважин выше допустимого значения отбор из нее прекращают и проводят исследования продукции отдельно каждого из боковых стволов этой скважины, отсекая их последовательно, начиная от наиболее близкой к нагнетательной скважине и отбирая продукцию на исследование, наиболее обводненный боковой ствол обрабатывают тампонирующим составом для исключения водопроявления из него, после чего добывающую скважину запускают на отбор продукции в обычном режиме, при повторном обводнении продукции процесс исследования боковых стволов и обработку тампонирующим составом наиболее обводненного из них повторяют.