СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЯЗКОЙ НЕФТИ ИЛИ БИТУМА Российский патент 2014 года по МПК E21B43/24 E21B7/04 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи вязкой нефти или битума.

Известен способ добычи нефти через добывающую скважину, включающий определение величины проницаемости продуктивного интервала, коэффициента гидродинамического совершенства радиуса скважины, максимальной плотности перфорации, скважин, перфорацию, освоение и запуск скважины в эксплуатацию (Минеев Б.П., Сидоров НА. Практическое руководство по испытанию скважин.- М.: Недра, 1983, с.63-69).

Недостатком способа является его низкая нефтеотдача и большие сроки разработки.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки многопластовой нефтяной залежи, включающий определение величины проницаемости продуктивного интервала, коэффициента гидродинамического совершенства, радиуса скважины и максимальной плотности перфорации скважин, осуществление перфорации, освоения и запуска скважины в эксплуатацию. Согласно изобретению дополнительно определяют радиус контура питания, максимальную плотность перфорации определяют по пласту, имеющему наименьшую проницаемость, а определение величины проницаемости, коэффициента гидродинамического совершенства и максимальной плотности перфорации осуществляют для каждого пласта продуктивного интервала, при этом плотность перфорации для каждого пласта определяют из условия равенства продолжительности выработки отдельных пластов. Дополнительно при вскрытии пластов с водонефтяным контактом (ВНК) производят перфорацию с различной плотностью, изменяющейся от оптимального на кровле до нуля по направлению к водонефтяному контакту по продуктивному интервалу (патент РФ №2066368, кл. E21B 43/16, опубл. 10.09.1996 - прототип).

В известном способе при разработке залежи вязкой нефти или битума парогравитационным воздействием происходит быстрый прорыв пара к добывающей скважине, что снижает конечную нефтеотдачу.

В предложенном изобретении решается задача повышения коэффициента нефтеизвлечения продуктивного пласта и снижения скорости обводнения продукции при разработке залежей вязкой нефти или битума массивного или структурно-литологического типов.

Задача решается тем, что в способе разработки залежи вязкой нефти или битума, включающем бурение и обустройство не менее одной пары горизонтальных скважин для парогравитационного воздействия с расположением ствола нагнетательной скважины параллельно в вертикальной плоскости над стволом добывающей скважины, закачку пара в нагнетательную скважину и отбор продукции через добывающую, согласно изобретению, конфигурацию скважин выполняют по форме залежи: восходящими в начале пласта, горизонтальными в центральной части и спадающими в конце пласта, причем угол восхождения и спада добывающей скважины равен углу падения пласта, а угол восхождения и спада нагнетательной скважины в 1-2,2 раза больше угла падения пласта, минимальное расстояние от перфорационных отверстий добывающей скважины до ВНК принимают 2 м, минимальное расстояние между стволами добывающей и горизонтальной скважины в месте перфорационных отверстий - 3 м, максимальное расстояние между горизонтальными участками стволов добывающей и нагнетательной скважин - 10 м, распределение плотности перфорации на восходящем и нисходящем участках определяют по формуле:

n_x=n₀+L_x/A,

где n_x - число перфорационных отверстий на восходящем или нисходящем участке на расстоянии X от начала ствола с перфорацией;

n₀ - минимальная плотность перфорации на участке с наименьшим расстоянием между добывающей и нагнетательной скважинами в перфорированных частях стволов;

L_x - длина восходящей или нисходящей части перфорированного ствола на расстоянии X от его начала с перфорацией;

A=30…60 м,

при этом после бурения и освоения скважин на протяжении 1-6 месяцев прогревают призобойную зону закачкой пара в добывающую и нагнетательную скважины под давлением 1-2 МПа, либо скважинными нагревателями, после чего пускают нагнетательную скважину с постоянной приемистостью пара 75-95 м³/сут, а добывающую скважину под добычу с забойным давлением 0,25-0,35 МПа.

Сущность изобретения

При разработке массивной или структурно-литологической залежи вязкой нефти или битума парогравитационным воздействием на участках стволов, не параллельных друг другу, происходит быстрый прорыв пара к добывающей скважине, что снижает конечную нефтеотдачу. В предложенном изобретении решается задача повышения коэффициента нефтеизвлечения продуктивного пласта и снижения скорости обводнения продукции скважин.

Задача решается следующим образом.

На фиг.1 и 2 представлено схематическое изображение участка залежи соответственно в профиле и в плане с размещением скважин. Обозначения: 1 - залежь вязкой нефти или битума, 2 - добывающая горизонтальная скважина, 3 - паронагнетательная горизонтальная скважина, h - максимальная толщина в центральной части продуктивного пласта, a - наименьшее расстояние между добывающей и нагнетательной скважинами в перфорированных частях стволов, b - наименьшее расстояние от перфорационных отверстий добывающей скважины до ВНК, с расстояние между точками входа в продуктивный пласт нагнетательной и добывающей скважин, α - угол наклона (подъема) добывающей скважины, β - угол наклона (подъема) нагнетательной скважины, F - длина залежи, G - ширина залежи, I - участок залежи с перфорированным хвостовиком (добывающей и нагнетательной скважин) восходящего профиля, II - участок залежи с перфорированным хвостовиком (добывающей и нагнетательной скважин) горизонтального профиля, III - участок залежи с перфорированным хвостовиком (добывающей и нагнетательной скважин) нисходящего профиля.

Способ реализуют следующим образом.

По сейсморазведке 3Д выделяют залежь 1, представленную битумонасыщенными песчаниками (фиг.1, 2). Определяют распределение максимальных и минимальных толщин по залежи, толщины уменьшаются от центра к периферии залежи.

Проводят геологическое и гидродинамическое моделирование залежи и применяемого способа разработки, в котором определяют оптимальные значения a, b, β, объемов закачки пара в нагнетательной скважине и забойного давления в добывающей скважине.

Бурят одну пару горизонтальных скважин с окончанием в продуктивном пласте: добывающую 2 и расположенную выше нее нагнетательную 3. Конфигурацию скважин выполняют восходящей в начале пласта, горизонтальной в центральной части и спадающей в конце пласта (фиг.1). Причем угол α наклона добывающей горизонтальной скважины 2 в начале I и в конце III залежи выполняют равным углу падения пласта, а угол β наклона нагнетательной горизонтальной скважины 3 в 1-2,2 раза больше α. Наименьшее расстояние от перфорационных отверстий добывающей скважины 2 до ВНК принимают b=2 м. Наименьшее расстояние между добывающей и нагнетательной скважиной в перфорированных частях стволов принимают a=3 м. Горизонтальные участки скважин в центральной части II залежи 1 размещают параллельно один над другим в вертикальной плоскости на расстоянии не более 10 м.

Устанавливают обсадные колонны с фильтром в интервале продуктивного пласта 1. Проводят вторичное вскрытие добывающей и нагнетательной скважин с плотностью перфорации, определенной заранее. Так минимальную плотность перфорации n₀ для добывающей и нагнетательной скважин принимают на участке а с наименьшим расстоянием между добывающей и нагнетательной скважинами в перфорированных частях стволов. Диаметр перфорационных отверстий задают постоянным.

Распределение плотности перфорации на участке I (так же как и на участке III) определяют из условия:

$$n_x=n_0+L_x/A,\left(1\right)$$

где n_x - число перфорационных отверстий на расстоянии X от начала хвостовика с перфорацией, т.е. при n₀;

n₀ - минимальная плотность перфорации на участке с наименьшим расстоянием между добывающей и нагнетательной скважинами в перфорированных частях стволов;

L_x - длина восходящей части I хвостовика на расстоянии X от его начала с перфорацией;

A=30…60 м.

Длина восходящей части I равна нисходящей III и равна L.

Распределение плотности перфорации на участке II одинаково и равно плотности при n_L.

Далее проводят освоение и пускают скважины в работу. Первые 1-6 месяцев закачку пара ведут и в нагнетательную, и в добывающую скважины под давлением закачки (давление на забое) 1-2 МПа, в результате чего снижается вязкость нефти вокруг обеих скважин, увеличивается ее подвижность и, соответственно, приемистость нагнетательной скважины и продуктивность добывающей. Либо используют в течение данного времени скважинные нагреватели.

После этого переводят добывающую скважину под добычу, забойное давление устанавливают на уровне 0,25-0,35 МПа. А в нагнетательную скважину закачивают постоянный объем 0,75-0,95 м³/сут пара.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка.

Результатом внедрения изобретения является увеличение коэффициента нефтеизвлечения залежи и снижение скорости обводнения продукции добывающих скважин.

Пример конкретного выполнения способа

По сейсморазведке ЗД выделяют залежь 1, представленную битумонасыщенными песчаниками с кровлей на глубине 90 м (фиг.1) длиной F=400 м и шириной G=300 м (фиг.2). Залежь приурочена к уфимскому ярусу, относится к структурно-литологическому типу. Определяют распределение максимальных и минимальных толщин по залежи, толщины уменьшаются от центра к периферии залежи. Максимальная толщина в центральной части h=14 м. ВНК на глубине 120 м.

Вязкость битума в пластовых условиях составляет 27350 мПа*с, плотность 970 кг/м³. Пластовая температура 8°C, начальное пластовое давление 0,44 МПа.

Проводят геологическое и гидродинамическое моделирование залежи и применяемого способа разработки, в котором определяют оптимальные значения a, b, β, объемов закачки пара в нагнетательной скважине и забойного давления в добывающей скважине.

Бурят одну пару горизонтальных скважин с окончанием в продуктивном пласте: добывающую 2 и расположенную выше нее нагнетательную 3. Расстояние между точками входа в продуктивный пласт 1 нагнетательной 2 и добывающей 3 горизонтальной скважины составляет c=10 м. Конфигурацию скважин выполняют восходящей в начале пласта, горизонтальной в центральной части и спадающей в конце пласта (фиг.1). Причем угол наклона добывающей горизонтальной скважины 2 в начале I и в конце III залежи выполняют равным углу падения пласта, т.е. α=1,4°, а угол наклона нагнетательной горизонтальной скважины 3 в два раза больше, т.е. β=2,8°. Длина стволов каждой скважины в продуктивном пласте 450 м. Наименьшее расстояние от перфорационных отверстий добывающей скважины 2 до ВНК принимают b=2 м. Наименьшее расстояние между добывающей и нагнетательной скважиной в перфорированных частях стволов a=3,5 м. Горизонтальные участки скважин в центральной части II залежи 1 размещают параллельно один над другим в вертикальной плоскости на расстоянии 7 м.

Устанавливают обсадные колонны с фильтром в интервале продуктивного пласта 1. Проводят вторичное вскрытие добывающей и нагнетательной скважин с плотностью перфорации, определенной заранее. Так минимальную плотность перфорации для добывающей и нагнетательной скважин принимают на участке а с наименьшим расстоянием между добывающей и нагнетательной скважинами в перфорированных частях стволов, плотность n₀=7 отв. на 1 м. Диаметр перфорационных отверстий задают постоянным, равным 13 мм.

Распределение плотности перфорации на участке I (так же как и на участке III) определяют из условия:

$$n_x=n_0+L_x/A,\left(1\right)$$

где n_x - число перфорационных отверстий на расстоянии X от начала хвостовика с перфорацией, т.е. при n₀;

n₀ - минимальная плотность перфорации на участке с наименьшим расстоянием между добывающей и нагнетательной скважинами в перфорированных частях стволов;

L_x - длина восходящей части I хвостовика на расстоянии X от его начала с перфорацией;

A=30…60 м.

Длина восходящей части I (так же как и нисходящей III) равна 160 м. Для добывающей и нагнетательной скважин примем A=40 м. Тогда согласно расчетам по формуле (1) получим распределение перфорационных отверстий:

n₄₀=7+40/40=8 отв/м;

n₈₀=7+80/40=9 отв/м;

n₁₂₀=7+120/40=10 отв/м;

n₁₆₀=7+160/40=11 отв/м.

Распределение плотности перфорации на участке II одинаково и равно n₁₆₀=11 отв/м.

Далее проводят освоение и пускают скважины в работу. Первые 3 месяца закачку пара ведут и в нагнетательную, и в добывающую скважины под давлением закачки (давление на забое) 1,2 МПа, в результате чего снижается вязкость нефти вокруг обеих скважин, увеличивается ее подвижность и, соответственно, приемистость нагнетательной скважины и продуктивность добывающей. Опыты показали, что при отсутствии данного мероприятия дебит добывающей скважины сохраняется на очень низком уровне (0,1-0,5 т/сут) в течение 2-4 лет.

После этого переводят добывающую скважину под добычу, забойное давление устанавливают на уровне 0,3 МПа. А в нагнетательную скважину закачивают постоянный объем 80 м³/сут пара.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка.

В результате за время разработки, которое ограничили обводнением добывающей скважины до 98%, либо достижением минимально рентабельного дебита нефти 0,5 т/сут, было добыто с участка 146,3 тыс.т нефти, коэффициент извлечения нефти составил 0,251. При разработке без учета распределения перфорации было добыто 114,2 тыс.т, в связи с более быстрыми темпами обводнения, КИН составил 0,196. При разработке только горизонтальными участками охват оказался значительно меньше, в результате было добыто лишь 68,7 тыс.т нефти, КИН составил 0,118.

Таким образом, предлагаемый способ обеспечивает увеличение коэффициента нефтеизвлечения залежи и снижает скорость обводнения продукции добывающих скважин.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение коэффициента нефтеизвлечения продуктивного пласта и снижение скорости обводнения продукции добывающих скважин при разработке залежей вязкой нефти или битума массивного или структурно-литологического типов. Способ разработки залежи вязкой нефти или битума включает бурение и обустройство не менее одной пары горизонтальных скважин для парогравитационного воздействия с расположением ствола нагнетательной скважины параллельно в вертикальной плоскости над стволом добывающей скважины, закачку пара в нагнетательную скважину и отбор продукции через добывающую. Конфигурацию скважин выполняют по форме залежи: восходящими в начале пласта, горизонтальными в центральной части и спадающими в конце пласта. Угол восхождения и спада добывающей скважины равен углу падения пласта, а угол восхождения и спада нагнетательной скважины в 1-2,2 раза больше угла падения пласта. Минимальное расстояние от перфорационных отверстий добывающей скважины до водонефтяного контакта ВНК принимают 2 м, минимальное расстояние между стволами добывающей и горизонтальной скважины в месте перфорационных отверстий - 3 м, максимальное расстояние между горизонтальными участками стволов добывающей и нагнетательной скважин -10 м. Распределение плотности перфорации на восходящем и нисходящем участках определяют по формуле: n_x=n₀+L_x/A, где n_x - число перфорационных отверстий на восходящем или нисходящем участке на расстоянии X от начала ствола с перфорацией; n₀ - минимальная плотность перфорации на участке с наименьшим расстоянием между добывающей и нагнетательной скважинами в перфорированных частях стволов; L_x - длина восходящей или нисходящей части перфорированного ствола на расстоянии X от его начала с перфорацией; A=30-60 м. После бурения и освоения скважин на протяжении 1-6 месяцев прогревают призабойную зону закачкой пара в добывающую и нагнетательную скважины под давлением 1-2 МПа, либо скважинными нагревателями, после чего пускают нагнетательную скважину с постоянной приемистостью пара 75-95 м³/сут, а добывающую скважину под добычу с забойным давлением 0,25-0,35 МПа. 1 пр., 2 ил.

Способ разработки залежи вязкой нефти или битума, включающий бурение и обустройство не менее одной пары горизонтальных скважин для парогравитационного воздействия с расположением ствола нагнетательной скважины параллельно в вертикальной плоскости над стволом добывающей скважины, закачку пара в нагнетательную скважину и отбор продукции через добывающую, отличающийся тем, что конфигурацию скважин выполняют по форме залежи: восходящими в начале пласта, горизонтальными в центральной части и спадающими в конце пласта, причем угол восхождения и спада добывающей скважины равен углу падения пласта, а угол восхождения и спада нагнетательной скважины в 1-2,2 раза больше угла падения пласта, минимальное расстояние от перфорационных отверстий добывающей скважины до водонефтяного контакта ВНК принимают 2 м, минимальное расстояние между стволами добывающей и горизонтальной скважины в месте перфорационных отверстий - 3 м, максимальное расстояние между горизонтальными участками стволов добывающей и нагнетательной скважин - 10 м, распределение плотности перфорации на восходящем и нисходящем участках определяют по формуле:
n_x=n₀+L_x/A,
где n_x - число перфорационных отверстий на восходящем или нисходящем участке на расстоянии X от начала ствола с перфорацией;
n₀ - минимальная плотность перфорации на участке с наименьшим расстоянием между добывающей и нагнетательной скважинами в перфорированных частях стволов;
L_x - длина восходящей или нисходящей части перфорированного ствола на расстоянии X от его начала с перфорацией;
A=30-60 м,
при этом после бурения и освоения скважин на протяжении 1-6 месяцев прогревают призабойную зону закачкой пара в добывающую и нагнетательную скважины под давлением 1-2 МПа, либо скважинными нагревателями, после чего пускают нагнетательную скважину с постоянной приемистостью пара 75-95 м³/сут, а добывающую скважину под добычу с забойным давлением 0,25-0,35 МПа.