СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ Российский патент 2016 года по МПК E21B43/16 E21B7/04 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежей высоковязкой нефти с водонефтяными зонами небольшой толщины.

Известен способ разработки залежей тяжелых и сверхвысоковязких нефтей, включающий закачку пара в пласт, прогрев пласта с созданием паровой камеры, совместную закачку пара и углеводородного растворителя и отбор продукции. Согласно известному способу в качестве углеводородного растворителя применяют смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов, основным компонентом которой является бензол, а совместную закачку пара и углеводородного растворителя осуществляют после достижения температуры в паровой камере не менее температуры фазового перехода смеси пара и углеводородного растворителя с поддержкой температуры в паровой камере не ниже температуры фазового перехода смеси пар - углеводородный растворитель (патент РФ 2387818, кл. Е21В 43/24, опубл. 27.04.2010).

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки месторождений высоковязких нефтей с малыми толщинами пластов методом циклической закачки растворителя и пара в одиночные наклонно направленные скважины, включающий бурение в продуктивном стволе восходящего участка скважины, размещение в этом участке колонны насосно-компрессорных труб с центраторами для циклической закачки растворителя через них и эксплуатационной колонны с насосом для отбора нефти. Согласно известному способу максимальный угол кривизны восходящего участка скважины расположен в подошвенной части пласта, проводку восходящего участка ведут с углом подъема не менее 5-8° от подошвы пласта, забой восходящего участка располагают ниже кровли не менее 2 м и перед спуском колонны труб, которые выполняют теплоизолированными, восходящий участок скважины оборудуют фильтром с двумя вскрытыми зонами в начале и конце этого участка, а межтрубное пространство между фильтром и колонной труб и между вскрытыми зонами изолируют пакером, при этом насос располагают в пределах подошвенной части продуктивного пласта, выше вскрытой зоны в начале восходящего участка скважины, но ниже забоя восходящего участка скважины, растворитель и пар закачивают поочередно в кровельную часть пласта через вскрытую зону в конце восходящего участка скважины, осуществляют выдержку для распределения тепла в пласте, затем начинают отбор жидкости насосом. Дополнительно циклическую закачку углеводородного растворителя производят поочередно до закачки пара в кровельную часть пласта с давлением, достаточным для расширения порового пространства породы коллектора и сжатия пластового флюида (патент РФ 2455475, кл. Е21В 43/24, опубл. 10.07.2012 - прототип).

Общим недостатком известных способов является невысокий коэффициент охвата коллекторов воздействием, что приводит к низкой нефтеотдаче. Кроме того, известные способы не предусматривают использование водонефтяных зон пласта, при их наличии, для повышения эффективности разработки.

В предложенном изобретении решается задача повышения коэффициентов охвата и нефтеизвлечения залежей высоковязких нефтей.

Задача решается тем, что в способе разработки залежи высоковязкой нефти, включающем бурение на залежи основных вертикальных стволов скважин, зарезку из них боковых горизонтальных стволов (БГС), закачку рабочего агента и отбор продукции посредствам оборудования для одновременно-раздельной добычи и закачки (ОРДиЗ), согласно изобретению выбирают участок залежи, насыщенный нефтью с динамической вязкостью более 400 мПа·с, с водонефтяной зоной, где толщина нефтяной части пласта превышает 10 м, а водоносной составляет не более 5 м, из ствола вертикальной скважины проводят зарезку двух БГС с управляемыми фильтрами по направлению к ближайшей соседней вертикальной скважине, длину БГС выполняют 0,5-0,9 от расстояния между данными вертикальными скважинами, при этом расстояние между горизонтальными стволами в продуктивном пласте устанавливают не менее 4 м по вертикали, в вертикальном стволе перфорируют водоносную часть пласта, спускают в скважину две колонны труб, одну из которых запакеровывают ниже зарезки нижнего БГС, ведут закачку смеси воды с температурой более 50°C, азота и растворителя по данной колонне труб, при этом отбор закачиваемой смеси осуществляют в режиме циркуляции через соседнюю вертикальную скважину, в сторону которой пробурены БГС, оптимальное соотношение компонентов смеси определяют по лабораторным исследованиям нефтевытеснения на кернах, отбор нефти ведут через БГС по второй колонне труб.

Сущность изобретения

На нефтеотдачу залежи с высоковязкой нефтью (более 400 мПа·с) и водонефтяными зонами небольшой толщины (до 5 м) существенное влияние оказывает способность закачиваемого агента к нефтевытеснению и площадь контакта скважины с пластом. Существующие технические решения не в полной мере позволяют эффективно выполнить данные задачи. В предложенном изобретении решается задача повышения коэффициентов охвата и нефтеизвлечения залежей высоковязких нефтей. Задача решается следующим образом.

На фиг. 1 представлено схематическое изображение участка нефтяной залежи со скважинами в разрезе. Обозначения: 1 - нефтенасыщенная часть пласта, 2 - водонасыщенная часть пласта, 3 - добывающая вертикальная скважина, 4, 5 - БГС, 6 - вертикальная скважина для отбора рабочего агента, 7 - перфорационные отверстия, 8 - колонна труб для закачки рабочего агента, 9 - пакеры, 10 - колонна труб для отбора продукции через БГС 4 и 5, l₁, l₂ - длины БГС, h - расстояние между БГС 4 и 5 по вертикали, ВНК - водонефтяной контакт.

Способ реализуют следующим образом.

Выбирают участок нефтяной залежи с водонефтяной зоной, имеющий толщину нефтяной части 1 пласта более 10 м, а водоносной 2 - не более 5 м (фиг. 1). Динамическая вязкость нефти составляет более 400 мПа·с. На участке пробурена вертикальная добывающая скважина 3.

Из ствола вертикальной скважины 3 проводят зарезку двух БГС 4 и 5 с управляемыми фильтрами по направлению к ближайшей соседней вертикальной скважине 6. Длины l₁, l₂ соответственно БГС 4 и 5 выполняют 0,5-0,9 от расстояния между вертикальными скважинами 3 и 6. Расстояние h между горизонтальными стволами 4 и 5 в продуктивном пласте выполняют не менее 4 м по вертикали. Если скважины 3 и 6 вторично вскрывают нефтеносную часть пласта 1, то данные перфорационные отверстия нефтяной части 1 изолируют.

В вертикальном стволе скважины 3 перфорируют, создавая перфорационные отверстия 7, водоносную часть пласта 2. Спускают в скважину 3 две колонны труб, одну из которых 8 запакеровывают пакером 9 ниже зарезки нижнего БГС 5. Ведут закачку смеси воды с температурой более 50°C, азота и растворителя по данной колонне труб 8. Отбор закачиваемой смеси осуществляют в режиме циркуляции через соседнюю вертикальную скважину 6, в сторону которой пробурены БГС 4 и 5. Циркуляция происходит по водонасыщенной части пласта 2. Поэтому скважину 6 также перфорируют в водонасыщенной части пласта 2. Оптимальное соотношение компонентов смеси определяют по лабораторным исследованиям нефтевытеснения на кернах. Отбор нефти ведут через БГС 4 и 5 по второй колонне труб 10. Таким образом, закачку рабочего агента и отбор продукции осуществляют посредством оборудования для одновременно-раздельной добычи и закачки (ОРДиЗ).

Выбор участка залежи с указанными параметрами обусловлен оптимальностью применимости предлагаемого способа. Согласно расчетам, если нефтеносная часть пласта 1 менее 10 м, то запасы залежи не позволяют окупить затраты на закачку растворителя и нагрев. Если толщина водоносной части пласта 2 более 5 м, то эффективность растворителя и тепла значительно снижается ввиду необходимости закачки больших объемов рабочего агента. Также исследования показали, что при динамической вязкости нефти менее 400 мПа·с нефтеотдача может быть достигнута сопоставимой величины при более дешевых способах разработки.

Два БГС позволяют повысить площадь контакта скважин с продуктивным пластом 1 и отрабатывать данный пласт 1 по толщине при продвижении растворителя и тепла, а управляемые фильтры - контролировать процесс обводнения. При расстоянии h между горизонтальными стволами менее 4 м согласно расчетам коэффициент охвата пласта воздействием снижается. Длина стволов менее 0,5 от расстояния между вертикальными скважинами также приводит к снижению коэффициента охвата, а более 0,9 - к появлению «неработающих» участков ствола и влиянию соседних вертикальных скважин.

Закачка смеси воды с температурой более 50°C, азота и растворителя (например, толуол) в режиме циркуляции через соседнюю вертикальную скважину по водонасыщенному участку пласта 2 согласно исследованиям позволяет максимально эффективно использовать наличие подстилающей воды при разработке. Кроме того, повторное использование закачиваемого агента снижет эксплуатационные затраты. Действие компонентов рабочего агента приводит к снижению вязкости нефти в пласте, что повышает приток нефти к стволам скважины. При температуре менее 50°C эффективность воздействия снижается. Применение оборудования для ОРДиЗ позволяет снизить количество используемых вертикальных скважин.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка залежи.

Результатом внедрения данного способа является повышение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения залежей высоковязких нефтей.

Примеры конкретного выполнения способа

Пример 1. На участке водонефтяной залежи с толщиной нефтяной части 1 пласта 10 м и водоносной части 2 пласта 5 м пробурены вертикальные скважины 3 и 6 (фиг. 1) с расстоянием 300 м друг от друга. Динамическая вязкость нефти на рассматриваемом участке составляет 400 мПа·с, пластовая температура 25°C. Скважины не эксплуатировали пласт 1, а работали на нижележащие объекты.

После отключения нижележащих объектов из ствола вертикальной скважины 3 проводят зарезку двух БГС 4 и 5 с управляемыми фильтрами по направлению к ближайшей соседней вертикальной скважине 6. Длины l₁, l₂ соответственно БГС 4 и 5 выполняют по 0,5·300=150 м. Расстояние h между горизонтальными стволами 4 и 5 по вертикали - 4 м. В вертикальных стволах скважин 3 и 6 перфорируют водоносную часть пласта 2.

Далее спускают в скважину 3 две колонны труб, одну из которых 8 запакеровывают ниже зарезки нижнего БГС 5. На устье скважины 3 эжектором смешивают воду, газообразный азот и толуол под устьевым давлением в соотношении 2:20:1 по объему и ведут закачку указанной смеси с расходом 50 м³/сут по колонне труб 8. Соотношение компонентов смеси определяют заранее по лабораторным исследованиям нефтевытеснения на кернах данного пласта. Отбор закачиваемой смеси осуществляют в режиме циркуляции через соседнюю вертикальную скважину 6 по водонасыщенной части пласта 2. Отбор нефти ведут через БГС 4 и 5 по второй колонне труб 9.

Пример 2. Выполняют, как пример 1. Длины l₁, l₂ соответственно БГС 4 и 5 выполняют по 0,9·300=270 м.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка залежи.

В результате разработки рассматриваемого участка залежи, которое ограничили обводнением добывающей скважины до 98%, было добыто 81,3 тыс. т нефти, коэффициент охвата составил 0,785 д. ед., коэффициент извлечения нефти (КИН) - 0,389 д. ед. По прототипу при прочих равных условиях добыто 65,6 тыс. т. нефти, коэффициент охвата составил 0,634 д. ед., КИН - 0,314 д. ед. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,075 д. ед.

Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения нефтяной залежи.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения коэффициентов охвата и нефтеизвлечения залежей высоковязких нефтей.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежей высоковязкой нефти с водонефтяными зонами небольшой толщины. Технический результат - повышение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения залежей высоковязких нефтей. По способу выбирают участок залежи, насыщенный нефтью с динамической вязкостью более 400 мПа·с, с водонефтяной зоной, где толщина нефтяной части пласта превышает 10 м, а водоносной составляет не более 5 м. Осуществляют бурение на залежи основных вертикальных стволов скважин. Из них зарезают боковые горизонтальные стволы - БГС с управляемыми фильтрами по направлению к ближайшей соседней вертикальной скважине. Длину БГС выполняют 0,5-0,9 от расстояния между данными вертикальными скважинами. Расстояние между горизонтальными стволами в продуктивном пласте устанавливают не менее 4 м по вертикали. В вертикальном стволе перфорируют водоносную часть пласта. Спускают в скважину две колонны труб, одну из которых запакеровывают ниже зарезки нижнего БГС. Ведут закачку смеси воды с температурой более 50°C, азота и растворителя по данной колонне труб. Отбор закачиваемой смеси осуществляют в режиме циркуляции через соседнюю вертикальную скважину, в сторону которой пробурены БГС. Оптимальное соотношение компонентов смеси определяют по лабораторным исследованиям нефтевытеснения на кернах. Отбор нефти ведут через БГС по второй колонне труб. Отбор нефти осуществляют посредствам оборудования для одновременно-раздельной добычи. 1 пр., 1 ил.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти, включающий бурение на залежи основных вертикальных стволов скважин, зарезку из них боковых горизонтальных стволов - БГС, закачку рабочего агента и отбор продукции посредством оборудования для одновременно-раздельной добычи и закачки, отличающийся тем, что выбирают участок залежи, насыщенный нефтью с динамической вязкостью более 400 мПа·с, с водонефтяной зоной, где толщина нефтяной части пласта превышает 10 м, а водоносной составляет не более 5 м, из ствола вертикальной скважины проводят зарезку двух БГС с управляемыми фильтрами по направлению к ближайшей соседней вертикальной скважине, длину БГС выполняют 0,5-0,9 от расстояния между данными вертикальными скважинами, при этом расстояние между горизонтальными стволами в продуктивном пласте устанавливают не менее 4 м по вертикали, в вертикальном стволе перфорируют водоносную часть пласта, спускают в скважину две колонны труб, одну из которых запакеровывают ниже зарезки нижнего БГС, ведут закачку смеси воды с температурой более 50°С, азота и растворителя по данной колонне труб, при этом отбор закачиваемой смеси осуществляют в режиме циркуляции через соседнюю вертикальную скважину, в сторону которой пробурены БГС, оптимальное соотношение компонентов смеси определяют по лабораторным исследованиям нефтевытеснения на кернах, отбор нефти ведут через БГС по второй колонне труб.