СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗОНАЛЬНО-НЕОДНОРОДНОЙ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ ИЛИ БИТУМА Российский патент 2018 года по МПК E21B43/24 E21B7/04 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для разработки залежей углеводородных флюидов, в частности, при добыче высоковязкой нефти или природного битума.

Известен способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти (патент RU №2442884, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.02.2012 г.), включающий бурение горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин, закачку теплоносителя в нагнетательные скважины и отбор высоковязкой и тяжелой нефти из добывающих скважин. Горизонтальную нагнетательную скважину бурят по направлению к горизонтальной добывающей скважине в том же интервале с последующим строительством из горизонтальных участков разнонаправленных боковых стволов, параллельных горизонтальной добывающей скважине с шагом 50-400 м от нее и вторичным вскрытием этих стволов. При этом температуру добываемой продукции из добывающей скважины регулируют отключением близлежащих к добывающей скважине стволов нагнетательной скважины для снижения температуры или включением в работу ранее отключенных стволов нагнетательной скважины для повышения температуры.

Недостатками данного способа являются:

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

- во-вторых, вытесняющий агент подают в вертикальные скважины под давлением, достаточным для выноса песка, что может привести к росту уровня водонефтяного контакта (ВНК). В результате добываемая продукция быстро обводняется, резко увеличивается процент ее обводненности, и в скором времени разработка залежи высоковязкой нефти становится нерентабельной.

Известен способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти и битума (патент RU №2295030, МПК Е21В 43/24, опубл. 10.03.2007 г.), включающий строительство добывающей многоустьевой горизонтальной скважины с дополнительными боковыми стволами, проходящими под глинистым пропластком, и выше нее параллельно добывающей многоустьевой горизонтальной скважине нагнетательной двухустьевой горизонтальной скважины с дополнительными восходящими ответвленными стволами, которые проводят через глинистый пропласток, создание проницаемой зоны между скважинами за счет нагнетания водяного теплоносителя в обе скважины, после создания проницаемой зоны подачу теплоносителя производят только в нагнетательную многоустьевую горизонтальную скважину, а по добывающей многоустьевой горизонтальной скважине производят отбор продукции до полной выработки продуктивного пласта, кроме этого, дополнительно бурят вертикальные скважины, проходящие через глинистый пропласток.

Недостатками данного способа являются невозможность вовлечения в разработку маломощных продуктивных пластов; недостаточная эффективность нефтеизвлечения, так как высока вероятность прорыва теплоносителя через один или несколько дополнительных восходящих ответвлений, проходящих через наиболее проницаемые участки пласта, в то время как другие участки недостаточно прогреты.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума (патент RU №2582529, МПК Е21В 43/24, опубл. 27.04.2016 г.), включающий определение в залежи продуктивных пластов, разделенных слабопроницаемыми пропластками, строительство в нижнем пласте выше водонефтяного контакта горизонтальной скважины с восходящими стволами, вскрывающими верхние пласты, закачку теплоносителя и отбор продукции, при этом расстояние между дополнительными восходящими стволами определяют с учетом технологических возможностей бурового оборудования для их проводки, а также с возможностью размещения фильтров с регулируемым пропусканием, спускаемых в горизонтальную скважину перед закачкой теплоносителя на колонне труб и располагаемых напротив дополнительных восходящих стволов, а также пакеров, изолирующих межтрубное пространство горизонтальной скважины между дополнительными восходящими стволами и выше фильтров. Количество закачиваемого теплоносителя и отбираемой продукции определяют из свойств вскрытых пластов в каждом дополнительном восходящем стволе благодаря фильтрам с регулируемым пропусканием, при этом закачку теплоносителя и отбор продукции производят последовательно из колонны труб.

Недостатки данного способа:

- отсутствие вовлечения в разработку слабопроницаемых зон разрабатываемого пласта;

- небольшой охват тепловым воздействием по площади, так как применяются дополнительные восходящие стволы, и зоны продуктивного пласта, расположенные ниже восходящих стволов, не разрабатываются и, как следствие, низкие коэффициенты охвата и нефтеотдачи залежи высоковязкой и тяжелой нефти.

Техническими задачами предлагаемого способа разработки являются вовлечение в разработку слабопроницаемых зон, повышение равномерности вытеснения за счет бурения дополнительных горизонтальных стволов, повышение охвата воздействием за счет расположения дополнительных стволов в горизонтальной плоскости, создание равномерной паровой камеры в неоднородном по проницаемости пласте, вовлечение в разработку запасов нефти, расположенных в ухудшенных геологических условиях.

Технические задачи решаются способом разработки зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума, включающим определение в залежи зон с различной проницаемостью, строительство выше водонефтяного контакта горизонтальной скважины с дополнительными стволами, вскрывающими слабопроницаемые зоны, причем расстояние между дополнительными стволами определяют с учетом технологических возможностей бурового оборудования для их проводки, последовательную закачку теплоносителя и отбор продукции, причем количество закачиваемого теплоносителя и отбираемой продукции определяют из свойств вскрытых зон.

Новым является то, что дополнительные стволы бурят в одной горизонтальной плоскости с основным горизонтальным стволом в слабопроницаемые зоны с проницаемостью, в два и более раз меньшей относительно средней проницаемости залежи, причем закачку пара производят давлением, не превышающим давления гидроразрыва пласта, в объеме не менее 10 т на 1 м суммарной длины горизонтального участка основного ствола и дополнительных стволов, а отбор при давлении не ниже давления разрушения стенок дополнительных стволов, причем между закачкой и отбором производят термокапиллярную пропитку залежи.

На чертеже показана схема реализации способа разработки зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти (вид сверху).

Способ осуществляется следующим образом.

На зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума с помощью пробуренных оценочных скважин 1 выделяют продуктивный пласт 2 и слабопроницаемые зоны 3 пласта 2 с проницаемостью, в два и более раз меньшей относительно средней проницаемости залежи. Бурят скважину 4 с размещением основного горизонтального ствола 5 на уровне слабопроницаемых зон 3 и выше водонефтяного контакта (на чертеже не показано) как минимум на 2 м.

Осуществляют проводку из основного горизонтального ствола 5 дополнительных стволов 6 в слабопроницаемые зоны 3. В основном горизонтальном стволе 5 располагают устройство контроля давления и температуры 7. Дополнительные стволы 6 бурят в одной горизонтальной плоскости с основным горизонтальным стволом 5 в слабопроницаемые зоны 3. При выборе расстояния между дополнительными стволами 6 учитывают технологические возможности бурового оборудования (на чертеже не показано) для их проводки. Кроме этого, учитывают возможность размещения фильтра, спускаемого на колонне труб (на чертеже не показано), а также пакера 8, который изолирует межтрубное пространство выше фильтра, расположенного в основном горизонтальном стволе 5.

Осуществляют закачку пара в горизонтальную скважину 4, причем объем закачиваемого теплоносителя не менее 10 т на 1 м суммарной длины горизонтального участка основного горизонтального ствола 5 и дополнительных стволов 6. После прогрева продуктивного пласта 2 прекращают подачу теплоносителя в скважину, производят термокапиллярную пропитку залежи и отбор продукции.

Таким образом, последовательно производят закачку пара, термокапиллярную пропитку и отбор продукции до полной выработки пласта 2. При этом закачку пара производят давлением, не превышающим давления гидроразрыва пласта, во избежание прорыва теплоносителя, а отбор продукции при давлении не ниже давления разрушения стенок дополнительных стволов 6 - минимального давления, приводящего к снижению продуктивности дополнительных стволов 6 горизонтальной скважины 4. Контроль за состоянием закачиваемого пара и отбираемого флюида осуществляют устройством контроля давления и температуры 7.

Пример конкретного выполнения

Предложенный способ разработки залежи высоковязкой нефти был рассмотрен на Ашальчинском месторождении, по результатам исследования которой определили участок со следующими геолого-физическими характеристиками:

глубина залегания 150 м средняя общая толщина пласта 15 м

нефтенасыщенная толщина пласта 8 м

значение начального пластового давления 0,5 МПа начальная пластовая температура 8°С плотность нефти в пластовых условиях 0,96 т/м³ коэффициент динамической вязкости нефти в пластовых условиях 27000 мПа⋅с коэффициент динамической вязкости воды в пластовых условиях 1 мПа⋅с значение средней проницаемости по керну в пласте 1600 мкм² значение средней пористости по керну в пласте 0,3 д. ед.

Исследовали залежь для выделения продуктивного пласта 2 со слабопроницаемыми зонами 3 с помощью пробуренных оценочных вертикальных скважин 1. Были выделены две слабопроницаемые зоны 3 с пониженной проницаемостью 500 мкм². Пробурили скважину 4 и разместили основной горизонтальный ствол 5 длиной 700 м на уровне слабопроницаемых зон 3 и выше водонефтяного контакта на 2 м, определенных с помощью оценочных вертикальных скважин 1. От основного горизонтального ствола 5 были пробурены в слабопроницаемые зоны 3 дополнительные стволы 6 длиной по 250 м. Скважину оборудовали устройством контроля давления и температуры 7. После обустройства скважины 4 производили закачку рабочего агента в объеме 200 т/сут в течение 60 дней, т.е. 12000 т. В качестве теплоносителя использовался пар с температурой 191 °C и сухостью 0,9 д. ед.

После прогрева залежи закачку пара прекратили для осуществления процесса термокапиллярной пропитки пласта 2 в течение 40 дней. По истечении 40 дней производили отбор продукции по насосно-компрессорным трубам (НКТ) из горизонтального ствола 5 скважины 4 в течение трех месяцев, после чего циклы закачки пара, термокапиллярной пропитки и отбора нефти повторили 5 раз.

Закачку пара производили в объеме не менее 10 т на 1 м суммарной длины горизонтального участка основного ствола для обеспечения достаточного прогрева высоковязкой нефти и создания ее текучести к забою скважины, так как уменьшение суммарного объема закачиваемого пара за процесс освоения пары скважин менее 10 т на 1 м длины пары горизонтального участка основного ствола приводит к кратному снижению добычи нефти.

Закачку теплоносителя производили по НКТ в горизонтальный участок 5 скважины 4 при давлении 1,2 МПа, не превышающем давление гидроразрыва продуктивного пласта 1,4 МПа. Отбор продукции осуществляли при давлении 0,25 МПа (не ниже давления разрушения стенок дополнительных стволов 0,2 МПа). Контроль за состоянием закачиваемого пара и отбираемого флюида осуществляли устройством контроля давления и температуры 7.

При исследовании выявлены преимущества способа перед наиболее близким аналогом: снижение неэффективной закачки пара в 1,2 раза (уменьшение паронефтяного отношения от 6 до 5 т/т), снижение процента обводненности добываемой продукции из пласта на 10% (от 85 до 76,5%), увеличение накопленной добычи нефти на 12,8% (от 36,8 до 41,5 тыс.т), что привело к увеличению коэффициента извлечения нефти на 0,15 д. ед., увеличению продолжительности эксплуатации месторождения, а также снижению затрат на прогрев пласта на 12%.

Предлагаемый способ разработки зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума позволяет вовлечь в разработку слабопроницаемые зоны, повысить равномерность вытеснения за счет бурения дополнительных горизонтальных стволов, повысить охват воздействием за счет расположения дополнительных стволов в горизонтальной плоскости, создать равномерную паровую камеру в неоднородном по проницаемости пласте, вовлечь в разработку запасы нефти, расположенные в ухудшенных геологических условиях.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - вовлечение в разработку слабопроницаемых зон, повышение равномерности вытеснения, повышение охвата воздействием, создание равномерной паровой камеры в неоднородном по проницаемости пласте. Способ разработки зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума включает определение в залежи зон с различной проницаемостью, строительство выше водонефтяного контакта горизонтальной скважины с дополнительными стволами, вскрывающими слабопроницаемые зоны, закачку теплоносителя и отбор продукции. Бурение дополнительных стволов производят в одной горизонтальной плоскости с основным горизонтальным стволом в слабопроницаемые зоны с проницаемостью, в два и более раз меньшей относительно средней проницаемости залежи. Закачку пара производят давлением, не превышающим давления гидроразрыва пласта, в объеме не менее 10 т на 1 м суммарной длины горизонтального участка основного ствола и дополнительных стволов, а отбор - при давлении не ниже давления разрушения стенок дополнительных стволов, причем между закачкой и отбором производят термокапиллярную пропитку залежи. 1 ил., 1 пр.

Способ разработки зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума, включающий определение в залежи зон с различной проницаемостью, строительство выше водонефтяного контакта горизонтальной скважины с дополнительными стволами, вскрывающими слабопроницаемые зоны, определение расстояния между дополнительными стволами с учетом технологических возможностей бурового оборудования для их проводки, последовательную закачку теплоносителя и отбор продукции, определение количества закачиваемого теплоносителя и отбираемой продукции из свойств вскрытых зон, отличающийся тем, что дополнительные стволы бурят в одной горизонтальной плоскости с основным горизонтальным стволом в слабопроницаемые зоны с проницаемостью, в два и более раз меньшей относительно средней проницаемости залежи, причем закачку пара производят давлением, не превышающим давления гидроразрыва пласта, в объеме не менее 10 т на 1 м суммарной длины горизонтального участка основного ствола и дополнительных стволов, а отбор при давлении не ниже давления разрушения стенок дополнительных стволов, причем между закачкой и отбором производят термокапиллярную пропитку залежи.