СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ СВЕРХВЯЗКОЙ НЕФТИ Российский патент 2018 года по МПК E21B43/24 E21B7/04 E21B47/06 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам увеличение добычи высоковязких нефтей или битумов на месторождении за счет расширения областей прогреваемых паром, для добычи из нее продукции.

Известен «Способ увеличения добычи высоковязкой нефти или битума» (патент RU №2477785, МПК Е21В 43/24, Е21В 33/138, опубл. Бюл. №8 от 20.03.2013), включающий бурение и подготовку залежи к эксплуатации по меньшей мере двумя смежными парами горизонтальных параллельных скважин, включающими нагнетательную скважину и расположенную в залежи ниже добывающую скважину, создание проницаемой зоны между нагнетательной скважиной и добывающей скважиной каждой пары скважин, нагнетание водяного пара по нагнетательным скважинам и одновременное извлечение углеводородов по добывающим скважинам, давление нагнетания водяного пара в нагнетательной скважине первой пары скважин превышает давление нагнетания в нагнетательной скважине второй смежной пары скважин, при этом при критических снижениях дебита высоковязкой нефти и обводнении продукции добывающих скважин в нагнетательную скважину первой пары скважин закачивают изолирующий состав и снижают давление нагнетания водяного пара, а в нагнетательной скважине второй пары скважин давление нагнетания водяного пара поднимают, при повторных критических снижениях дебита высоковязкой нефти и обводнении продукции добывающих скважин в нагнетательную скважину второй пары скважин закачивают изолирующий состав и снижают давление нагнетания водяного пара, а в нагнетательной скважине первой пары давление нагнетания водяного пара поднимают, при этом чередующиеся циклы снижения и подъема давления нагнетания водяного пара в нагнетательные скважины смежных пар скважин с предварительной закачкой изолирующего состава в нагнетательную скважину каждой пары скважин, в которой запланировано снижение давления закачиваемого водяного пара, повторяют не менее одного раза.

Недостатками данного способа являются необходимость постоянного контроля за обводненностью продукции, требующего привлечения высококвалифицированных специалистов, а также высокие требования к качеству и рецептуре изолирующих составов, так как несвоевременная обработка или обработка изолирующим составом не в нужной пропорции может привести к кольматации и продуктивных участков залежи, что приведет к значительному снижению коэффициента извлечения нефти (КИН) из залежи или к высоким затратам введения в эксплуатацию закольматированных продуктивных участков залежи.

Известен «Способ разработки залежи высоковязких нефтей и битумов» (патент RU №2439305, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №1 от 10.01.2012), включающий строительство добывающей скважины с вскрытым горизонтальным участком в продуктивном пласте и нагнетательной скважины с профилем, параллельным и аналогичным профилю добывающей скважины, но расположенным над ней в том же продуктивном пласте, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции пласта из добывающей скважины, при этом на расстоянии 180-200 м в продуктивном пласте бурят аналогичную и параллельную пару горизонтальных скважин, причем между добывающими горизонтальными скважинами равномерно располагают две нижние добывающие скважины с горизонтальными участками, параллельными горизонтальным участкам добывающих скважин, а между нагнетательными - одну верхнюю добывающую скважину с горизонтальным участком, параллельным горизонтальным участкам нагнетательных скважин, после чего все скважины используют под закачку теплоносителя в виде перегретого пара до создания парогазовой камеры над нагнетательными скважинами, после чего добывающие нижние и верхнюю скважины переводят под отбор нагретой продукции.

Недостатком данного способа являются высокие материальные затраты на освоение месторождения высоковязкой нефти или битума, так как требуется строительство большого количества дополнительных горизонтальных скважин между основными и на одном уровне с ними, без изучения свойств паровой камеры и условий добычи. Также затруднено получение термогидродинамической связи между дополнительными добывающими скважинами. Близкое расположение нижних горизонтальных добывающих скважин уменьшает начальные извлекаемые запасы на одну скважину.

Наиболее близким является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2531963, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №30 от 27.10.2014), включающий бурение парных горизонтальных скважин, расположенных друг над другом добывающих и нагнетательных, а также вертикальных наблюдательных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции за счет парогравитационногодренажа через добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры, при этом разработку месторождения сверхвязкой нефти ведут с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины и отбора жидкости из добывающих скважин с контролем объема паровой камеры. Наблюдательные скважины вскрывают ниже нижней добывающей горизонтальной как минимум на 0,5 м, но выше уровня водонефтяного контакта ВНК на 0,5-1 м. Дополнительно строят скважину между ближайшими парами горизонтальных скважин. Если площадь распространения паровой камеры в продуктивном пласте меньше расстояния между парами добывающих и нагнетательных скважин, то строят дополнительную горизонтальную скважину, если больше - то вертикальную, при этом дополнительные скважины вскрывают ниже нижней добывающей горизонтальной скважины, как минимум на 0,5 м, но не ниже уровня ВНК более чем на 0,5 м. Производят прогрев теплоносителем через дополнительные скважины до создания термогидродинамической связи с ближайшими парами горизонтальных скважин с последующим переводом на отбор продукции для обеспечения симметричного и равномерного распространения паровой камеры вокруг пар горизонтальных скважин. В качестве теплоносителя используется перегретый пар или пар с углеводородным растворителем, или пар с инертным газом.

Недостатками способа являются снижение эффективности извлечения нефти, так как на поздней стадии разработки залежей сверхвязкой нефти происходит снижение добычи нефти, остаются невыработанными участки пласта в ряду между парными горизонтальными скважинами, высокие материальные затраты на бурение дополнительных скважин и их наземное обустройство.

Технической задачей изобретения является создание способа разработки месторождения сверхвязкой нефти на поздней стадии со значительным увеличением отбора продукции пласта и КИН по месторождению без больших затрат за счет ввода участков залежи, не охваченных прогревом и добычей.

Техническая задача решается способом разработки залежи сверхвязкой нефти, включающим строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, оснащенных в горизонтальной части соответствующими фильтрами-хвостовиками, прогрев залежи закачкой теплоносителя - пара в обе скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, закачку пара через нагнетательные скважины, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры.

Новым является то, что после выработки участка залежи в одной из пар скважин останавливают закачку пара и отбор жидкости, после снижения температуры в добывающейскважинениже 80°С из остывшей добывающей скважины извлекают фильтр-хвостовик, из добывающей скважины производят бурение нового горизонтального ствола, оснащаемого в последствии фильтром-хвостовиком, в направлении не охваченных разработкой участков, производят закачку пара в обе скважины для получения гидродинамической связи между стволами и поддержания необходимой температуры, закачивают пар через нагнетательную скважину и осуществляют отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через новый ствол добывающей скважины с контролем за состоянием паровой камеры.

На Фиг. 1 изображена схема реализации способа (вид сверху)

На Фиг. 2 изображена схема реализации способа в поперечном разрезе.

Способ реализуют следующим образом.

Способ разработки залежи 1 (фиг. 2) высоковязкой нефти, включает строительство горизонтальных добывающей 2 и расположенной выше нагнетательной 3 скважин с установкой фильтров-хвостовиков 4 (фиг. 1 и 2), располагаемых в горизонтальном участке соответствующей скважины 2 и 3. Прогрев залежи 1 (фиг. 2) производят закачкой теплоносителя (пара) в обе скважины 2 и 3 с прогревом продуктивного пласта залежи 1 и созданием паровой камеры (не показана). После чего закачку пара осуществляют через нагнетательную скважину 3, отбирают продукцию за счет парогравитационного дренажа через добывающую скважину 2 и контроль за состоянием паровой камеры (например, не показанными на фигурах датчиками температурыи/или давления, спускаемыми в добывающую скважину 2 и/или нагнетательную скважину 3 при строительстве).

После выработки участка залежи 1 в скважинах 3 и 2 останавливают соответственно закачку пара и отбор жидкости, после снижения температуры в добывающей скважине 2 ниже 80°С из нее извлекают фильтр-хвостовик 4. Из остывшей добывающей скважины 2 производят бурение нового горизонтального ствола 5 (фиг. 1), оснащаемого в последствии фильтром-хвостовиком 4, в направлении не охваченных разработкой участков залежи 1. Далее производят закачку пара в обе скважины 2 и 3 со стволами 5 для получения гидродинамической связи между стволом4нагнетательной скважины 3 и стволом 5 добывающей скважины 2 и поддержания необходимой температуры. После чего закачивают пар через нагнетательную скважину 2 и осуществляют отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через новую добывающую скважину 3 с участком 5, осуществляя контроль за состоянием паровой камеры (например, не показанными на фигурах датчиками температуры и/или давления, спускаемыми в стволы 5 соответствующих скважин 2 и 3 при строительстве).

На Ашальчинской залежи 1 битума (фиг. 2), находящемся на глубине 90 м, залежь 1 представлена неоднородными пластами толщиной 20-30 м пластовой температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0,7 д. ед., пористостью 30%, проницаемостью 2,65 мкм², плотностью битума в пластовых условиях 960 кг/м3, вязкостью 22000 мПа, пробурили пару горизонтальных скважин верхнюю нагнетательную скважину 3 на абсолютной отметке 12 метров и нижнюю добывающую скважину 2 на абсолютной отметке 8 метров с горизонтальными участками, снабженными соответствующими фильтрами-хвостовиками 4 (фиг. 1 и 2) длинной 500 метров, которые расположены друг над другом. Прогрев залежи 1 (фиг. 2) произвели закачкой пара в объеме 7500 т и при температуре 220°С в обе скважины 2 и 3 с прогревом продуктивного пласта залежи 1 и созданием паровой камеры через 2 мес. Далее производили закачку пара в объеме 70 т/сут через нагнетательную скважину 3 с отбором продукции через добывающую скважину 2 в объеме 120 т/сут. После выработки запасов с участка залежи 1 закачку пара и отбор продукции прекратили. После снижения температуры в нагнетательной скважине 3 до 90°С, а в добывающей - до 70°С, из скважины 2 извлекли фильтр-хвостовик 4. Потом пробурили из существующей эксплуатационной колонны скважины 2 (фиг. 1) новый горизонтальный ствол 5 в направлении не введенного в разработку участка залежи 1, который оснастили фильтром-хвостовиком (не показан) длиной 500 м. Горизонтальный ствол 5 скважины 2 расположили на расстоянии 5 м выше. Далее осуществили закачку пара в суммарном объеме 3300 т в добывающую скважину 2 и начали постоянную закачку пара в нагнетательную скважину 3 в объеме 70 т/сут для получения гидродинамической связи между стволом 4 нагнетательной скважины 3 и стволом 5 добывающей скважины 2 и поддержания необходимой температуры. После чего производиться постоянная закачка пара в объеме 70 т/сут через нагнетательную скважину 3 и осуществляется отбор продукции за счет паро-гравитационного дренажа через новую добывающую скважину 2 со стволом 5 в объеме 120 т/сут. Контроль за состоянием паровой камеры осуществлялся датчиками температуры и давления на оптико-волоконном кабеле (не показан), спущенном в ствол 5 добывающей скважины 2.

В результате реализации получили 30 тыс.т дополнительно добытой продукции залежи, а КИН увеличился с 0,28 до 0,49.

Предполагаемый способ разработки сверхвязкой нефти позволяет значительно увеличить отбор продукции пласта и КИН по месторождению без больших затрат за счет ввода участков залежи, не охваченных прогревом и добычей.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение отбора продукции пласта и коэффициента извлечения нефти по месторождению без больших затрат за счет ввода участков залежи, не охваченных прогревом и добычей. Способ разработки залежи сверхвязкой нефти на поздней стадии включает строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, оснащенных в горизонтальной части соответствующими фильтрами-хвостовиками, прогрев залежи закачкой теплоносителя - пара в обе скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, закачку пара через нагнетательные скважины, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль состояния паровой камеры. После выработки участка залежи в одной из пар скважин останавливают закачку пара и отбор жидкости. После снижения температуры в добывающей скважине ниже 80°С из остывшей добывающей скважины извлекают фильтр-хвостовик. Из добывающей скважины производят бурение нового горизонтального ствола, оснащаемого впоследствии фильтром-хвостовиком, в направлении не охваченных разработкой участков. Производят закачку пара в обе скважины для получения гидродинамической связи между стволами и поддержания необходимой температуры. Закачивают пар через нагнетательную скважину и осуществляют отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через новый ствол добывающей скважины с контролем состояния паровой камеры. 2 ил., 1 пр.

Способ разработки залежи сверхвязкой нефти на поздней стадии, включающий строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, оснащенных в горизонтальной части соответствующими фильтрами-хвостовиками, прогрев залежи закачкой теплоносителя - пара в обе скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, закачку пара через нагнетательные скважины, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль состояния паровой камеры, отличающийся тем, что после выработки участка залежи в одной из пар скважин останавливают закачку пара и отбор жидкости, после снижения температуры в добывающей скважине ниже 80°С из остывшей добывающей скважины извлекают фильтр-хвостовик, из добывающей скважины производят бурение нового горизонтального ствола, оснащаемого впоследствии фильтром-хвостовиком, в направлении не охваченных разработкой участков, производят закачку пара в обе скважины для получения гидродинамической связи между стволами и поддержания необходимой температуры, закачивают пар через нагнетательную скважину и осуществляют отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через новый ствол добывающей скважины с контролем состояния паровой камеры.