Способ разработки залежи сверхвязкой нефти Российский патент 2020 года по МПК E21B43/24 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к термическим способам добычи сверхвязкой нефти и/или битума.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU № 2062865, МПК Е21В 43/20, опубл. 27.06.1996 в бюл. №36), в соответствии с которым на залежь высоковязкой нефти бурят вертикальные нагнетательные и горизонтальные добывающие скважины, теплоноситель закачивают через нагнетательные скважины и одновременно периодически через горизонтальные скважины до прорыва теплоносителя к вертикальным добывающим скважинам. После прорыва теплоносителя через нагнетательные скважины закачивают вытесняющий агент, а через горизонтальные скважины осуществляют отбор песка и пластового флюида.

Недостатком этого способа является то, что он не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с достижением высокой нефтеотдачи. Вероятен быстрый прорыв теплоносителя из нагнетательной скважины в добывающую, что снижает его эффективность и увеличивает затраты на реализацию.

Также известен способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU № 2334095, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.09.2008 в бюл. №26), включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, причем горизонтальный ствол добывающей скважины проводят в 1,5-2,5 м над подошвой продуктивного пласта, горизонтальный ствол перфорируют, выше горизонтального ствола добывающей скважины на 3,5-4,5 м размещают низ вертикальной нагнетательной скважины, перфорированной в интервале 0,5-1,5 м от низа, вертикальную нагнетательную скважину размещают от вертикального ствола добывающей скважины на расстоянии, большем 2/3 длины горизонтального участка добывающей скважины, вплоть до конца горизонтального ствола, при этом в качестве рабочего агента используют пар в чередовании с воздухом.

Недостатком способа является вероятность быстрого прорыва теплоносителя из-за небольшого расстояния между забоем добывающей и нагнетательной скважин (3,5-4,5 м). В связи с этим - высокие затраты и малая эффективность.

Также известен способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2678739, МПК Е21В 43/24, Е21В 7/04, Е21В 47/06, опубл. 31.01.2019 в бюл. № 4), включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин с вскрытием участков этих скважин, расположенных в залежи, сначала производят бурение горизонтальных добывающих скважин с расстояниями между ними в плане 70-80 м с расположением в залежи как минимум на 1 м выше подошвы или уровня водонефтяного контакта, вертикальные нагнетательные скважины располагают между горизонтальными скважинами на расстоянии 35-40 м от средней части ствола добывающих скважин, по глубине определяют максимальное давление, исключающее нарушение целостности породы залежи, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины осуществляют в количестве 20-40 т/сут, отбор через горизонтальные скважины, расположенные у нагнетательной скважины, ведут поочередно до снижения температуры по стволу скважины ниже 50 ^oС и/или дебита по нефти до 0,5-1 т/сут хотя бы в одной горизонтальной добывающей скважине в залежи, при этом в другие горизонтальные добывающие скважины закачивают пар с максимально возможным объемом при давлении, исключающем нарушение целостности породы залежи, после чего горизонтальные скважины останавливают на термокапиллярную пропитку, после которой горизонтальные скважины на закачку и отбор меняют до следующего переключения, далее циклы повторяют.

Недостатками способа являются неравномерный прогрев области дренирования горизонтальной скважины, высокие материальные затраты на обустройстве двух кустовых площадок для размещения устьев горизонтальных скважин.

Наиболее близким является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2506417, МПК Е21В 43/16, опубл. 10.02.2014 в бюл. №4), включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин и наклонно-горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор жидкости через добывающие скважины, при этом определяют уровень водонефтяного контакта - ВНК, добывающую наклонно-горизонтальную от устья к забою скважину бурят с расположением как минимум на 2-3 м выше уровня ВНК, вертикальную нагнетательную скважину бурят с расположением забоя над забоем добывающей скважины выше на 5-8 м, перфорируют добывающую скважину по всей длине наклонного участка, нагнетательную вертикальную скважину перфорируют в зоне пласта в направлении устья добывающей скважины, поэтапно по мере прорыва рабочего агента или обводнения продукции выше 95 % забой добывающей наклонно-горизонтальной скважины отсекают выше зоны прорыва или обводнения, а зону вскрытия нагнетательной скважины отсекают снизу на 1/3-1/2 часть всей ее длины, при выработке всей вырабатываемой зоны устье добывающей наклонно-горизонтальной скважины переводят под нагнетание рабочего агента.

Недостатками способа являются неравномерный прогрев области дренирования горизонтальной добывающей скважины, вероятность быстрого прорыва нагнетаемого в вертикальную нагнетательную скважину пара к забою добывающей горизонтальной скважины.

Техническими задачами способа являются повышение эффективности разработки залежи сверхвязкой нефти за счет увеличения зоны прогрева области дренирования горизонтальной добывающей скважины, снижение процента обводненности добываемой продукции из пласта за счет исключения прорыва теплоносителя в добывающую скважину.

Технические задачи решаются способом разработки залежи сверхвязкой нефти, включающим определение уровня водонефтяного контакта, бурение вертикальных нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин с вскрытием участков этих скважин, расположенных в залежи, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор жидкости через добывающие скважины.

Новым является то, что бурение горизонтальных добывающих скважин производят с расстояниями между ними в плане 50-90 м с расположением в залежи как минимум на 1 м выше подошвы или уровня водонефтяного контакта, снабжают вскрытые участки скважин фильтрами, вертикальные нагнетательные скважины бурят между горизонтальными добывающими скважинами на расстоянии 25-45 м от ствола горизонтальных скважин над началом фильтра и над забоем добывающих скважин, вскрытые продуктивные интервалы в вертикальных скважинах снабжают фильтрами, по глубине залегания залежи определяют максимальное давление, исключающее нарушение целостности породы залежи, закачку рабочего агента через вертикальные скважины осуществляют в количестве 20-40 т/сут, закачку рабочего агента через горизонтальные скважины осуществляют в количестве 60-100 т/сут, после осуществления прогрева в течение двух месяцев горизонтальные скважины останавливают на термокапиллярную пропитку продолжительностью один месяц, далее горизонтальные скважины запускают на отбор жидкости до снижения температуры по стволу скважины ниже 50 °С и/или дебита по нефти до 0,5-1 т/сут хотя бы в одной горизонтальной добывающей скважине, далее циклы закачки и термокапиллярной пропитки повторяют.

На фиг. 1 изображена схема расположения скважин в залежи (вид сверху).

На фиг. 2 изображена схема расположения горизонтальной и вертикальной скважин в залежи (вид сбоку).

Способ реализуют следующим образом.

По геологическим данным, выбирают залежь 1 (фиг. 1) сверхвязкой нефти. Производят бурение горизонтальных скважин 2 (фиг. 2) и 2' с расстояниями между ними в плане 50-90 м с расположением в залежи 1 как минимум на 1 м (для исключения прорыва пара) выше подошвы 3 (фиг. 1) или уровня 3 водонефтяного контакта (ВНК). Снабжают вскрытые участки горизонтальных скважин 2 (фиг. 1) и 2ꞌ (фиг. 2) фильтрами 4 (фиг. 1). Вертикальные нагнетательные скважины 5 (фиг. 2) и 5ꞌ бурят между горизонтальными добывающими скважинами 2 и 2' на расстоянии 25-45 м от ствола горизонтальных скважин 2 и 2' в начале фильтра 4 (фиг. 1) и ближе к забою добывающих скважин 2 (фиг. 2) и 2'. При этом вскрытый продуктивный интервал в вертикальных скважинах 5 и 5ꞌ снабжают фильтрами 4 (фиг. 1). По глубине залегания залежи 1 определяют максимальное давление, исключающее нарушение целостности породы залежи 1. Закачку рабочего агента через вертикальные скважины 5 (фиг. 2) и 5ꞌ осуществляют в количестве 20-40 т/сут (максимально возможное количество для вертикальных скважин 5 и 5ꞌ в залежи 1 сверхвязкой нефти), закачку рабочего агента через горизонтальные скважины 2 и 2' осуществляют в количестве 60-100 т/сут.

После осуществления прогрева закачкой рабочего агента (например, пара) в течение двух месяцев горизонтальные скважины 2 и 2' останавливают на термокапиллярную пропитку продолжительностью один месяц. Далее горизонтальные скважины 2 и 2' запускают на отбор жидкости до снижения температуры по стволу скважины ниже 50 °С и/или дебита по нефти до 0,5-1 т/сут хотя бы в одной горизонтальной добывающей скважине 2. При фиксировании снижения температуры по стволу скважины ниже 50 °С и/или дебита по нефти до 0,5-1 т/сут в горизонтальной скважине, например, горизонтальной скважине 2, ее останавливают и переводят под закачку рабочего агента продолжительностью два месяца, далее останавливают на термокапиллярную пропитку продолжительностью один месяц, после которой горизонтальную скважину 2 переводят под отбор жидкости до следующего цикла. Далее циклы повторяют.

Пример конкретного выполнения.

На Аверьяновской залежи сверхвязкой нефти, находящейся на глубине 141 м, со средней нефтенасыщенной толщиной 10,2 м, пластовой температурой 9°С, давлением 0,95 МПа, нефтенасыщенностью 0,66 д. ед., пористостью 32%, проницаемостью 2,9 мкм2, плотностью битума в поверхностных условиях 949 кг/м3, вязкостью 15303 мПа, произвели бурение горизонтальных скважин 2, 2', 2'', 2''' и 2'''' (фиг. 2) с расстояниями между ними в плане 50 м, 70 м, 80 м, 90 м соответственно, с расположением в залежи 1 (фиг. 1) как минимум на 1 м выше подошвы 3 или уровня 3 водонефтяного контакта (ВНК). Снабжают вскрытые участки горизонтальных скважин 2, 2', 2'', 2''' и 2'''' (фиг. 2) фильтрами 4 (фиг. 1). Вертикальные нагнетательные скважины 5 и 5ꞌ, 6 и 6ꞌ, 7 и 7ꞌ, 8 и 8ꞌ (фиг. 2) пробурили между горизонтальными добывающими скважинами 2 и 2', 2' и 2'', 2'' и 2''', 2''' и 2'''' соответственно на расстоянии 25 м (между добывающими скважинами 2 и 2'), 35 м (между добывающими скважинами 2' и 2''), 40 м (между добывающими скважинами 2'' и 2''') , 45 м (между добывающими скважинами 2''' и 2'''') от стволов горизонтальных скважин 2, 2', 2'', 2''' и 2'''' в начале фильтра 4 (фиг. 1) и ближе к забою добывающих скважин 2, 2', 2'', 2''' и 2'''' (фиг. 2). При этом вскрытый продуктивный интервал в вертикальных скважинах 5, 5ꞌ, 6, 6ꞌ, 7, 7ꞌ, 8, 8ꞌ (фиг. 2) снабдили фильтрами 4 (фиг. 1). По глубине залегания залежи 1 определили максимальное давление, исключающее нарушение целостности породы залежи 1. Закачку рабочего агента через вертикальные скважины 5 и 5ꞌ, 6 и 6ꞌ, 7 и 7ꞌ, 8 и 8ꞌ (фиг. 2) осуществили в количестве 20 т/сут (для вертикальных скважин 5 и 5ꞌ, 6 и 6ꞌ), 30 т/сут (для вертикальных скважин 7 и 7ꞌ), 40 т/сут (для вертикальных скважин 8 и 8ꞌ). Закачку рабочего агента через горизонтальные скважины 2, 2', 2'', 2''' и 2'''' осуществили в количестве 60 т/сут (для горизонтальных скважин 2, 2 ꞌ), 85 т/сут (для горизонтальных скважин 2ꞌꞌ, 2ꞌꞌꞌ), 100 т/сут (для горизонтальной скважины 2ꞌꞌꞌꞌ).

После прогрева закачкой рабочего агента в течение двух месяцев горизонтальные скважины 2, 2', 2'', 2''' и 2'''' остановили на термокапиллярную пропитку продолжительностью один месяц. Далее горизонтальные скважины 2, 2', 2'', 2''' и 2'''' запустили на отбор жидкости до снижения температуры по стволу скважины ниже 50 °С и дебита по нефти до 0,5-1 т/сут в горизонтальных скважинах 2', 2''', 2''''. В скважине 2' температура снизилась до 47 °С, дебит до 1 т/сут, в скважине 2'' температура снизилась до 45 °С , дебит до 0,8 т/сут, в скважине 2''' температура снизилась до 38 °С, дебит до 0,7 т/сут, в скважине 2'''' температура снизилась до 39 °С, дебит до 0,5 т/сут. После фиксирования снижения температуры по стволу скважины и/или дебита по нефти произвели остановку горизонтальных скважин 2', 2'', 2''', 2'''' и перевели под закачку пара в течение двух месяцев, после которой горизонтальные скважины 2', 2'', 2''', 2'''' остановили на термокапиллярную пропитку продолжительностью один месяц, после которой запустили на отбор жидкости. Далее циклы повторили.

Предлагаемый способ разработки залежи сверхвязкой нефти повышает эффективность разработки залежи сверхвязкой нефти за счет увеличения зоны прогрева области дренирования горизонтальной добывающей скважины, снижает процент обводненности добываемой продукции из пласта за счет исключения прорыва теплоносителя в добывающую скважину.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к термическим способам добычи сверхвязкой нефти и/или битума. Техническим результатом является повышение эффективности разработки залежи сверхвязкой нефти за счет увеличения зоны прогрева области дренирования горизонтальной добывающей скважины, снижение процента обводненности добываемой продукции из пласта за счет исключения прорыва теплоносителя в добывающую скважину. Способ включает определение уровня водонефтяного контакта, бурение вертикальных нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин с вскрытием участков этих скважин, расположенных в залежи, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор жидкости через добывающие скважины. Бурение горизонтальных добывающих скважин производят с расстояниями между ними в плане 50-90 м с расположением в залежи как минимум на 1 м выше подошвы или уровня водонефтяного контакта, снабжают вскрытые участки скважин фильтрами, вертикальные нагнетательные скважины бурят между горизонтальными добывающими скважинами на расстоянии 25-45 м от ствола горизонтальных скважин над началом фильтра и над забоем добывающих скважин, вскрытые продуктивные интервалы в вертикальных скважинах снабжают фильтрами, по глубине залегания залежи определяют максимальное давление, исключающее нарушение целостности породы залежи, закачку рабочего агента через вертикальные скважины осуществляют в количестве 20-40 т/сут, закачку рабочего агента через горизонтальные скважины осуществляют в количестве 60-100 т/сут, после осуществления прогрева в течение двух месяцев горизонтальные скважины останавливают на термокапиллярную пропитку продолжительностью 1 месяц, далее горизонтальные скважины запускают на отбор жидкости до снижения температуры по стволу скважины ниже 50 °С и/или дебита по нефти до 0,5-1 т/сут хотя бы в одной горизонтальной добывающей скважине, далее циклы закачки и термокапиллярной пропитки повторяют. 2 ил.

Способ разработки залежи сверхвязкой нефти, включающий определение уровня водонефтяного контакта, бурение вертикальных нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин с вскрытием участков этих скважин, расположенных в залежи, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор жидкости через добывающие скважины, отличающийся тем, что бурение горизонтальных добывающих скважин производят с расстояниями между ними в плане 50-90 м с расположением в залежи как минимум на 1 м выше подошвы или уровня водонефтяного контакта, снабжают вскрытые участки скважин фильтрами, вертикальные нагнетательные скважины бурят между горизонтальными добывающими скважинами на расстоянии 25-45 м от ствола горизонтальных скважин над началом фильтра и над забоем добывающих скважин, вскрытые продуктивные интервалы в вертикальных скважинах снабжают фильтрами, по глубине залегания залежи определяют максимальное давление, исключающее нарушение целостности породы залежи, закачку рабочего агента через вертикальные скважины осуществляют в количестве 20-40 т/сут, закачку рабочего агента через горизонтальные скважины осуществляют в количестве 60-100 т/сут, после осуществления прогрева в течение двух месяцев горизонтальные скважины останавливают на термокапиллярную пропитку продолжительностью один месяц, далее горизонтальные скважины запускают на отбор жидкости до снижения температуры по стволу скважины ниже 50 °С и/или дебита по нефти до 0,5-1 т/сут хотя бы в одной горизонтальной добывающей скважине, далее циклы закачки и термокапиллярной пропитки повторяют.