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

Изобретение относится к технологиям разработки нефтяных пластов с помощью добывающих и нагнетательных скважин. Разработанный способ разработки может быть использован на нефтяных месторождениях, где добыча высоковязкой нефти из пластов ведется тепловым методом вытеснения нефти горячей водой или перегретым паром.

Известна конструкция многозабойной скважины с двумя горизонтальными стволами (патент RU № 2585297, МПК Е21В 43/12, Е21В 43/26, опубл. 27.05.2016, бюл. № 15), включающая обсаженные вертикальную и наклонную части основного ствола и наклонную часть бокового ствола, хвостовики, спущенную в скважину лифтовую колонну, окно, расположенное в стыке основного ствола с наклонной частью бокового ствола, узел миниатюрного окна, пакер и гибкий рукав, основной и боковой стволы заканчиваются горизонтальными стволами, в качестве узла миниатюрного окна использован закрепленный напротив окна обсадной колонны основного ствола при помощи гидравлического пакера и крепления ствол-узел с миниатюрным окном и внутренними направляющими сквозными и отклоняющими пазами, внутри ствол-узла размещен гибкий изолирующий рукав-насадка с наружными выступами, соответствующими пазам ствола-узла, который соединяет лифтовую колонну с хвостовиком основного ствола и имеет возможность обеспечения герметичного соединения с хвостовиком другого ствола, кроме того, в горизонтальной части основного и бокового стволов установлены компоновки для проведения многостадийного гидравлического разрыва пласта - ГРП, состоящие из открывающихся под действием сбрасываемых шаров муфт, набухающих пакеров для заколонной изоляции стадий ГРП и расширяемого крепления хвостовика.

Недостатками являются недостаточное тепловое воздействие на высоковязкую нефть, высокая доля остаточной, не вовлеченной в движение нефти - в подошвенной части пласта.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU № 2646151, МПК Е21В 43/24, Е21В 7/04, опубл. 01.03.2018, бюл. № 7), включающий закачку в пласт вытесняющего агента, например пара, через вышележащий горизонтальный ствол многофункциональной скважины и отбор пластовой нефти из нижележащего горизонтального ствола скважины, расположенного параллельно верхнему стволу, по длине полосообразного элемента нефтяной залежи или выбранному направлению залежи располагают многофункциональные скважины с двумя горизонтальными стволами последовательно друг за другом так, чтобы в зоне пласта расстояния по горизонтали между стволами по закачке вытесняющего агента и отбору нефти были одинаковыми, причем стволы по закачке вытесняющего агента должны располагаться со смещением на половину расстояния между стволами относительно нижележащих стволов по отбору нефти, благодаря чему вертикальная проекция каждого ствола по закачке вытесняющего агента на плоскость со стволами по отбору нефти окажется на равном расстоянии от стволов по отбору нефти.

Недостатками способа являются недостаточная область прогрева целевого пласта, при которой зона прогрева паровой камеры будет удалена от области дренирования добывающей скважины и, как следствие, большая доля невовлеченных запасов.

Наиболее близким является способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума (патент RU № 2657307, МПК Е21В 43/24, Е21В 7/04, Е21В 49/00, опубл. 13.06.2018, бюл. № 17), включающий геофизические исследования залежи, по геофизическим исследованиям и по данным отбора керна определяют среднюю нефтенасыщенную толщину залежи, выделяют участки с начальной нефтенасыщенной толщиной более 10 % выше средней по залежи, выбирают из этих участков те, которые находятся на расстоянии от горизонтального ствола не более 90 % расстояния между соседними горизонтальными скважинами, производят бурение основных горизонтальных стволов скважин выше водонефтяного контакта, осуществляют бурение из основных горизонтальных стволов дополнительных боковых стволов, при выборе расстояния между дополнительными стволами учитывают технологические возможности бурового оборудования для их проводки, осуществляют последовательную закачку теплоносителя и отбор продукции из горизонтальных скважин, причем зенитный угол дополнительных стволов выбирают в зависимости от плотности закачиваемого теплоносителя.

Техническими задачами являются повышение эффективности разработки залежи сверхвязкой нефти, увеличение охвата залежи тепловым воздействием за счет бурения дополнительных стволов, увеличение коэффициента извлечения нефти за счет включения в разработку ранее неохваченных воздействием зон, а также снижение материальных затрат за счет исключения необходимости бурения новых скважин.

Поставленные технические задачи решаются способом разработки залежи сверхвязкой нефти, включающим геофизические исследования залежи, определение по геофизическим исследованиям и по данным отбора керна средней нефтенасыщенной толщины залежи, бурение основных горизонтальных стволов скважин выше водонефтяного контакта, осуществление бурения дополнительных боковых стволов из основных горизонтальных стволов скважин, при выборе расстояния между дополнительными стволами учет технологических возможностей бурового оборудования для их проводки, осуществление последовательной закачки теплоносителя и отбор продукции из горизонтальных скважин.

Новым является то, что дополнительно по геофизическим исследованиям и по данным отбора керна получают уточнение контуров нефтеносности и начальный объем извлекаемых запасов нефти, основные горизонтальные стволы скважин размещают на расстоянии по горизонтали 100-150 м друг от друга выше уровня водонефтяного контакта, не приводящего к прорыву нижележащих пластовых вод, в основные горизонтальные стволы скважин осуществляют периодическую закачку теплоносителя и отбор продукции, при эксплуатации основных стволов горизонтальных скважин 1-2 раза в месяц производят уточнение текущих извлекаемых запасов, 3-5 раз в месяц производят замер обводненности добываемой продукции по каждой скважине, далее при достижении обводненности в одной из скважин в пределах 80-100 % производят бурение дополнительных боковых горизонтальных стволов скважин в подошвенной части пласта на расстоянии по горизонтали 10-50 м от основных горизонтальных стволов скважин, при этом выдерживают угол между линией, соединяющей забои основного горизонтального ствола и дополнительного бокового горизонтального ствола и ее проекцией по горизонтали, в диапазоне 50-70°, в дополнительных боковых горизонтальных стволах размещают оптоволоконный кабель, проводят термобарические измерения и посредством оптоволоконного кабеля осуществляют контроль температуры.

На фиг. 1 изображена схема расположения основных горизонтальных и дополнительных боковых горизонтальных скважин в залежи (вид сверху).

На фиг. 2 изображена схема расположения основных горизонтальных и дополнительных боковых горизонтальных скважин в залежи (вид сбоку).

Способ осуществляют следующим образом.

На залежи сверхвязкой нефти бурят оценочные скважины 1 (фиг. 1) с отбором кернов продуктивных пластов. Проводят геофизические исследования скважин 1. По результатам обобщения полученных материалов и лабораторных исследований керна получают предварительные геометрические и геолого-физические параметры продуктивной залежи 2 (фиг. 1) сверхвязкой нефти, уточняют контуры нефтеносности, определяют место размещения горизонтальных 3 и 4 скважин и начальный объем извлекаемых запасов нефти.

В кровельной части пласта размещают (производят бурение) горизонтальные 3 и 4 скважины на расстоянии 100-150 м друг от друга выше уровня водонефтяного контакта 5 (фиг. 2), не приводящего к прорыву нижележащих пластовых вод. В основные горизонтальные стволы скважин 3, 4 (фиг. 1) осуществляют периодическую закачку теплоносителя и отбор продукции. Периодичность рассчитывается исходя из конкретных условий, при которой продолжительность закачки позволяет произвести прогрев целевой области продуктивного пласта и последующий отбор продукции. Для месторождений Республики Татарстан периодичность работы скважин 3, 4 в режиме пароциклики составляет 1-4 месяца отбор-закачка. При эксплуатации основных горизонтальных стволов скважин 1-2 раза в месяц производят уточнение текущих извлекаемых запасов, 3-5 раз в месяц производят замер обводненности добываемой продукции по каждой скважине, а также ежедневный замер дебита. Далее при достижении обводненности в одной из скважин 3, 4 в пределах 80-100 %, т.е. при достижении значения обводненности ниже предела рентабельности, производят бурение дополнительных боковых горизонтальных стволов 6 и 7 скважин, которые располагают в подошвенной части 8 пласта (фиг. 2).

Дополнительные боковые горизонтальные стволы скважин 6 и 7 располагают в подошвенной части 8 пласта на расстоянии по горизонтали 10-50 м от основных горизонтальных стволов скважин 3 и 4 соответственно, позволяющем создать гидродинамическую связь дополнительных боковых стволов 6 и 7 с основными горизонтальными скважинами 3 и 4, но исключающем прорыв теплоносителя. При этом выдерживают угол между линией, соединяющей забои основного горизонтального ствола 3, 4 и дополнительного бокового горизонтального ствола 6, 7 соответственно и ее проекцией по горизонтали (проекцией линии), в диапазоне 50-70°. Контроль угла производят с помощью проведения замера инклинометрии в процессе бурения дополнительных боковых горизонтальных стволов 6, 7. Бурение боковых горизонтальных стволов с таким углом позволит увеличить охват залежи тепловым воздействием, в конечном итоге - повысить эффективность разработки залежи сверхвязкой нефти.

Переводят основные горизонтальные скважины 3 и 4 под закачку теплоносителя, пробуренные дополнительные боковые горизонтальные стволы скважин 6 и 7 используют в качестве добывающих скважин. В дополнительных боковых горизонтальных стволах скважин 6 и 7 размещают оптоволоконный кабель (на фиг. 1, 2 не показано) и насосно-компрессорные трубы с насосом и датчиками температуры (на фиг. 1, 2 не показаны). Проводят термобарические измерения по определению распределения давления и температуры по стволу скважин 6, 7 и посредством оптоволоконного кабеля осуществляют контроль температуры (выявляют зоны дополнительных горизонтальных стволов скважин 6 и 7 с максимальной и минимальной температурой для исключения прорыва теплоносителя).

Пример практического применения.

На залежи сверхвязкой нефти провели сейсморазведочные работы. Залежь сверхвязкой нефти представлена продуктивным пластом с неоднородными терригенными отложениями. Абсолютная проницаемость коллектора составляет 2886 мД, средняя нефтенасыщенная толщина - 9,1м, начальное пластовое давление - 0,4 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях - 15000 мПа*с, начальная пластовая температура - 8°С. Производят бурение 3 оценочных вертикальных скважин. По геофизическим исследованиям и по данным отбора керна получили уточнение контуров нефтеносности, определили начальный объем извлекаемых запасов нефти.

Залежь разбурили 10 горизонтальными скважинами с расстоянием между скважинами по горизонтали 150 м (на практике горизонтальные скважины размещали на расстоянии 100 м, 125 м) выше водонефтяного контакта на 10 м, не приводящего к прорыву нижележащих пластовых вод. Эксплуатацию скважин вели путем периодической закачки теплоносителя и отбора продукции. При эксплуатации основных горизонтальных скважин 1 раз в месяц определяли объем остаточных запасов нефти (также 2 раза в месяц), 3 раза в месяц производили замер обводненности добываемой продукции по каждой скважине (на практике также 4, 5 раз в месяц), осуществляли ежедневный замер дебита. Через 5 лет разработки залежи накопленный отбор нефти составил 7 % (коэффициент извлечения нефти = 0,07). Обводненность в пяти скважинах составила 80, 85, 87, 92, 100 %, дебит упал в среднем по скважинам на 30 %. Эксплуатация скважин стала нерентабельной. Провели зарезку дополнительных боковых горизонтальных стволов (ответвлений) из пяти основных горизонтальных стволов в подошвенной части пласта на расстоянии по горизонтали 10 м, 15 м, 25 м, 35 м, 50 м от основных горизонтальных стволов скважин, при этом выдерживали угол между линией, соединяющей забои основного горизонтального ствола и дополнительного бокового горизонтального ствола и ее проекцией по горизонтали, в диапазоне 50°, 55°, 60°, 65°, 70° соответственно. Скважины с дополнительными боковыми горизонтальными стволами запустили в работу, в результате КИН повысился в среднем на 15 %. В дополнительные боковые горизонтальные скважины разместили оптоволоконный кабель, провели термобарические измерения, осуществили контроль температуры.

Предлагаемый способ разработки залежи сверхвязкой нефти, позволяет увеличить охват залежи тепловым воздействием за счет бурения дополнительных боковых горизонтальных стволов, увеличить коэффициент извлечения нефти за счет включения в разработку ранее неохваченные воздействием зоны, а также снизить материальные затраты за счет исключения необходимости бурения новых скважин.

Изобретение относится к технологиям разработки нефтяных пластов с помощью добывающих и нагнетательных скважин. Изобретение содержит способ разработки залежи сверхвязкой нефти. Способ разработки может быть использован на нефтяных месторождениях, где добыча высоковязкой нефти из пластов ведется тепловым методом вытеснения нефти горячей водой или перегретым паром. Способ разработки залежи сверхвязкой нефти включает геофизические исследования залежи. По геофизическим исследованиям и по данным отбора керна определяют среднюю нефтенасыщенную толщину залежи и уточняют контуры нефтеносности и начальный объем извлекаемых запасов нефти. Далее бурят основные горизонтальные стволы скважины на расстоянии по горизонтали 100-150 м друг от друга выше уровня водонефтяного контакта, не приводящего к прорыву нижележащих пластовых вод. В основные горизонтальные стволы скважин осуществляют периодическую закачку теплоносителя и отбор продукции. При эксплуатации основных стволов горизонтальных скважин 1-2 раза в месяц производят уточнение текущих извлекаемых запасов. 3-5 раз в месяц производят замер обводненности добываемой продукции по каждой скважине. При достижении обводненности в одной из скважин в пределах 80-100% производят бурение дополнительных боковых горизонтальных стволов скважин в подошвенной части пласта на расстоянии по горизонтали 10-50 м от основных горизонтальных стволов скважин. При этом выдерживают угол между линией, соединяющей забои основного горизонтального ствола и дополнительного бокового горизонтального ствол, и ее проекцией по горизонтали в диапазоне 50-70º. При выборе расстояния между дополнительными стволами учитываются технологические возможности бурового оборудования для их проводки. В дополнительных боковых горизонтальных стволах размещают оптоволоконный кабель и проводят термобарические измерения. Посредством оптоволоконного кабеля осуществляют контроль температуры. Технический результат – увеличение охвата залежи тепловым воздействием за счет бурения дополнительных боковых горизонтальных стволов, увеличение коэффициента извлечения нефти за счет включения в разработку ранее не охваченных воздействием зон, исключение необходимости бурения новых скважин. 2 ил.

Способ разработки залежи сверхвязкой нефти, включающий геофизические исследования залежи, определение по геофизическим исследованиям и по данным отбора керна средней нефтенасыщенной толщины залежи, бурение основных горизонтальных стволов скважин выше водонефтяного контакта, осуществление бурения дополнительных боковых стволов из основных горизонтальных стволов скважин, при выборе расстояния между дополнительными стволами учет технологических возможностей бурового оборудования для их проводки, осуществление последовательной закачки теплоносителя и отбор продукции из горизонтальных скважин, отличающийся тем, что дополнительно по геофизическим исследованиям и по данным отбора керна получают уточнение контуров нефтеносности и начальный объем извлекаемых запасов нефти, основные горизонтальные стволы скважин размещают на расстоянии по горизонтали 100-150 м друг от друга выше уровня водонефтяного контакта, не приводящего к прорыву нижележащих пластовых вод, в основные горизонтальные стволы скважин осуществляют периодическую закачку теплоносителя и отбор продукции, при эксплуатации основных стволов горизонтальных скважин 1-2 раза в месяц производят уточнение текущих извлекаемых запасов, 3-5 раз в месяц производят замер обводненности добываемой продукции по каждой скважине, далее при достижении обводненности в одной из скважин в пределах 80-100 % производят бурение дополнительных боковых горизонтальных стволов скважин в подошвенной части пласта на расстоянии по горизонтали 10-50 м от основных горизонтальных стволов скважин, при этом выдерживают угол между линией, соединяющей забои основного горизонтального ствола и дополнительного бокового горизонтального ствола, и ее проекцией по горизонтали, в диапазоне 50-70° в дополнительных боковых горизонтальных стволах размещают оптоволоконный кабель, проводят термобарические измерения и посредством оптоволоконного кабеля осуществляют контроль температуры.