Способ разработки неоднородного пласта сверхвязкой нефти Российский патент 2021 года по МПК E21B43/24 E21B43/26 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти в неоднородном пласте.

Известен способ разработки неоднородного пласта сверхвязкой нефти (патент RU №2678738, МПК E21B 43/27, E21B 43/24, E21B 7/04, E21B 47/06, E21B 49/00, опубл. 31.01.2019, бюл. №4), включающий использование пары горизонтальных - нагнетательной и добывающей - скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости продуктивного пласта, оснащенных колоннами насосно-компрессорных труб - НКТ, закачку теплоносителя в разные интервалы горизонтальных стволов скважин, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции через добывающую скважину по колоннам НКТ и контроль технологических параметров пласта и скважины, осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем регулирования режима закачки теплоносителя или отбора продукции скважин, причем до строительства горизонтальных скважин участок разбуривают сеткой оценочных вертикальных скважин, проводят комплексные геофизические исследования скважин - ГИС, по результатам обобщения полученных материалов и лабораторных исследований керна получают предварительные геометрические и геолого-физические параметры залежи сверхвязкой нефти, уточняют контуры нефтеносности, выявляют наличие уплотненных и глинистых пропластков и проектируют размещение пар одноустьевых горизонтальных скважин в участках пласта с наименьшим количеством таких пропластков, после строительства горизонтальных скважин в них также проводят ГИС по определению уплотненных и глинистых пропластков, а также нефтенасыщенности вдоль горизонтальных стволов парных скважин, причем концы колонн двух НКТ в нагнетательной скважине располагают в первой и второй половинах горизонтального ствола в зонах с наибольшей нефтенасыщенностью, а концы одной или двух колонн НКТ для закачки пара в добывающей скважине размещают со смещением по горизонтали относительно концов НКТ нагнетательной скважины не менее чем на 15 м, в нагнетательной скважине производят обработку призабойной зоны соляной кислотой и глинокислотой в тех частях, где между нагнетательной и добывающей скважинами выявлены наиболее обширные уплотненные и глинистые пропластки, после технологической выдержки, достаточной для растворения уплотнений и глинистых пропластков, в обе скважины через колонны НКТ закачивают пар до создания гидродинамической связи между скважинами, останавливают закачку на выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающей скважины, в которой проводят термобарометрические измерения посредством ГИС, по результатам которых в горизонтальном стволе добывающей скважины выявляют переходные зоны с температурой между большим и меньшим прогревом, а среди выявленных зон определяют зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в которой размещают спускаемый на колонне НКТ насос, для контролирования процесса равномерного прогрева паровой камеры производят регулируемую закачку пара через колонны НКТ нагнетательной скважины и регулируемый отбор продукции насосом со съемом термограммы вдоль ствола добывающей скважины посредством оптоволоконного кабеля и замером температуры на приеме насоса при наличии датчика.

Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за возможности использования только в пластах имеющим тонкие горизонтальные глинистые пропластки, которые можно расположить между добывающими и нагнетательными горизонтальными скважинами, и сложность реализации, так как нужно контролировать проводку горизонтальных стволов скважин, чтобы они находились за пределами пропластков.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежи сверхвязкой нефти с глинистой перемычкой (патент RU №2681796, МПК E21B 43/24, E21B 7/04, E21B 43/267, опубл. 12.03.2019, бюл. №8), включающий бурение в продуктивном пласте паронагнетательной горизонтальной скважины и расположенной ниже горизонтальной добывающей скважины, проведение гидравлического разрыва пласта, закачку пара в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины, причем горизонтальные стволы длиной L добывающей и нагнетательной скважин размещают параллельно в вертикальной плоскости и под углом не более 15° в горизонтальной плоскости, при отсутствии гидродинамической связи между стволами добывающей и нагнетательной скважин при закачке пара в течение не более 12 месяцев бурят 1 или 2 вертикальные скважины, которые размещают в вертикальной плоскости на расстоянии (0,3-0,7)⋅L от носка горизонтальных стволов скважин, а в горизонтальной плоскости на расстоянии не более 0,2⋅L от горизонтальных стволов скважин, проводят исследования и определяют наличие глинистой перемычки, препятствующей указанной гидродинамической связи, в данных вертикальных скважинах из продуктивной части отбирают образцы пород, в том числе глин, проводят геомеханические исследования, по результатам которых подбирают оптимальный дизайн, рабочие жидкости и проппант для гидроразрыва глинистой перемычки, гидроразрыв глинистой перемычки проводят таким образом, чтобы создать как горизонтальные, так и вертикальные трещины, затем вертикальные скважины осваивают закачкой пара в течение 1-6 месяцев, в последующем данные вертикальные скважины используют для контроля и регулирования разработки участка продуктивного пласта между горизонтальными стволами добывающей и нагнетательной скважин, а также для подачи химических реагентов с целью повышения нефтеизвлечения и/или блокирования обводнившихся участков продуктивного пласта.

Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за возможности использования только в пластах имеющим тонкие горизонтальные глинистые пропластки, которые располагаются между добывающими и нагнетательными горизонтальными скважинами, сложность реализации, так как нужно контролировать проводку вертикальных стволов скважин для их эффективного воздействия на пропластки, и большие временные и финансовые затраты на строительство дополнительных вертикальных скважин.

Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа разработки неоднородного пласта сверхвязкой нефти, позволяющего упростить и, как следствие, удешевить разработку пласта за счет строительства горизонтальных стволов добывающих и нагнетательных скважин без учета строения пласта с пересечением нагнетательными скважинами слабопроницаемых или непроницаемых перемычек и воздействия для интенсификации добычи на перемычки из уже построенных стволов скважин.

Техническая задача решается способом разработки неоднородного пласта сверхвязкой нефти, включающий бурение в продуктивном пласте паронагнетательной горизонтальной скважины и расположенной ниже горизонтальной параллельной добывающей скважины, проведение исследования в пробуренных скважинах и определение наличие слабопроницаемых и непроницаемых перемычек, гидродинамическое воздействие на перемычку с образованием гидродинамической связи между параллельными скважинами, закачку пара в скважины с образованием паровой камеры в пласте, закачку пара в нагнетательные скважины и отбор продукции пласта из добывающих скважин.

Новым является то, что предварительно при строительстве скважин анализом кернов определяют давления образования трещин в перемычках и нарушения целостности кровли пласта, исследованиями отбирают нагнетательные скважины, которые пересекают перемычки, спускают в каждую отобранную скважину оборудования для избирательного воздействия с отсечением по краям пакерами интервала скважины, взаимодействующего с перемычкой, гидродинамическое воздействие на перемычку осуществляют закачкой пара через оборудование для избирательного воздействия давлением как минимум на 5% превосходящим давление образования трещин в соответствующей перемычке, но ниже давления нарушения целостности кровли пласта, после образования трещин в перемычке, достаточных для участия в разработке пласта, что определяют наличием гидродинамической связи с параллельной добывающей скважиной, оборудование для избирательного воздействия снимают и извлекают из нагнетательной скважины, при этом начинают закачку пара в параллельную добывающую скважину и переводят под закачку пара по всей длине и нагнетательную скважину до образования паровой камеры в пласте.

На чертеже изображена схема реализации способа.

Конструктивные элементы и технологические соединения, не влияющие на реализацию способа, на чертеже не показаны.

Способ разработки неоднородного продуктивного пласта 1 сверхвязкой нефти включает в себя стандартные геофизические исследования (авторы на это не претендуют) с определением свойств пласта 1 и интервала залегания (по абсолютным и относительным отметкам). Очень редко встречаются полностью однородные пласты 1, чаще всего они имеют слабопроницаемые или непроницаемые перемычки 2, участки (не показаны) пласта 1 с которыми выбираются для контроля. В пласте 1 производят бурение по любой из известных сеток без учета строения пласта 1 паронагнетательных горизонтальных скважин 3 и расположенной ниже горизонтальных параллельных добывающих скважин 4. А на выбранных участках пласта 1 производят также при бурении скважин 3 и 4 отбор кернов. Анализом кернов в лабораторных условиях определяют давления образования трещин в перемычках 2 и нарушения целостности кровли 5 пласта 1. Закачкой пара в паронагнетательные скважины 3 в выбранном участке пласта 1 отбирают скважины 3 с приемистостью как минимум на 15 % меньшей средней по пласту 1, что свидетельствует взаимодействии отобранных скважин 3 с перемычкой 2. В каждой из отобранных скважинах 3 проводят геофизические исследования (например, измерение удельного сопротивления пород, индукционный каротаж, поляризация скважин или т.п. - авторы на это не претендуют) для определения краев интервала L скважины 3, взаимодействующего с перемычкой 2. Спускают в каждую отобранную скважину 3 оборудование 6 для избирательного воздействия (см. патенты RU №№74414, 94628, 2299970, 2734301 или т.п. - авторы на их конструкцию и способы установки не претендуют) с отсечением пакерами 7 и 8 по краям интервала L скважины 3, взаимодействующего с перемычкой 2. Осуществляют гидродинамическое воздействие на перемычку 2 закачкой в интервал L пара через оборудование 6 для избирательного воздействия давлением как минимум на 5% превосходящим давление образования трещин в соответствующей перемычке 2, но ниже давления нарушения целостности кровли 5 пласта 1 для исключения прорва пара через кровлю 5. После образования трещин в перемычке 2, достаточных для участия в разработке пласта 1, что определяют наличием гидродинамической связи с параллельной добывающей скважиной 4. Для этого в добывающей скважине 4 контролируют давление и/или уровень жидкости, рост которых свидетельствует о наличии гидродинамической связи с соответствующей скважиной 3. Температуру не измеряют, потому что, как показали исследования, фронт вытеснения опережает фронт прогрева в 9 - 13 раз (чем меньше толщина пласта 1, тем сильнее запаздывание) и является более информативным для определения гидродинамической связи между скважинами 3 и 4. После чего оборудование 6 для избирательного воздействия снимают и извлекают из скважины 3. При этом начинают закачку пара в параллельную добывающую скважину 4 и переводят под закачку пара по всей длине и скважину 3 до образования паровой камеры (не показана) в пласте 1. После чего продолжают закачку пара в скважину 3 и отбор продукции пласта 1 осуществляют из добывающей скважины 3 по известной технологии паро-гравитационного воздействия (ПГВ).

Пример конкретного выполнения

На послойно-зонально-неоднородной Вишневской залежи сверхвязкой нефти с продуктивным пластом 1, находящейся на глубине 136 м, со средней эффективной нефтенасыщенной толщиной 17 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,44 МПа, нефтенасыщенностью 0,55 д. ед., пористостью 29 % (коэффициент пористости - 0,29 доли ед.), проницаемостью 2,478 мкм², плотностью битума в пластовых условиях 979 кг/м³, вязкостью 27000 мПа⋅с, выбрали участок с продуктивными пропластками, разделенными слабопродуктивной (непроницаемым) перемычкой 2, с пористостью 9% (коэффициент пористости - 0,09 доли ед.). В пласте 1 произвели бурение по рядной сетке паронагнетательных горизонтальных скважин 3 и расположенной ниже добывающих скважин 4. На выбранном участке пласта 1 производят также при бурении скважин 3 и 4 отбор кернов. Анализом кернов в лабораторных условиях определили давления образования трещин в перемычках 2 (6 МПа) и нарушения целостности кровли 5 (11 МПа) пласта 1. Закачкой пара в скважины 3 в выбранном участке пласта 1 отбирали скважину 3 с приемистостью на 21 % меньшей средней по пласту 1, что свидетельствует взаимодействии отобранной скважины 3 с перемычкой 2. В отобранной скважине 3 провели геофизические исследования для определения краев интервала L (44 м) скважины 3, взаимодействующего с перемычкой 2. Спустили в отобранную скважину 3 оборудование 6 для избирательного воздействия (см. патент RU № 2299970) с отсечением пакерами 7 и 8 по краям интервала L скважины 3. Осуществляют гидродинамическое воздействие на перемычку 2 закачкой в интервал L пара через оборудование 6 для избирательного воздействия давлением 7 МПа. После образования гидродинамической связи с параллельной добывающей скважиной 4, в которой давление выросло до 5 МПа, оборудование 6 для избирательного воздействия снимают и извлекают из скважины 3. При этом начали закачку пара (с температурой 200°С и давлением 16 МПа) в параллельную добывающую скважину 4 и перевели под закачку пара по всей длине скважину 3 до образования паровой камеры (определили термометрией пласта 1). После чего продолжили закачку пара в скважину 3 и отбор продукции пласта 1 осуществляли из добывающей скважины 3 по известной технологии паро-гравитационного воздействия (ПГВ). При этом затраты на строительство скважин 3 с наличием перемычки 2 снизилось более 40% по сравнению с наиболее близким аналогом, на охват всего пласта 1 затраты снизились на 16%.

Предлагаемый способ разработки неоднородного пласта сверхвязкой нефти позволяет упростить и, как следствие, удешевить разработку пласта за счет строительства горизонтальных стволов добывающих и нагнетательных скважин без учета строения пласта с пересечением нагнетательными скважинами слабопроницаемых или непроницаемых перемычек и воздействия для интенсификации добычи на перемычки из уже построенных стволов скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти в неоднородном пласте. Способ разработки неоднородного пласта сверхвязкой нефти, включающий бурение в продуктивном пласте паронагнетательной горизонтальной скважины и расположенной ниже горизонтальной параллельной добывающей скважины, проведение исследования в пробуренных скважинах и определение наличие слабопроницаемых и непроницаемых перемычек, гидродинамическое воздействие на перемычку с образованием гидродинамической связи между параллельными скважинами, закачку пара в скважины с образованием паровой камеры в пласте, закачку пара в нагнетательные скважины и отбор продукции пласта из добывающих скважин. Предварительно при строительстве скважин анализом кернов определяют давления образования трещин в перемычках и нарушения целостности кровли пласта. Исследованиями отбирают нагнетательные скважины, которые пересекают перемычки. Спускают в каждую отобранную скважину оборудования для избирательного воздействия с отсечением по краям пакерами интервала скважины, взаимодействующего с перемычкой. Гидродинамическое воздействие на перемычку осуществляют закачкой пара через оборудование для избирательного воздействия давлением, как минимум на 5% превосходящим давление образования трещин в соответствующей перемычке, но ниже давления нарушения целостности кровли пласта. После образования трещин в перемычке, достаточных для участия в разработке пласта, что определяют наличием гидродинамической связи с параллельной добывающей скважиной, оборудование для избирательного воздействия снимают и извлекают из нагнетательной скважины. Начинают закачку пара в параллельную добывающую скважину и переводят под закачку пара по всей длине и нагнетательную скважину до образования паровой камеры в пласте. Обеспечивается упрощение разработки пласта. 1 ил.

Способ разработки неоднородного пласта сверхвязкой нефти, включающий бурение в продуктивном пласте паронагнетательной горизонтальной скважины и расположенной ниже горизонтальной параллельной добывающей скважины, проведение исследования в пробуренных скважинах и определение наличия слабопроницаемых и непроницаемых перемычек, гидродинамическое воздействие на перемычку с образованием гидродинамической связи между параллельными скважинами, закачку пара в скважины с образованием паровой камеры в пласте, закачку пара в нагнетательные скважины и отбор продукции пласта из добывающих скважин, отличающийся тем, что предварительно при строительстве скважин анализом кернов определяют давления образования трещин в перемычках и нарушения целостности кровли пласта, исследованиями отбирают нагнетательные скважины, которые пересекают перемычки, спуск в каждую отобранную скважину оборудования для избирательного воздействия с отсечением по краям пакерами интервала скважины, взаимодействующего с перемычкой, гидродинамическое воздействие на перемычку осуществляют закачкой пара через оборудование для избирательного воздействия давлением, как минимум на 5% превосходящим давление образования трещин в соответствующей перемычке, но ниже давления нарушения целостности кровли пласта, после образования трещин в перемычке, достаточных для участия в разработке пласта, что определяют наличием гидродинамической связи с параллельной добывающей скважиной, оборудование для избирательного воздействия снимают и извлекают из нагнетательной скважины, при этом начинают закачку пара в параллельную добывающую скважину и переводят под закачку пара по всей длине и нагнетательную скважину до образования паровой камеры в пласте.