Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума Российский патент 2021 года по МПК E21B43/24 E21B7/04 E21B47/06 

Описание патента на изобретение RU2761799C1

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой залежи высоковязкой нефти или битума.

Известен способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума (патент RU № 2295030, МПК Е21В 43/24, опубл. 10.03.2007 г., бюл. № 7), включающий строительство многоустьевой горизонтальной скважины, подачу теплоносителя и отбор продукции, при этом определяют в залежи продуктивные пласты и глинистые - слабопродуктивные пропластки, горизонтальный ствол многоустьевой добывающей горизонтальной скважины проводят преимущественно по продуктивному пласту, из этого ствола бурят дополнительные боковые стволы под глинистым - слабопродуктивным пропластком или восходящие стволы с заканчиванием их выше этого пропластка, выше по вертикали и параллельно многоустьевой добывающей горизонтальной скважине строят многоустьевую нагнетательную горизонтальную скважину, из которой проводят восходящими через глинистый - слабопродуктивный пропласток дополнительные боковые стволы, нагнетают теплоноситель в обе скважины и создают проницаемую зону между многоустьевыми горизонтальными скважинами, после создания проницаемой зоны прекращают подачу теплоносителя в многоустьевую добывающую горизонтальную скважину и по многоустьевой добывающей горизонтальной скважине с дополнительными боковыми стволами отбирают продукцию. Также восходящие стволы бурят при наличии выдержанных по площади глинистых - слабопроницаемых пропластков.

Недостатками данного способа являются высокие материальные затраты, так как требуется бурение многоустьевых скважин, необходимо также бурение и обустройство вертикальных скважин, при этом расположение дополнительных стволов, увеличивая охват залежи, не учитывает распространение тепла от нагнетательной скважины к добывающей, что увеличивает теплопотери.

Наиболее близким является способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума (патент RU № 2582529, МПК Е21В 43/24, опубл. 27.04.2016 г., бюл. № 12), включающий определение в залежи продуктивных пластов, разделенных слабопроницаемыми пропластками, строительство в нижнем пласте выше водонефтяного контакта горизонтальной скважины с дополнительными восходящими стволами, вскрывающими верхние пласты, закачку теплоносителя и отбор продукции. 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. Определяют физико-химические свойства вскрытых пластов, причем 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.

Недостатком данного способа является небольшой охват тепловым воздействием пласта, расположенного выше непроницаемого пропластка и, как следствие, низкие коэффициенты охвата и нефтеотдачи залежи высоковязкой и тяжелой нефти, все это не позволяет разрабатывать послойно-зонально-неоднородную залежь высоковязкой нефти или битума с достаточной эффективностью.

Техническими задачами являются повышение эффективности разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума за счет вовлечения в разработку маломощных продуктивных пластов толщиной менее 10 м, осложненных непроницаемыми пропластками, а также снижение материальных затрат за счет бурения одной горизонтальной скважины вместо бурения парных горизонтальных скважин.

Технические задачи решаются способом разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума, включающим определение в залежи продуктивных пластов, разделенных слабопроницаемыми пропластками, бурение в нижнем пласте выше водонефтяного контакта горизонтальной скважины с дополнительными восходящими стволами, вскрывающими верхние пласты, расстояние между которыми 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, определение физико-химических свойств, закачку теплоносителя и отбор продукции.

Новым является то, что после пересечения и выхода дополнительных восходящих стволов в верхний продуктивный пропласток их проводят длиной 10-40 м вдоль слабопродуктивного пропластка, производят обсадку дополнительных восходящих стволов и основного горизонтального ствола скважины, спускают в скважину насосно-компрессорные трубы с предварительно установленными напротив интервалов зарезки боковых восходящих стволов муфт для закачки теплоносителя, при этом сначала закачивают теплоноситель интенсивностью 90-120 т/сут, после этого закачку останавливают, оставляют скважину на термокапиллярную пропитку на 35-40 сут, после термокапиллярной пропитки скважину переводят на отбор жидкости, отслеживают изменение температуры и обводненности добываемой продукции, при снижении температуры добываемой продукции до граничной температуры 30–40°С или повышении обводненности продукции до 96–99% закачку теплоносителя возобновляют, осуществляют закачку теплоносителя в объеме отобранной жидкости, циклы закачки и отбора повторяют.

На фиг. показан способ осуществления способа разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума.

Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума осуществляют следующим образом.

На послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума определяют продуктивные пласты - верхний 1 и нижний 2 (см. фиг.), разделенные слабопродуктивным (непроницаемым) пропластком 3. Бурят горизонтальную скважину 4 с размещением горизонтального участка 5 ниже слабопродуктивного пропластка 3 и выше водонефтяного контакта (на фигуре не показано) как минимум на 2 м. Осуществляют бурение из горизонтального участка 5 скважины 4 дополнительных восходящих стволов 6, вскрывающих верхние пласты 1, с пересечением слабопродуктивного пропластка 3. Расстояние между дополнительными восходящими стволами 6 определяют с учетом технологических возможностей бурового оборудования для их проводки, а также с возможностью размещения фильтров (на фиг. не показано) с регулируемым пропусканием, спускаемых в горизонтальную скважину 4 перед закачкой теплоносителя на колонне труб и располагаемых напротив дополнительных восходящих стволов 6, а также пакеров (на фиг. не показано), изолирующих межтрубное пространство горизонтальной скважины 4 между дополнительными восходящими стволами 6 и выше фильтров. Определяют физико-химические свойства вскрытых пластов (длину горизонтального перфорированного ствола, нефтенасыщенную толщину пласта, плотность влажного пара, пористость и др.).

После пересечения и выхода дополнительных восходящих стволов 6 в верхний продуктивный пропласток 1 проводят дополнительные стволы 6 длиной 10-40 м вдоль слабопродуктивного пропластка 3. Далее производят обсадку дополнительных восходящих стволов 6 и основного горизонтального ствола скважины 4.

Спускают в скважину насосно-компрессорные трубы – НКТ (на фиг. не показаны) с предварительно установленными напротив интервалов зарезки боковых восходящих стволов 6 муфт (на фиг. не показано) для закачки теплоносителя. Таким образом закачку теплоносителя – пара осуществляют с интервалов зарезки боковых восходящих стволов 6 посредством муфт, установленных напротив этих интервалов. Диаметр отверстий на муфтах выбирают исходя из потребностей в прогреве определенных интервалов.

Осуществляют закачку теплоносителя. При этом сначала закачивают теплоноситель интенсивностью 90-120 т/сут.

После закачки необходимого количества теплоносителя закачку останавливают. За это время происходит прогрев пласта до температуры 150-170° С. Оставляют скважину на термокапиллярную пропитку на 35-40 сут. После термокапиллярной пропитки скважину переводят на отбор жидкости. Отслеживают изменение температуры и обводненности добываемой продукции. При снижении температуры добываемой продукции до граничной температуры 30–40° С или повышении обводненности продукции до 96–99 % закачку теплоносителя возобновляют, осуществляют закачку теплоносителя в объеме отобранной жидкости. После повторного прогрева возобновляют отбор жидкости. Далее циклы закачки и отбора повторяют.

Примеры практического применения.

Пример 1.

На послойно-зонально-неоднородной Вишневской залежи сверхвязкой нефти, 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, определили продуктивные пласты, разделенные слабопродуктивным (непроницаемым) пропластком. Пробурили горизонтальную скважину длиной 700 м с размещением горизонтального участка ниже слабопродуктивного пропластка и выше водонефтяного контакта на 2 м с тремя дополнительными восходящими стволами, вскрывающими верхние пласты. Расстояние между дополнительными восходящими стволами - 200 м.

Длина первого дополнительного ствола после выхода в верхний продуктивный пропласток – 10 м (общая длина - 15 м), второго – 25 м (общая длина - 30 м), третьего – 40 м (общая длина - 45 м). Далее произвели обсадку трех дополнительных восходящих стволов и основного горизонтального ствола скважины. Спустили в скважину насосно-компрессорные трубы с предварительно установленными напротив интервалов зарезки боковых восходящих стволов муфт для закачки теплоносителя. Закачали 39140 т теплоносителя - пара интенсивностью 90 т/сут, пласт прогрелся до 150° С.

Далее остановили закачку теплоносителя на термокапиллярную пропитку на 35 сут. После пропитки скважину перевели на отбор жидкости. Отслеживали изменение температуры и обводненности добываемой продукции. Когда температура добываемой продукции снизилась до 30 ° С, обводненность продукции поднялась до 94 %, отбор остановили, закачку пара возобновили. Отобрали 20000 т жидкости (600 т высоковязкой нефти и 19400 т воды). Закачали 20000 т теплоносителя - пара интенсивностью 105 т/сут, прогрели пласт до 165° С. Далее остановили закачку теплоносителя на термокапиллярную пропитку на 38 сут. После пропитки скважину перевели на отбор жидкости. Отслеживали изменение температуры и обводненности добываемой продукции. Отобрали 750 т высоковязкой нефти. Когда температура добываемой продукции снизилась до 40° С, обводненность продукции поднялась до 99 %, закачку пара возобновили. Циклы закачки и отбора повторили.

Пример 2.

На послойно-зонально-неоднородной Вишневской залежи сверхвязкой нефти, находящейся на глубине 136 м, со средней эффективной нефтенасыщенной толщиной 20 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, определили продуктивные пласты, разделенные слабопродуктивным (непроницаемым) пропластком. Пробурили горизонтальную скважину длиной 500 м с размещением горизонтального участка ниже слабопродуктивного пропластка и выше водонефтяного контакта на 2,5 м с двумя дополнительными восходящими стволами, вскрывающими верхние пласты. Расстояние между дополнительными восходящими стволами - 150 м.

Длина первого дополнительного ствола после выхода в верхний продуктивный пропласток – 20 м (общая длина - 25 м), второго – 30 м (общая длина - 35 м). Далее произвели обсадку двух дополнительных восходящих стволов и основного горизонтального ствола скважины, спустили в скважину насосно-компрессорные трубы с предварительно установленными напротив интервалов зарезки боковых восходящих стволов муфт для закачки теплоносителя. Закачали 38400 т теплоносителя - пара интенсивностью 120 т/сут (в других примерах практического применения закачку осуществляли интенсивностью 100 т/сут), прогрели пласт примерно до 170° С.

Далее остановили закачку теплоносителя на термокапиллярную пропитку на 40 сут. После пропитки скважину перевели на отбор жидкости. Отслеживали изменение температуры и обводненности добываемой продукции. Отобрали 30000 т жидкости (300 т высоковязкой нефти и 29700 т воды). Когда температура добываемой продукции снизилась до 38 ° С, обводненность продукции поднялась до 96 %, отбор прекратили, закачку пара возобновили. Закачали 30000 т пара, пласт прогрелся до температуры 170°С, остановили на термокапиллярную пропитку на 40 сут. Циклы закачки и отбора повторили.

Предлагаемый способ повышает эффективность разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума за счет вовлечения в разработку маломощных продуктивных пластов толщиной менее 10 м, осложненных непроницаемыми пропластками, а также снижает материальные затраты за счет бурения одной горизонтальной скважины вместо бурения парных горизонтальных скважин.

Похожие патенты RU2761799C1

название год авторы номер документа
Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума 2017
  • Амерханов Марат Инкилапович
  • Зарипов Азат Тимерьянович
  • Шайхутдинов Дамир Камилевич
  • Бисенова Айнура Амангельдыевна
RU2657307C1
Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума с наличием непроницаемого пропластка 2021
  • Амерханов Марат Инкилапович
  • Аслямов Нияз Анисович
  • Гарифуллин Марат Зуфарович
RU2769641C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ СВЕРХВЯЗКОЙ НЕФТИ 2017
  • Амерханов Марат Инкилапович
  • Аслямов Нияз Анисович
  • Гарифуллин Марат Зуфарович
  • Гадельшина Ильмира Фаритовна
  • Ахметшина Алия Рамилевна
  • Хабибуллина Эльза Рустамовна
RU2691234C2
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ПОСЛОЙНО-ЗОНАЛЬНО-НЕОДНОРОДНОЙ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ ИЛИ БИТУМА 2006
  • Абдулмазитов Рафиль Гиниятуллович
  • Хисамов Раис Салихович
  • Зарипов Азат Тимерьянович
  • Султанов Альфат Салимович
  • Ибатуллин Равиль Рустамович
RU2295030C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ СВЕРХВЯЗКОЙ НЕФТИ 2017
  • Амерханов Марат Инкилапович
  • Аслямов Нияз Анисович
  • Ахметзянов Фаниль Муктасимович
  • Куринов Андрей Иванович
  • Гарифуллин Марат Зуфарович
RU2663627C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗОНАЛЬНО-НЕОДНОРОДНОЙ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ ИЛИ БИТУМА 2017
  • Зарипов Азат Тимерьянович
  • Шайхутдинов Дамир Камилевич
  • Хафизов Руслан Ильдарович
  • Бисенова Айнура Амангельдыевна
RU2640608C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ПОСЛОЙНО-ЗОНАЛЬНО-НЕОДНОРОДНОЙ ЗАЛЕЖИ СВЕРХВЯЗКОЙ НЕФТИ ИЛИ БИТУМА 2015
  • Куринов Андрей Иванович
  • Ахмадишин Фарит Фоатович
  • Зарипов Азат Тимерьянович
  • Файзуллин Илфат Нагимович
  • Илалов Рустам Хисамович
RU2582529C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ПОСЛОЙНО-ЗОНАЛЬНО-НЕОДНОРОДНОЙ ЗАЛЕЖИ СВЕРХВЯЗКОЙ НЕФТИ ИЛИ БИТУМА 2015
  • Куринов Андрей Иванович
  • Ахмадишин Фарит Фоатович
  • Зарипов Азат Тимерьянович
  • Файзуллин Илфат Нагимович
  • Илалов Рустам Хисамович
RU2582251C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ И ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ С ТЕРМИЧЕСКИМ ВОЗДЕЙСТВИЕМ 2008
  • Абдулмазитов Рафиль Гиниятуллович
  • Рамазанов Рашит Газнавиевич
  • Страхов Дмитрий Витальевич
  • Зиятдинов Радик Зяузятович
  • Оснос Владимир Борисович
RU2368767C1
Способ разработки залежи сверхвязкой нефти 2023
  • Амерханов Марат Инкилапович
  • Аслямов Нияз Анисович
  • Гарифуллин Марат Зуфарович
RU2803344C1

Иллюстрации к изобретению RU 2 761 799 C1

Реферат патента 2021 года Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности разработки залежи, вовлечение в разработку маломощных продуктивных пластов толщиной менее 10 м, осложненных непроницаемыми пропластками, с одновременным снижением материальных затрат. Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума включает определение в залежи продуктивных пластов, разделенных слабопроницаемыми пропластками, бурение в нижнем пласте выше водонефтяного контакта горизонтальной скважины с дополнительными восходящими стволами, вскрывающими верхние пласты, расстояние между которыми 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, определение физико-химических свойств, закачку теплоносителя и отбор продукции. После пересечения и выхода дополнительных восходящих стволов в верхний продуктивный пропласток их проводят длиной 10-40 м вдоль слабопродуктивного пропластка, производят обсадку дополнительных восходящих стволов и основного горизонтального ствола скважины, спускают в скважину насосно-компрессорные трубы с предварительно установленными напротив интервалов зарезки боковых восходящих стволов муфтами для закачки теплоносителя. При этом сначала закачивают теплоноситель интенсивностью 90-120 т/сут. После закачку останавливают, оставляют скважину на термокапиллярную пропитку на 35-40 сут. После термокапиллярной пропитки скважину переводят на отбор жидкости, отслеживают изменение температуры и обводненности добываемой продукции. При снижении температуры добываемой продукции до граничной температуры 30-40°С или при повышении обводненности продукции до 96–99% закачку теплоносителя возобновляют. Осуществляют закачку теплоносителя в объеме отобранной жидкости, циклы закачки и отбора повторяют. 1 ил., 2 пр.

Формула изобретения RU 2 761 799 C1

Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума, включающий определение в залежи продуктивных пластов, разделенных слабопроницаемыми пропластками, бурение в нижнем пласте выше водонефтяного контакта горизонтальной скважины с дополнительными восходящими стволами, вскрывающими верхние пласты, расстояние между которыми 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, определение физико-химических свойств, закачку теплоносителя и отбор продукции, отличающийся тем, что после пересечения и выхода дополнительных восходящих стволов в верхний продуктивный пропласток их проводят длиной 10-40 м вдоль слабопродуктивного пропластка, производят обсадку дополнительных восходящих стволов и основного горизонтального ствола скважины, спускают в скважину насосно-компрессорные трубы с предварительно установленными напротив интервалов зарезки боковых восходящих стволов муфтами для закачки теплоносителя, при этом сначала закачивают теплоноситель интенсивностью 90-120 т/сут, после этого закачку останавливают, оставляют скважину на термокапиллярную пропитку на 35-40 сут, после термокапиллярной пропитки скважину переводят на отбор жидкости, отслеживают изменение температуры и обводненности добываемой продукции, при снижении температуры добываемой продукции до граничной температуры 30–40°С или повышении обводненности продукции до 96–99% закачку теплоносителя возобновляют, осуществляют закачку теплоносителя в объеме отобранной жидкости, циклы закачки и отбора повторяют.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2021 года RU2761799C1

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ПОСЛОЙНО-ЗОНАЛЬНО-НЕОДНОРОДНОЙ ЗАЛЕЖИ СВЕРХВЯЗКОЙ НЕФТИ ИЛИ БИТУМА 2015
  • Куринов Андрей Иванович
  • Ахмадишин Фарит Фоатович
  • Зарипов Азат Тимерьянович
  • Файзуллин Илфат Нагимович
  • Илалов Рустам Хисамович
RU2582529C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ПОСЛОЙНО-ЗОНАЛЬНО-НЕОДНОРОДНОЙ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ ИЛИ БИТУМА 2006
  • Абдулмазитов Рафиль Гиниятуллович
  • Хисамов Раис Салихович
  • Зарипов Азат Тимерьянович
  • Султанов Альфат Салимович
  • Ибатуллин Равиль Рустамович
RU2295030C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВОЙ ЗАЛЕЖИ НЕФТИ В ПОЗДНЕЙ СТАДИИ С НЕУСТОЙЧИВЫМИ ПОРОДАМИ ПОКРЫШКИ И НЕОДНОРОДНЫМ КОЛЛЕКТОРОМ 2008
  • Хисамов Раис Салихович
  • Рамазанов Рашит Газнавиевич
  • Миронова Любовь Михайловна
  • Старов Олег Евгеньевич
  • Хусаинов Васил Мухаметович
  • Хаминов Николай Иванович
RU2382183C1
СПОСОБ ТЕРМИЧЕСКОЙ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ГАЗОВЫХ ГИДРАТОВ 2005
  • Кульчицкий Валерий Владимирович
  • Щебетов Алексей Валерьевич
  • Ермолаев Александр Иосифович
RU2306410C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ СВЕРХВЯЗКОЙ НЕФТИ 2017
  • Амерханов Марат Инкилапович
  • Аслямов Нияз Анисович
  • Гарифуллин Марат Зуфарович
  • Гадельшина Ильмира Фаритовна
  • Ахметшина Алия Рамилевна
  • Хабибуллина Эльза Рустамовна
RU2691234C2
Многоступенчатая активно-реактивная турбина 1924
  • Ф. Лезель
SU2013A1

RU 2 761 799 C1

Авторы

Амерханов Марат Инкилапович

Аслямов Нияз Анисович

Куринов Андрей Иванович

Гарифуллин Марат Зуфарович

Даты

2021-12-13Публикация

2021-06-11Подача