Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума с наличием непроницаемого пропластка Российский патент 2022 года по МПК E21B43/24 E21B43/14 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой и битумной нефти с наличием непроницаемого пропластка.

Известен способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин (патент RU № 2340768, МПК Е21В 43/24, опубл. 10.12.2008, бюл. № 32), включающий закачку теплоносителя через двухустьевую горизонтальную нагнетательную скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры и отбор продукции через двухустьевую горизонтальную добывающую скважину, при этом прогрев продуктивного пласта начинают с закачки пара в обе скважины, разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость нефти или битума, а паровую камеру создают закачкой теплоносителя с возможностью пробивания последнего к верхней части продуктивного пласта и увеличения размеров паровой камеры в процессе отбора продукции, при котором снимают термограммы паровой камеры, анализируют состояние ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков, и с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем смены направления фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции, при этом объем закачки теплоносителя через устья нагнетательной скважины и/или отбор продукции через устья добывающей скважины изменяют в соотношении, %: (10-90):(90-10).

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, большие финансовые затраты на строительство двухустьевой скважины;

- во-вторых, большие материальные затраты, связанные с тем, что термодатчики размещены по всей длине стволов двухустьевых скважин;

- в-третьих, для эффективного осуществления данного способа необходимо изменять объемы закачки и отбора, при этом объем закачки теплоносителя через устья нагнетательной скважины и/или отбор продукции через устья добывающей скважины изменяют в соотношении, %: (10-90):(90-10);

- в-четвертых, горизонтальные стволы не позволяют создать эффективную паровую камеру в пластах с высоковязкой нефтью при их малой толщине вследствие того, что горизонтальные стволы расположены друг над другом в одной вертикальной плоскости.

Наиболее близким является способ разработки залежи сверхвязкой нефти в многопластовом послойно-неоднородном коллекторе (патент RU № 2468193, МПК Е21В 43/24, опубл. 27.11.2012, бюл. № 33), включающий бурение горизонтальных и вертикальных нагнетательных и добывающих скважин, закачку пара в пласт, разогрев сверхвязкой нефти и ее отбор из многопластового послойно-неоднородного коллектора, при этом закачку пара и отбор продукции ведут одновременно. По способу горизонтальные скважины выполняют в виде пары нагнетательной и добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещают параллельно один над другим в вертикальной плоскости и выполняют в виде синусоиды с пересечением всех пластов в многопластовом послойно-неоднородном коллекторе, затем дополнительно по разные стороны относительно вертикальной плоскости горизонтальных скважин бурят попарно вертикальные скважины в зонах максимального приближения горизонтальных участков горизонтальных скважин к кровле и подошве многопластового послойно-неоднородного коллектора, причем участки вскрытия в вертикальных нагнетательных скважинах осуществляют в нижней части многопластового послойно-неоднородного коллектора, а участки вскрытия в вертикальных добывающих скважинах осуществляют в верхней части многопластового послойно-неоднородного коллектора, при этом участки вскрытия вертикальных нагнетательных скважин должны быть выполнены на расстоянии не менее 5 м до нижнего горизонтального участка, а в вертикальных добывающих скважинах участки вскрытия должны быть высотой не менее половины толщины многопластового послойно-неоднородного коллектора, осуществляют прогрев многопластового послойно-неоднородного коллектора закачкой пара в обе скважины с образованием паровой камеры, производят разогрев межскважинной зоны многопластового послойно-неоднородного коллектора со снижением вязкости сверхвязкой нефти, осуществляют закачку пара в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней добывающей горизонтальной скважины, затем закачку пара производят одновременно в горизонтальную нагнетательную скважину и в вертикальные нагнетательные скважины в зоны максимального приближения участков горизонтальных скважин к подошве многопластового послойно-неоднородного коллектора, а отбор продукции производят одновременно из горизонтальной добывающей скважины и из вертикальных добывающих скважин, расположенных в зонах максимального приближения горизонтальных участков к кровле многопластового послойно-неоднородного коллектора, при этом осуществляют контроль технологических параметров многопластового послойно-неоднородного коллектора и скважин в процессе отбора продукции, периодически определяют минерализацию попутно отбираемой воды, анализируют влияние изменения минерализации попутно отбираемой воды на равномерность прогрева паровой камеры и с учетом изменения минерализации попутно отбираемой воды осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем регулирования режима закачки пара или отбора продукции скважин до достижения стабильной величины минерализации попутно отбираемой воды при одновременной закачке пара и отборе продукции.

Недостатками способа являются высокие затраты на бурение и обустройство вертикальных скважин, трудоемкость процесса создания гидродинамической связи между паронагнетательной горизонтальной скважиной и расположенной ниже горизонтальной добывающей скважиной при наличии непроницаемого пропластка. Также недостатком является вероятность формирования гидрозатвора в стволе добывающей горизонтальной скважины при предлагаемой траектории бурения, что будет служить препятствием для притока нефти в данных интервалах.

Техническими задачами являются увеличение эффективности применения способа разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума с наличием непроницаемого пропластка, создание способа, позволяющего упростить и, как следствие, удешевить разработку пласта за счет строительства одной пароциклической скважины в виде синусоиды с пересечением всех пластов в многопластовом послойно-неоднородном коллекторе.

Технические задачи решаются способом разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума с наличием непроницаемого пропластка, включающим бурение горизонтальных скважин, горизонтальные участки которых выполняют в виде синусоиды с пересечением всех пластов в многопластовом послойно-неоднородном коллекторе и отбор жидкости из многопластового послойно-неоднородного коллектора.

Новым является то, что предварительно определяют вязкость сверхвязкой нефти или битума в пластовых условиях, горизонтальные скважины выполняют в виде восходящих субгоризонтальных пароциклических скважин, а направление бурения выбирают таким образом, чтобы горизонтальные участки скважин в виде синусоиды по восходящей пересекали непроницаемый пропласток с образованием синусоидальных ступеней, при этом средний уровень каждой последующей синусоидальной ступени по абсолютной отметке выполняют выше среднего уровня предыдущей синусоидальной ступени как минимум на 1 м, а расстояние между средними уровнями двух соседних ступеней выдерживают 150-250 м, в зависимости от вязкости сверхвязкой нефти или битума выбирают способ эксплуатации залежи, при вязкости более 500 мПа*с в пластовых условиях осуществляют закачку пара, прогрев сверхвязкой нефти или битума, после прогрева производят отбор жидкости, при вязкости менее 500 мПа*с в пластовых условиях производят отбор жидкости механизированным способом.

На фиг. схематично изображен способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума с наличием непроницаемого пропластка.

Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума с наличием непроницаемого пропластка осуществляют следующим образом.

Послойно-зонально-неоднородная залежь сверхвязкой нефти или битума в многопластовом послойно-зонально-неоднородном коллекторе 1 (см. фиг.) представляет собой продуктивный пласт, состоящий из нескольких прослоев (пластов) неоднородных по своим фильтрационно-емкостным свойствам и проницаемости (на фиг. показано условно), имеется непроницаемый пропласток 2.

Предварительно определяют вязкость сверхвязкой нефти или битума в пластовых условиях. Производят бурение горизонтальных 3 (нагнетательных или добывающих) скважин, причем горизонтальные участки нагнетательных или добывающих скважин выполняют в виде синусоиды с пересечением всех пластов в многопластовом послойно-зонально-неоднородном коллекторе 1. Горизонтальные скважины 3 выполняют в виде восходящих субгоризонтальных пароциклических скважин с пересечением всех пластов в многопластовом послойно-зонально неоднородном коллекторе, а направление бурения выбирают таким образом, чтобы горизонтальные участки скважин в виде синусоиды по восходящей пересекали непроницаемый пропласток 2 с образованием синусоидальных ступеней – первой ступени 4 и второй ступени 5. При этом средний уровень каждой последующей синусоидальной ступени по абсолютной отметке выполняют выше среднего уровня предыдущей синусоидальной ступени как минимум на 1 м. Так, средний уровень синусоидальной ступени 5 по абсолютной отметке выше среднего уровня синусоидальной ступени 4 как минимум на 1 м. А расстояние между средними уровнями двух соседних ступеней (первой синусоидальной ступени 4 и второй синусоидальной ступени 5) выдерживают 150-250 м. В зависимости от вязкости сверхвязкой нефти или битума выбирают способ эксплуатации залежи. При вязкости более 500 мПа*с разработку осуществляют путем прогрева многопластового послойно-зонально-неоднородного коллектора 1, разогрева сверхвязкой нефти или битума, затем осуществляют последующий отбор жидкости из многопластового послойно-зонально-неоднородного коллектора 1. При вязкости менее 500 мПа*с разработку (отбор) в пластовых условиях производят механизированным способом.

Предлагаемая восходящая траектория бурения горизонтальных скважин с горизонтальными участками в виде синусоиды снижает вероятность формирования гидрозатвора в низших интервалах скважин. При этом выполнение горизонтальных участков скважин с образованием синусоидальных ступеней с условием расположения последующей синусоидальной ступени выше предыдущей синусоидальной ступени позволяет увеличить приток нефти в скважину, наиболее эффективно охватить выработкой нефтенасыщенные интервалы, расположенные выше и ниже уплотненного пропластка. Таким образом данный способ позволяет увеличить коэффициент извлечения нефти разрабатываемой залежи.

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, предварительно определили вязкость - 27000 мПа·с. Определили продуктивные пласты, разделенные слабопродуктивным (непроницаемым) пропластком. Пробурили восходящую субгоризонтальную пароциклическую скважину с пересечением всех пластов и образованием двух синусоидальных ступеней.

Средний уровень по абсолютной отметке первой ступени составляет 104,6 м, средний уровень по абсолютной отметке второй ступени - 105,9 мм. Расстояние между средними уровнями первой и второй ступеней составляет 150 м.

Далее произвели закачку теплоносителя - пара, остановили закачку теплоносителя на термокапиллярную пропитку на 40 сут. После прогрева и пропитки скважину перевели на отбор жидкости. Далее циклы закачки и отбора повторили.

Пример 2.

На послойно-зонально-неоднородном месторождении Ново-Елховское, находящемся на глубине 150 м, со средней эффективной нефтенасыщенной толщиной 7 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,4 МПа, нефтенасыщенностью 0,65 д. ед., пористостью 30 % (коэффициент пористости – 0,30 доли ед.), проницаемостью 2,151 мкм², плотностью нефти в пластовых условиях 905 кг/м предварительно определили вязкость - менее 350 мПа·с. Определили продуктивные пласты, разделенные слабопродуктивным (непроницаемым) пропластком. Пробурили восходящую субгоризонтальную пароциклическую скважину с пересечением всех пластов и образованием трех синусоидальных ступеней.

Средний уровень по абсолютной отметке первой ступени составляет 42,8 м, средний уровень по абсолютной отметке второй ступени - 43,9 м, средний уровень по абсолютной отметке третьей ступени - 50 м. Расстояние между средними уровнями первой и второй ступеней составляет 175 м, расстояние между средними уровнями второй и третьей ступеней составляет 250 м.

Предлагаемый способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума с наличием непроницаемого пропластка позволяет увеличить эффективность применения способа. Предлагаемый способ является простым, позволяет удешевить разработку пласта за счет строительства одной пароциклической скважины в виде синусоиды с пересечением всех пластов в многопластовом послойно-неоднородном коллекторе.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой и битумной нефти с наличием непроницаемого пропластка. Для осуществления способа разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума с наличием непроницаемого пропластка бурят горизонтальные скважины, горизонтальные участки выполняют в виде синусоиды с пересечением всех пластов в многопластовом послойно-неоднородном коллекторе и отбирают жидкость из многопластового послойно-неоднородного коллектора. Предварительно определяют вязкость сверхвязкой нефти или битума в пластовых условиях, горизонтальные скважины выполняют в виде восходящих субгоризонтальных пароциклических скважин. Направление бурения выбирают таким образом, чтобы горизонтальные участки скважин в виде синусоиды по восходящей пересекали непроницаемый пропласток с образованием синусоидальных ступеней. Средний уровень каждой последующей синусоидальной ступени по абсолютной отметке выполняют выше среднего уровня предыдущей синусоидальной ступени как минимум на 1 м. Расстояние между средними уровнями двух соседних ступеней выдерживают 150-250 м. В зависимости от вязкости сверхвязкой нефти или битума выбирают способ эксплуатации залежи, при вязкости более 500 мПа*с в пластовых условиях осуществляют закачку пара, прогрев сверхвязкой нефти или битума, после прогрева производят отбор жидкости, при вязкости менее 500 мПа*с в пластовых условиях производят отбор жидкости механизированным способом. Достигается технический результат – повышение эффективности разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума, увеличение коэффициента извлечения нефти, снижение вероятности формирования гидрозатвора в низших интервалах скважин. 1 ил.

Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума с наличием непроницаемого пропластка, включающий бурение горизонтальных скважин, горизонтальные участки которых выполняют в виде синусоиды с пересечением всех пластов в многопластовом послойно-неоднородном коллекторе, и отбор жидкости из многопластового послойно-неоднородного коллектора, отличающийся тем, что предварительно определяют вязкость сверхвязкой нефти или битума в пластовых условиях, горизонтальные скважины выполняют в виде восходящих субгоризонтальных пароциклических скважин, а направление бурения выбирают таким образом, чтобы горизонтальные участки скважин в виде синусоиды по восходящей пересекали непроницаемый пропласток с образованием синусоидальных ступеней, при этом средний уровень каждой последующей синусоидальной ступени по абсолютной отметке выполняют выше среднего уровня предыдущей синусоидальной ступени как минимум на 1 м, а расстояние между средними уровнями двух соседних ступеней выдерживают 150-250 м, в зависимости от вязкости сверхвязкой нефти или битума выбирают способ эксплуатации залежи, при вязкости более 500 мПа*с в пластовых условиях осуществляют закачку пара, прогрев сверхвязкой нефти или битума, после прогрева производят отбор жидкости, при вязкости менее 500 мПа*с в пластовых условиях производят отбор жидкости механизированным способом.