Способ разработки залежей высоковязкой нефти и природного битума Российский патент 2023 года по МПК E21B43/24 E21B7/04 E21B49/00 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и направлено на увеличение технологической эффективности разработки залежей тяжелой нефти или природного битума путем нагнетания в залежь водяного пара.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти методом парогравитационного воздействия на пласт, включающий бурение и обустройство не менее одной нагнетательной и добывающей скважин таким образом, что их горизонтальные стволы размещают параллельно друг над другом, причем горизонтальные стволы нагнетательных скважин размещают на расстоянии не менее трех метров над горизонтальным стволом добывающей скважины, осуществляют регулируемую закачку пара в нагнетательные скважины для прогрева продуктивного пласта на всем протяжении ее горизонтального ствола и подъем жидкости из добывающей скважины (см. патент РФ №2444617, МПК Е21В 43/24, Е21В 47/06, опуб. 10.03.2012, бюл. №7).

Недостатками известного способа являются значительная трудоемкость бурения двух и более нагнетательных скважин и значительного паронефтяного отношения при малом расстоянии между добывающей и нагнетательными скважинами.

Известен способ разработки залежей высоковязкой нефти или природного битума, предусматривающем бурение горизонтальной добывающей скважины вблизи подошвы пласта, бурение выше нее в той же вертикальной плоскости параллельно добывающей скважине нагнетательной горизонтальной скважины, на расстоянии, обеспечивающем возможность создания гидродинамической связи между скважинами для инициирования процесса дренирования, закачку пара в нагнетательную скважину и отбор жидкости из добывающей скважины, далее бурят дополнительную нагнетательную скважину над горизонтальной нагнетательной скважиной параллельно ей в одной и той же вертикальной плоскости на минимальном расстоянии от кровли пласта с обеспечением установления гидродинамической связи между верхней нагнетательной и добывающей скважинами, после чего прекращают закачку пара в нижнюю нагнетательную скважину и начинают закачивать пар в верхнюю нагнетательную скважину до завершения периода выработки элемента вытеснения (см. патент РФ №2643056, МПК Е21В 43/24, Е21В 7/04, опуб. 30.01.2018, бюл. №4), который принят за прототип.

Известный способ позволяет обеспечить извлечение нефти из большего объема путем последовательного нагрева пластовой среды.

Недостатками известного способа являются значительная трудоемкость бурения дополнительной нагнетательной скважины и значительное паронефтяное отношение вследствие одинаковой подачи пара в пласт без учета пористости и проницаемости пласта по длине скважины.

Технической задачей заявленного изобретения является снижение трудоемкости разработки залежей высоковязкой нефти и природного битума.

Решение поставленной задачи достигается тем, что в способе разработки залежей высоковязкой нефти и природного битума, включающем бурение горизонтальной добывающей скважины вблизи подошвы пласта, бурение выше в той же вертикальной плоскости и параллельно горизонтальной добывающей скважине горизонтальной нагнетательной скважины на расстоянии, обеспечивающем возможность создания гидродинамической связи между скважинами для инициирования процесса дренирования, закачку пара в горизонтальную нагнетательную скважину и отбор жидкости из добывающей скважины, согласно техническому решению, сначала в зоне залежей выполняют строительство вертикальных оценочных скважин для оконтуривания продуктивного пласта с отбором керна и лабораторные исследования керна с получением данных по нефтенасыщенности, пористости, проницаемости продуктивного пласта,

далее осуществляют разработку структурных карт нефтенасыщенных толщин, относя к продуктивному пласту толщины с минимальным значением по нефтенасыщенности 4,7% по весу, и ликвидацию вертикальных оценочных скважин,

затем бурят горизонтальную добывающую скважину выше на 1 м подошвы продуктивного пласта - толщины пласта с минимальным значением по нефтенасыщенности около 4,7% по весу,

после этого проводят геофизические исследования для определения вдоль горизонтального ствола добывающей скважины геолого-физических параметров - средневзвешенных по длине ствола значений пористости, проницаемости, нефтенасыщенности,

выбирают расстояние между горизонтальными участками добывающей и нагнетательной скважин, обеспечивающее возможность создания гидродинамической связи между скважинами, следующим образом:

при проницаемости пласта до 0,78 мкм², пористости пласта до 0,27 д.ед. и вязкости нефти в стандартных условиях более 8500 мПа⋅с - расстояние 5 м;

при проницаемости пласта 0,77-1,16 мкм², пористости пласта 0,28 -0,31 д.ед. и вязкости нефти в стандартных условиях 4501-8500 мПа⋅с - расстояние 7,5 м;

при проницаемости пласта более 1,77 мкм², пористости пласта более 0,32 д.ед. и вязкости нефти в стандартных условиях менее 4500 мПа⋅с - расстояние 10 м,

при разбросе геолого-физических параметров выбирают минимальное расстояние из возможных,

строят горизонтальную нагнетательную скважину при выбранном расстоянии от горизонтальной добывающей скважины,

проводят геофизические исследования для определения вдоль горизонтального ствола нагнетательной скважины геолого-физических параметров - пористости, проницаемости, нефтенасыщенности,

в горизонтальные нагнетательную и добывающую скважины опускают по две параллельные трубы большего и меньшего диаметра,

концы труб меньшего диаметра располагают в начале фильтровальных горизонтальных участков в зонах с наибольшими значениями пористости и проницаемости,

а концы труб большего диаметра - во второй половине фильтровальных горизонтальных участков скважин в зонах с наибольшими значениями пористости и проницаемости,

производят закачку пара в обе скважины с обеспечением гидродинамической связи между скважинами,

далее подачу пара в горизонтальную добывающую скважину прекращают, поднимают из нее трубы и опускают насос до начала горизонтального участка,

затем осуществляют закачку пара в горизонтальную нагнетательную скважину и отбор жидкости из горизонтальной добывающей скважины.

Предлагаемый способ разработки залежей высоковязкой нефти и природного битума поясняется чертежом.

На фиг. 1 показана схема расположения добывающей и нагнетательной скважины и скважинного оборудования при закачке пара;

На фиг. 2 - схема расположения добывающей и нагнетательной скважины и скважинного оборудования при отборе продукции из скважины.

Способ может быть реализован следующим образом.

В зоне залежей нефти выполняется строительство вертикальных оценочных скважин для оконтуривания продуктивного пласта с отбором керна, проведение лабораторных исследований керна с получением данных по нефтенасыщенности, пористости, проницаемости продуктивного пласта. Далее осуществляется разработка структурных карт нефтенасыщенных толщин с отнесением к продуктивному пласту толщин с минимальным значением по нефтенасыщенности - 4,7% по весу, ликвидацию вертикальных оценочных скважин.

Далее в пласте 1 (Фиг. 1) высоковязкой нефти или природного битума бурятся две параллельные горизонтальные скважины 2 и 3, расположенные одна над другой, добывающая нижняя 2 и нагнетательная верхняя 3 скважины. Первоначально бурят добывающую скважину выше на 1 м подошвы продуктивной толщины пласта 1 с минимальным значением по нефтенасыщенности около 4,7%) по весу.

После этого проводят геофизические исследования (ГИС) по определению геолого-физических параметров вдоль горизонтального ствола (средневзвешенное по длине ствола значение пористости, проницаемости, нефтенасыщенности). По результатам интерпретации данных ГИС выбирают расстояние горизонтального ствола от горизонтального ствола нагнетательной скважины, располагаемой выше и параллельно горизонтальному стволу добывающей скважины в соответствии с таблицей 1.

При разбросе параметров геолого-физических свойств выбирают минимальное расстояние из возможных.

Далее строят горизонтальную нагнетательную скважину 3 на расстоянии, выбираемом из таблицы 1 от добывающей скважины 2, и совпадающую с ней в профиле.

В горизонтальном стволе нагнетательной скважины 3 проводят геофизические исследования по определению геолого-физических параметров вдоль горизонтального ствола (пористость, проницаемость, нефтенасыщенность).

После чего в нагнетательную скважину 3 опускают эксплуатационную колонну 4 до горизонтальной фильтровальной части 5 скважины. В нагнетательную 3 и добывающую 2 скважины опускают по две параллельные трубы 6, 7 и 8, 9, например, насосно-компрессорные трубы (НКТ). В добывающую скважину также опускают эксплуатационную трубу 10 до горизонтального фильтровального участка 11. Концы труб 6 и 8 меньшего диаметра располагают в начале фильтровальных горизонтальных участков 5 и 11 в зонах с наибольшими значениями пористости и проницаемости, а концы труб 7 и 9 большего диаметра - во второй половине фильтровальных горизонтальных участков 5 и 11 скважин 3 и 2 соответственно в зонах с наибольшими значениями пористости и проницаемости.

Между добывающей 2 и нагнетательной 3 скважинами создается термогидродинамическая связь путем прогрева объема нефтенасыщенной породы, находящейся в пространстве между этими скважинами, за счет циркуляции водяного пара по стволам добывающей 2 и нагнетательной 3 скважин. Этап прогрева направлен на воздействие непосредственно на пласт 1 с целью изменения свойств углеводородного сырья - «снижение вязкости нефти и придания ей текучести». В результате внесения паром тепла в пласт 1, происходит разогрев интервала между верней 3 и нижней 2 скважинами. Снижается вязкость нефти в этой зоне и, тем самым, обеспечивается гидродинамическая связь между скважинами 2 и 3.

При значительной вязкости нефти возможна закачка растворителя до освоения парных скважин для снижения вязкости и увеличения подвижности нефти в межскважинной зоне, так как закачка растворителя обоснована именно при большом расстоянии между добывающей и нагнетательной скважинами.

Далее прекращается подача пара в нижнюю добывающую скважину 2 (фиг. 2), и из нее поднимаются НКТ 8 и 9. На НКТ 12 спускается насос 13 и начинается откачка конденсата пара и пластовой воды для создания термогидродинамической связи между добывающей 2 и нагнетательной 3 скважинами.

В нагнетательную скважину 3 продолжается непрерывная закачка пара для повышения как температуры в пласте 1, так и пластового давления. На границе паровой камеры внесенное в пласт 1 тепло передается малоподвижной нефти, при этом пар конденсируется, а прогретая нефть вытесняется под действием собственного веса и сконденсировавшегося пара по направлению сверху вниз, то есть производительность горизонтальной скважины обеспечивается действием двух факторов - гравитационного и гидродинамического перепадов давления при расчетной температуре прогрева пласта 1, обеспечивающей подвижность высоковязкой нефти.

Парожидкостный раздел при этом поддерживается на уровне между двумя горизонтальными скважинами 2 и 3 для предотвращения прорыва пара в добывающую скважину 2 и, соответственно, интенсивного роста паронефтяного отношения.

Паровая зона начинает расти от нагнетательной скважины 3 вертикально вверх под действием архимедовых сил, создается паровая камера. Посредством откачки конденсата пара и пластовой воды достигается снижение пластового давления в интервале расположения добывающей скважины 2, что создает условия для парогравитационного стока разогретой высоковязкой нефти к стволу добывающей скважины 2.

Вначале в добывающую скважину поступают только конденсат пара и пластовая вода. В случае отсутствия осложнений горно-геологического строения залежи, постепенно с прогревом межскважинной зоны начинает поступать нефть, факт получения которой определяется по результатам отбора проб на устье скважины.

С момента начала добычи нефти, паровая камера, по мере вытеснения нефти паром за счет гравитационного разделения и непрерывной закачки пара, постоянно растет и с течением времени распространяется до кровли пласта, а затем расширяется по горизонтали, сливаясь с прогретыми зонами, расположенными вокруг соседних аналогичных парных горизонтальных скважин в системе разработки. При этом нефть всегда находится в контакте с высокотемпературной паровой камерой, т.е. непроизводительные потери тепла минимальны, что делает этот способ разработки выгодным с энергетической точки зрения.

Таким образом, путем рационального выбора расстояния между горизонтальными участками добывающей и нагнетательной скважин по результатам геофизических исследований пласта, подачи пара в добывающую и нагнетательную скважины в зонах с наибольшими значениями пористости и проницаемости, обеспечивается отбор продукции при увеличении расстояния между скважинами при одновременном сокращении паронефтяного соотношения.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - увеличение технологической эффективности разработки залежей тяжелой нефти или природного битума. В способе разработки залежей высоковязкой нефти и природного битума сначала в зоне залежей выполняют строительство вертикальных оценочных скважин для оконтуривания продуктивного пласта с отбором керна и лабораторные исследования керна с получением данных по нефтенасыщенности, пористости, проницаемости продуктивного пласта. Далее осуществляют разработку структурных карт нефтенасыщенных толщин, относя к продуктивному пласту толщины с минимальным значением по нефтенасыщенности 4,7% по весу, и ликвидацию вертикальных оценочных скважин. Затем бурят горизонтальную добывающую скважину выше на 1 м подошвы продуктивного пласта - толщины пласта с минимальным значением по нефтенасыщенности около 4,7% по весу. После этого проводят геофизические исследования для определения вдоль горизонтального ствола добывающей скважины геолого-физических параметров - средневзвешенных по длине ствола значений пористости, проницаемости, нефтенасыщенности, выбирают расстояние между горизонтальными участками добывающей и нагнетательной скважин, обеспечивающее возможность создания гидродинамической связи между скважинами: при проницаемости пласта до 0,78 мкм², пористости пласта до 0,27 д.ед. и вязкости нефти в стандартных условиях более 8500 мПа⋅с - расстояние 5 м, при проницаемости пласта 0,77-1,16 мкм², пористости пласта 0,28-0,31 д.ед. и вязкости нефти в стандартных условиях 4501-8500 мПа⋅с - расстояние 7,5 м, при проницаемости пласта более 1,77 мкм², пористости пласта более 0,32 д.ед. и вязкости нефти в стандартных условиях менее 4500 мПа⋅с - расстояние 10 м, при разбросе геолого-физических параметров выбирают минимальное расстояние из возможных. Строят горизонтальную нагнетательную скважину на выбранном расстоянии от горизонтальной добывающей скважины выше в той же вертикальной плоскости и параллельно горизонтальной добывающей скважине. Проводят геофизические исследования для определения вдоль горизонтального ствола нагнетательной скважины геолого-физических параметров - пористости, проницаемости, нефтенасыщенности. В горизонтальные нагнетательную и добывающую скважины опускают по две параллельные трубы большего и меньшего диаметра. Концы труб меньшего диаметра располагают в начале фильтровальных горизонтальных участков в зонах с наибольшими значениями пористости и проницаемости, а концы труб большего диаметра - во второй половине фильтровальных горизонтальных участков скважин в зонах с наибольшими значениями пористости и проницаемости. Производят закачку пара в обе скважины с обеспечением гидродинамической связи между скважинами. Далее подачу пара в горизонтальную добывающую скважину прекращают, поднимают из нее трубы и опускают насос до начала горизонтального участка. Затем осуществляют закачку пара в горизонтальную нагнетательную скважину и отбор жидкости из горизонтальной добывающей скважины. 2 ил., 1 табл.

Способ разработки залежей высоковязкой нефти и природного битума, включающий бурение горизонтальной добывающей скважины вблизи подошвы пласта, бурение выше в той же вертикальной плоскости и параллельно горизонтальной добывающей скважине горизонтальной нагнетательной скважины на расстоянии, обеспечивающем возможность создания гидродинамической связи между скважинами для инициирования процесса дренирования, закачку пара в горизонтальную нагнетательную скважину и отбор жидкости из горизонтальной добывающей скважины, отличающийся тем, что

сначала в зоне залежей выполняют строительство вертикальных оценочных скважин для оконтуривания продуктивного пласта с отбором керна и лабораторные исследования керна с получением данных по нефтенасыщенности, пористости, проницаемости продуктивного пласта,

далее осуществляют разработку структурных карт нефтенасыщенных толщин, относя к продуктивному пласту толщины с минимальным значением по нефтенасыщенности 4,7% по весу, и ликвидацию вертикальных оценочных скважин,

затем бурят горизонтальную добывающую скважину выше на 1 м подошвы продуктивного пласта - толщины пласта с минимальным значением по нефтенасыщенности около 4,7% по весу,

после этого проводят геофизические исследования для определения вдоль горизонтального ствола добывающей скважины геолого-физических параметров - средневзвешенных по длине ствола значений пористости, проницаемости, нефтенасыщенности,

выбирают расстояние между горизонтальными участками добывающей и нагнетательной скважин, обеспечивающее возможность создания гидродинамической связи между скважинами, следующим образом:

при проницаемости пласта до 0,78 мкм², пористости пласта до 0,27 д.ед. и вязкости нефти в стандартных условиях более 8500 мПа⋅с - расстояние 5 м,

при проницаемости пласта 0,77-1,16 мкм², пористости пласта 0,28-0,31 д.ед. и вязкости нефти в стандартных условиях 4501-8500 мПа⋅с - расстояние 7,5 м,

при проницаемости пласта более 1,77 мкм², пористости пласта более 0,32 д.ед. и вязкости нефти в стандартных условиях менее 4500 мПа⋅с - расстояние 10 м,

при разбросе геолого-физических параметров выбирают минимальное расстояние из возможных,

строят горизонтальную нагнетательную скважину на выбранном расстоянии от горизонтальной добывающей скважины,

проводят геофизические исследования для определения вдоль горизонтального ствола нагнетательной скважины геолого-физических параметров - пористости, проницаемости, нефтенасыщенности,

в горизонтальные нагнетательную и добывающую скважины опускают по две параллельные трубы большего и меньшего диаметра,

концы труб меньшего диаметра располагают в начале фильтровальных горизонтальных участков в зонах с наибольшими значениями пористости и проницаемости,

а концы труб большего диаметра - во второй половине фильтровальных горизонтальных участков скважин в зонах с наибольшими значениями пористости и проницаемости,

производят закачку пара в обе скважины с обеспечением гидродинамической связи между скважинами,

далее подачу пара в горизонтальную добывающую скважину прекращают, поднимают из нее трубы и опускают насос до начала горизонтального участка,

затем осуществляют закачку пара в горизонтальную нагнетательную скважину и отбор жидкости из горизонтальной добывающей скважины.