Способ разработки залежи сверхвязкой нефти Российский патент 2023 года по МПК E21B43/24 E21B7/06 E21B47/04 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке залежей высоковязкой нефти или битумов с нефтенасыщенной толщиной менее 10 м при тепловом воздействии горизонтальными скважинами.

Известен способ разработки месторождений высоковязкой нефти (патент RU № 2363839, МПК Е21В 43/24, 7/04, 43/10, опубл. 10.08.2009, бюл. № 22), плотность которой ниже плотности теплоносителя, включающий бурение основного ствола скважины, из которой производят бурение бокового горизонтального ствола, спуск в него перфорированной колонны, спуск насосно-компрессорных труб в основной ствол скважины, установку ниже интервала зарезки бокового горизонтального ствола пакера, который герметизирует пространство между насосно-компрессорной трубой и основной скважиной, закачку теплоносителя по одному стволу и отбор высоковязкой нефти или битума из другого ствола скважины, причем перед установкой пакера в нижнюю необсаженную часть основного ствола скважины спускают на колонне труб отклонитель, который ориентируют выходным отверстием в направлении бокового горизонтального ствола и ниже его в пределах этого же продуктивного пласта, после чего при помощи гибкой трубы с гидромониторной насадкой формируют горизонтальный участок, размещенный под боковым горизонтальным стволом, после чего гибкую трубу и колонну труб с отклонителем извлекают из скважины, после установки пакера, но перед спуском насосно-компрессорных труб, их оснащают трубчатым фильтром и расположенными выше ниппелем с отклонителем, оснащенным окном, выполненным в стенке насосно-компрессорных труб выше ниппеля, и обводным каналом, вход которого сообщен с надклиновым пространством колонны насосно-компрессорных труб, а выход - с подниппельным пространством колонны насосно-компрессорных труб, после чего колонну насосно-компрессорных труб спускают в основной ствол скважины до герметичного взаимодействия ниппеля с пакером с размещением трубчатого фильтра напротив горизонтального участка и расположением окна напротив интервала зарезки бокового горизонтального ствола пакера, затем перфорированную колонну на технологической колонне труб с дополнительным пакером спускают через колонну насосно-компрессорных труб, отклонитель и окно в боковой горизонтальный ствол до размещения перфорированной колонны труб в ее горизонтальном участке, после чего дополнительный пакер устанавливают между насосно-компрессорными трубами и технологической колонной труб выше окна, но ниже входа обводного канала, закачку теплоносителя в основной ствол скважины осуществляют по межтрубному пространству насосно-компрессорных труб и колонны технологических труб, обводному каналу, подниппельному пространству колонны насосно-компрессорных труб и фильтру, а отбор - из бокового горизонтального ствола через перфорированную колонну по технологической колонне труб.

Недостатками данного способа являются:

- недостаточная эффективность при применении парогравитационного метода добычи сверхвязкой нефти, так как закачка теплоносителя производится в подошвенную часть пласта, а добыча продукции - из верхней части;

- низкая эффективность охвата разработкой участка залежи за счет бурения только одного бокового ствола.

Наиболее близким является способ разработки высоковязких нефтей или битума (патент RU № 2289685, МПК Е21В 43/24, опубл. 27.06.1996, бюл. № 36), включающий бурение вертикальной скважины, спуск и цементирование эксплуатационной колонны, ее перфорирование, спуск насосно-компрессорных труб, закачку теплоносителя и отбор высоковязкой нефти или битума, после бурения вертикальной скважины производят исследование коллекторских и тепловых свойств вскрытых бурением пластов, выделяют битумонасыщенные и водонасыщенные пропластки, после чего из вертикальной скважины производят бурение бокового горизонтального ствола так, чтобы он вскрыл промежуточный водоносный пропласток в разрезе битумного пласта - на половину распространения локального водоносного пропластка, боковой ствол цементируют до верхнего битуминозного пропластка, затем в боковой ствол спускают перфорированную обсадную колонну, причем перфорирование проводят так, что число перфорационных отверстий увеличивают по мере удаления от вертикального ствола скважины, а вертикальный ствол скважины перфорируют в зонах, вскрытых бурением битуминозных пропластков, насосно-компрессорные трубы спускают в вертикальную скважину с пакером, который устанавливают ниже интервала зарезки бокового ствола, закачку теплоносителя производят в боковой горизонтальный ствол, а отбор высоковязкой нефти или битума - по вертикальному стволу, при этом после выработки продуктивной зоны между вертикальным и боковым горизонтальным стволом в боковой горизонтальный ствол последовательно закачивают оторочку полиакриламида в объеме 0,1 от объема прогретой продуктивной зоны и воды, причем воду закачивают до появления полиакриламида в вертикальном стволе скважины, после чего возобновляют закачку теплоносителя в боковой горизонтальный ствол, производят добычу высоковязкой нефти или битума, затем переходят к закачке теплоносителя через вертикальный ствол скважины и боковой горизонтальный ствол для обеспечения добычи высоковязкой нефти или битума в соседних добывающих скважинах.

Недостатками данного способа являются:

- большие тепловые потери при закачке теплоносителя, обусловленные большим сечением кольцевого пространства, по которому закачивается теплоноситель, и непосредственным контактом теплоносителя со стенками скважины, за которыми находится цементное кольцо, что ведет к нагреванию последнего и, как следствие, поглощению тепла, кроме того, при нагревании цементного кольца за обсадной колонной ухудшается качество сцепления цементного кольца с обсадной колонной, что может впоследствии привести к заколонным перетокам;

- не учтено условие по повышению перепада давления (депрессии) между забойным (в стволе скважины) и пластовым (в прилегающей к скважине “призабойной” части месторождения), что снижает гравитационный сток и соответственно дебит добываемой продукции скважин.

Технической задачей является повышение эффективности разработки залежи сверхвязкой нефти за счет увеличения охвата разработкой залежи.

Техническая задача решается способом разработки залежи сверхвязкой нефти, включающим бурение вертикальной скважины, исследование фильтрационно-емкостных свойств вскрытых бурением пластов, выделение битумонасыщенных и водонасыщенных пропластков, бурение из вертикальной скважины боковых горизонтальных стволов.

Новым является то, что после выделения водонасыщенных и нефтенасыщенных пропластков определяют уровень водонефтяного контакта - ВНК, после этого в вертикальную скважину спускают колонну труб до глубины на 10 м ниже ВНК и производят ее цементирование с образованием искусственного забоя, далее производят установку клина-отклонителя в направлении бурения боковых стволов, вырезают окно, производят бурение от 2 до 4 боковых горизонтальных стволов длиной 50-100 м, причем таким образом, чтобы нижние точки боковых горизонтальных стволов располагались на расстоянии не менее 2 м от ВНК, а забои боковых горизонтальных стволов находились на 2-4 м выше нижних точек боковых горизонтальных стволов, затем в скважину до искусственного забоя спускают с предварительно установленными на верхнем и нижнем концах узлами герметизации колонну труб в составе с фильтровой колонной длиной 3 м до установки фильтровой колонны напротив интервала зарезки боковых горизонтальных стволов, после этого в вертикальную скважину закачивают пар интенсивностью, не превышающей 30 т/сут, в течение 50 дней, далее останавливают закачку пара на термокапиллярную пропитку продолжительностью 20 дней, спускают насос на глубину выше искусственного забоя вертикальной скважины на 3 м и отбирают жидкость до снижения температуры добываемой жидкости ниже 40 °С, далее цикл закачки и отбора повторяют.

На фиг. представлена схема осуществления предлагаемого способа.

Способ разработки залежи сверхвязкой нефти осуществляют следующим образом.

На участке залежи сверхвязкой нефти 1 с нефтенасыщенной толщиной менее 10 м бурят вертикальную скважину 2, производят исследование фильтрационно-емкостных свойств вскрытых бурением пластов, производят выделение битумонасыщенных и водонасыщенных пропластков, определяют нефтенасыщенность.

После выделения водонасыщенных и нефтенасыщенных пропластков определяют уровень водонефтяного контакта - ВНК 3 (выделяют ВНК) залежи 1. После этого в вертикальную скважину 2 производят спуск колонны труб 4, например, диаметром 168 мм, до глубины на 10 м ниже ВНК 3 и производят ее цементирование с образованием искусственного забоя. Далее производят установку клина-отклонителя (на фиг. не показано) в направлении бурения боковых стволов 5 и 5'. Вырезают окно, производят бурение (например, при помощи гидромониторного способа бурения) от 2 до 4 боковых горизонтальных стволов, например, двух стволов 5, 5', длиной 50-100 м. Бурение производят таким образом, чтобы нижние точки боковых горизонтальных стволов 5, 5' располагались на расстоянии не менее 2 м от ВНК, а забои боковых горизонтальных стволов находились на 2-4 м выше нижних точек боковых горизонтальных стволов 5, 5'. Затем в скважину до искусственного забоя спускают колонну труб 6, например, колонну труб диаметром 114 мм, с предварительно установленными на верхнем и нижнем ее концах узлами герметизации 7 и 7ꞌ, в составе с фильтровой колонной 8 (совместно) длиной 3 м до установки фильтровой колонны 8 напротив интервала зарезки боковых горизонтальных стволов 5, 5'. Узел герметизации 7 на верхнем окончании колонны труб 6 располагают, например, на 10 м выше кровли 9, узел герметизации на нижнем окончании колонны труб 6 располагают, например, на 9 м ниже ВНК 3. Узлы герметизации 7, 7' устанавливают для исключения пескопроявления.

После этого в вертикальную скважину 2 закачивают пар интенсивностью, не превышающей 30 т/сут (определяется приемистостью скважины, чем ниже приемистость, тем ниже интенсивность закачки), в течение 50 дней. Далее останавливают закачку пара на термокапиллярную пропитку продолжительностью 20 дней. Спускают насос 10 на глубину выше искусственного забоя вертикальной скважины на 3 м и отбирают жидкость до снижения температуры добываемой жидкости ниже 40 °С (при этом скважина остывает, снижается дебит, увеличивается обводненность) После снижения температуры добываемой жидкости до 40 °С и ниже отбор жидкости останавливают, извлекают насос и возобновляют закачку пара. Далее цикл закачки и отбора повторяют.

Предлагаемый способ позволяет повысить эффективность разработки залежи сверхвязкой нефти за счет увеличения охвата разработкой залежи, а также повысить нефтеотдачу продуктивного пласта за счет увеличения дебита нефти скважины.

Примеры конкретного выполнения.

Пример 1.

На Архангельской залежи сверхвязкой нефти, находящейся на глубине 205 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,4 МПа, нефтенасыщенностью 0,65 д. ед., пористостью 29%, проницаемостью 1,34 мкм², плотностью нефти в поверхностных условиях 944 кг/м³, вязкость нефти в пластовых условиях 11820 мПа*с, определили участок залежи с нефтенасыщенной толщиной менее 10 м. Пробурили вертикальную скважину, произвели исследование фильтрационно-емкостных свойств вскрытых бурением пластов. На основании полученных данных выделили битумонасыщенные и водонасыщенные пропластки, определили нефтенасыщенность.

После выделения водонасыщенных и нефтенасыщенных пропластков определили уровень водонефтяного контакта - ВНК залежи (206 м). После этого в вертикальную скважину произвели спуск колонны труб диаметром 168 мм до глубины на 10 м (216 м) ниже ВНК залежи и зацементировали, таким образом образовали искусственный забой. Далее произвели установку клина-отклонителя в направлении бурения боковых стволов. Вырезали окно, при помощи гидромониторного способа бурения произвели бурение двух боковых горизонтальных стволов 5 и 5' длинами 50 м и 52 м соответственно. Нижние точки боковых горизонтальных стволов располагались на расстоянии 2 м и 2,2 м от ВНК соответственно, а забои боковых горизонтальных стволов находились на 2 м и 2.5 м выше нижних точек боковых горизонтальных стволов соответственно. Затем в скважину до искусственного забоя спустили колонну труб диаметром 114 мм, с предварительно установленными на верхнем и нижнем концах узлами герметизации, совместно с фильтровой колонной длиной 3 м до установки фильтровой колонны напротив интервала зарезки боковых горизонтальных стволов.

После этого в вертикальную скважину начали закачивать пар интенсивностью 25 т/сут в течение 50 дней. Далее остановили закачку пара на термокапиллярную пропитку продолжительностью 20 дней. Спустили насос на глубину выше искусственного забоя вертикальной скважины на 3 м (213 м) и отбирали жидкость до снижения температуры добываемой жидкости до 35 °С. При этом наблюдалось увеличение обводненности продукции скважины. После снижения температуры добываемой жидкости остановили отбор жидкости и извлекли насос и возобновили закачку пара. Далее цикл закачки, термокапиллярной пропитки и отбора повторили.

В результате применения данной технологии дебит увеличился на 4 т/сут.

Пример 2.

На Архангельской залежи сверхвязкой нефти, находящейся на глубине 205 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,4 МПа, нефтенасыщенностью 0,65 д. ед., пористостью 29%, проницаемостью 1,34 мкм², плотностью нефти в поверхностных условиях 944 кг/м³, вязкость нефти в пластовых условиях 11820 мПа*с, определили участок залежи с нефтенасыщенной толщиной менее 10 м. Пробурили вертикальную скважину, произвели исследование фильтрационно-емкостных свойств вскрытых бурением пластов, на основании полученных данных выделили битумонасыщенные и водонасыщенные пропластки, определили нефтенасыщенность.

После выделения водонасыщенных и нефтенасыщенных пропластков определили уровень водонефтяного контакта - ВНК залежи (207 м). После этого в вертикальную скважину произвели спуск колонны труб, диаметром 168 мм, до глубины на 10 м ниже ВНК залежи на глубину (217 м) и зацементировали. Далее произвели установку клина-отклонителя в направлении бурения боковых стволов. Вырезали окно, при помощи гидромониторного способа бурения произвели бурение трех боковых горизонтальных стволов длинами 73 м, 76 м и 80 м, причем нижние точки боковых горизонтальных стволов располагались на расстоянии 2 м, 2,2 м, 2,5 м от ВНК соответственно, а забои боковых горизонтальных стволов находились на 3 м, 3,2 м, 4 м выше нижних точек боковых горизонтальных стволов. Затем в скважину до искусственного забоя спустили колонну труб диаметром 114 мм, с предварительно установленными на верхнем и нижнем концах узлами герметизации, совместно с фильтровой колонной длиной 3 м до установки фильтровой колонны напротив интервала зарезки боковых горизонтальных стволов.

После этого в вертикальную скважину начали закачивать пар интенсивностью 25 т/сут в течение 50 дней. Далее остановили закачку пара на термокапиллярную пропитку продолжительностью 20 дней. Спустили насос на глубину выше искусственного забоя вертикальной скважины на 3 м (214 м) и отбирали жидкость до снижения температуры добываемой жидкости до 37 °С. При этом наблюдалось увеличение обводненности продукции скважины. После снижения температуры добываемой жидкости остановили отбор жидкости и извлекли насос и возобновили закачку пара. Далее цикл закачки, термокапиллярной пропитки и отбора повторили.

В результате применения данной технологии дебит увеличился на 3 т/сут.

Пример 3.

На Архангельской залежи сверхвязкой нефти, находящейся на глубине 205 м, пластовой температурой 8 °С, давлением 0,4 МПа, нефтенасыщенностью 0,65 д. ед., пористостью 29%, проницаемостью 1,34 мкм², плотностью нефти в поверхностных условиях 944 кг/м³, вязкость нефти в пластовых условиях 11820 мПа*с, определили участок залежи с нефтенасыщенной толщиной менее 10 м. Пробурили вертикальную скважину, произвели исследование фильтрационно-емкостных свойств вскрытых бурением пластов, на основании полученных данных выделили битумонасыщенные и водонасыщенные пропластки, определили нефтенасыщенность.

После выделения водонасыщенных и нефтенасыщенных пропластков определили уровень водонефтяного контакта – ВНК (204 м). После этого в вертикальную скважину произвели спуск колонны труб, диаметром 168 мм, до глубины на 10 м ниже ВНК залежи (214 м) и зацементировали. Далее произвели установку клина-отклонителя в направлении бурения боковых стволов. Вырезали окно, при помощи гидромониторного способа бурения произвели бурение четырех боковых горизонтальных стволов длинами 92 м, 95 м, 98 м, 100 м, причем нижние точки боковых горизонтальных стволов располагалась на расстоянии 2 м, 2,2 м, 2,3 м, 2,4 м от ВНК соответственно, а забои боковых горизонтальных стволов находились на 2 м, 2,5 м, 2,7 м, 3 м выше нижних точек боковых горизонтальных стволов соответственно. Затем в скважину до искусственного забоя спустили колонну труб диаметром 114 мм, с предварительно установленными на верхнем и нижнем концах узлами герметизации, совместно с фильтровой колонной длиной 3 м до установки фильтровой колонны напротив интервала зарезки боковых горизонтальных стволов. Узел герметизации на верхнем окончании колонны расположили на 10 м выше кровли, узел герметизации на нижнем окончании колонны 6 расположили на 9 м ниже подошвы.

После этого в вертикальную скважину начали закачивать пар интенсивностью 25 т/сут в течение 50 дней. Далее остановили закачку пара на термокапиллярную пропитку продолжительностью 20 дней. Спустили насос 10 на глубину выше искусственного забоя вертикальной скважины на 3 м (211 м) и отбирали жидкость до снижения температуры добываемой жидкости до 39 °С. При этом наблюдалось увеличение обводненности продукции скважины. После снижения температуры добываемой жидкости остановили отбор жидкости и извлекли насос и возобновили закачку пара. Далее цикл закачки, термокапиллярной пропитки и отбора повторили.

В результате применения данной технологии дебит увеличился на 5 т/сут.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке залежей высоковязкой нефти или битумов с нефтенасыщенной толщиной менее 10 м. Технический результат - увеличение охвата разработкой залежи, повышение нефтеотдачи продуктивного пласта. В способе разработки залежи сверхвязкой нефти 1, включающем бурение вертикальной скважины 2, исследование фильтрационно-емкостных свойств вскрытых бурением пластов, выделение битумонасыщенных и водонасыщенных пропластков, после выделения водонасыщенных и нефтенасыщенных пропластков определяют уровень водонефтяного контакта ВНК 3. После этого в вертикальную скважину 2 спускают колонну труб 4 до глубины на 10 м ниже ВНК 3 и производят ее цементирование с образованием искусственного забоя. Далее производят установку клина-отклонителя в направлении бурения боковых стволов 5, 5', вырезают окно. Производят бурение от 2 до 4 боковых горизонтальных стволов 5, 5' длиной 50-100 м, причем таким образом, чтобы нижние точки боковых горизонтальных стволов 5, 5' располагались на расстоянии не менее 2 м от ВНК 3, а забои боковых горизонтальных стволов 5, 5' находились на 2-4 м выше нижних точек боковых горизонтальных стволов 5, 5'. Затем в вертикальную скважину 2 до искусственного забоя спускают с предварительно установленными на верхнем и нижнем концах узлами герметизации 7, 7' колонну труб 6 в составе с фильтровой колонной 8 длиной 3 м до установки фильтровой колонны 8 напротив интервала зарезки боковых горизонтальных стволов 5, 5'. После этого в вертикальную скважину 2 закачивают пар интенсивностью, не превышающей 30 т/сут, в течение 50 дней. Далее останавливают закачку пара на термокапиллярную пропитку продолжительностью 20 дней, спускают насос 10 на глубину выше искусственного забоя вертикальной скважины 2 на 3 м и отбирают жидкость до снижения температуры добываемой жидкости ниже 40 °С, далее цикл закачки и отбора повторяют. 1 ил., 3 пр.

Способ разработки залежи сверхвязкой нефти, включающий бурение вертикальной скважины, исследование фильтрационно-емкостных свойств вскрытых бурением пластов, выделение битумонасыщенных и водонасыщенных пропластков, бурение из вертикальной скважины боковых горизонтальных стволов, отличающийся тем, что после выделения водонасыщенных и нефтенасыщенных пропластков определяют уровень водонефтяного контакта - ВНК, после этого в вертикальную скважину спускают колонну труб до глубины на 10 м ниже ВНК и производят ее цементирование с образованием искусственного забоя, далее производят установку клина-отклонителя в направлении бурения боковых стволов, вырезают окно, производят бурение от 2 до 4 боковых горизонтальных стволов длиной 50-100 м, причем таким образом, чтобы нижние точки боковых горизонтальных стволов располагались на расстоянии не менее 2 м от ВНК, а забои боковых горизонтальных стволов находились на 2-4 м выше нижних точек боковых горизонтальных стволов, затем в скважину до искусственного забоя спускают с предварительно установленными на верхнем и нижнем концах узлами герметизации колонну труб в составе с фильтровой колонной длиной 3 м до установки фильтровой колонны напротив интервала зарезки боковых горизонтальных стволов, после этого в вертикальную скважину закачивают пар интенсивностью, не превышающей 30 т/сут, в течение 50 дней, далее останавливают закачку пара на термокапиллярную пропитку продолжительностью 20 дней, спускают насос на глубину выше искусственного забоя вертикальной скважины на 3 м и отбирают жидкость до снижения температуры добываемой жидкости ниже 40 °С, далее цикл закачки и отбора повторяют.