Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума Российский патент 2024 года по МПК E21B43/17 E21B43/24 

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

Известен способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума с наличием непроницаемого пропластка (патент RU № 2769641, МПК Е21В 43/24, опубл. 04.04.2022, бюл. № 10), 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, причем 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.

Недостатком данного способа является низкая эффективность пароциклического метода разработки залежи СВН, в связи с высоким паронефтяным отношением.

Также известен способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума пропластка (патент RU № 2761799, МПК Е21В 43/24, 7/04, 47/06, опубл. 13.12.2021, бюл. № 35), 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, при этом 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.

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.

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, причем 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 данного способа являются недостаточная эффективность способа, связанная с небольшим охватом теплового воздействия пласта и низкими коэффициентами охвата залежи сверхвязкой нефти, а также высокие затраты на строительство (спуск и обсадка колоннами труб) и обустройство вертикальных скважин для закачки пара, риск образовании негерметичности в вертикальных скважинах и, как следствие, прорыв пара через заколонные перетоки.

Техническими задачами являются повышение эффективности разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума с наличием слабопроницаемого пропластка за счет увеличения охвата тепловым воздействием и улучшения гидродинамической связи, а также увеличение коэффициента извлечения нефти.

Технические задачи решаются способом разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума, включающим бурение в продуктивном пласте горизонтальной нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, закачку пара в нагнетательную скважину для прогрева продуктивного пласта и создания паровой камеры, отбор продукции из добывающей скважины.

Новым является то, что при достижении обводненности продукции 97 % и выше, снижении дебита по нефти менее 3 т/сут проводят переинтерпретацию геофизических исследований и анализ керна, определяют наличие и глубину простирания слабопроницаемого пропластка с определением его проницаемости, при снижении проницаемости менее 2 мкм² закачку пара останавливают, отбор жидкости продолжают до снижения температуры добываемой жидкости ниже 40 °С, по обе стороны относительно горизонтальных скважин бурят попарно вертикальные скважины на расстоянии 15-30 м от стволов горизонтальных скважин, при этом забои вертикальных скважин располагают на расстоянии 2 м от подошвы продуктивного пласта, далее производят расчёт объема засыпаемого материала по формуле:

V=π*R²*H,

где V - объем засыпаемого материала для заполнения скважины;

π -постоянная величина, равная 3,14;

R - внутренний диаметр вертикальной скважины;

H - высота от забоя вертикальной скважины до уровня на 1 м ниже кровли вертикальной скважины;

засыпают рассчитанный объем материала в вертикальные скважины от забоя до уровня на 1 м ниже кровли пласта, после заполнения вертикальных скважин производят цементирование оставшегося интервала до устья скважины, после чего запускают нагнетательную скважину под закачку пара, а добывающую скважину - под отбор жидкости.

Также новым является то, что в качестве засыпаемого материала используют песчано-гравийную смесь или щебень, или гравий.

На фиг. 1 изображен профиль схемы расположения скважин способа разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума с наличием слабопроницаемого пропластка.

На фиг. 2 изображен вид сверху способа разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума с наличием слабопроницаемого пропластка.

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

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

Производят бурение пары горизонтальных нагнетательной 3 и добывающей 4 скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной 3 скважине. Осуществляют закачку пара в нагнетательную скважину 3 для прогрева продуктивного пласта и создания паровой камеры и производят отбор продукции из добывающей скважины 4.

При достижении обводненности продукции 97 % и выше, снижении дебита по нефти менее 3 т/сут проводят переинтерпретацию геофизических исследований и анализ керна оценочных скважин. Определяют наличие и глубину простирания слабопроницаемого пропластка с определением его проницаемости. При снижении проницаемости слабопроницаемого пропластка менее 2 мкм² закачку пара в нагнетательную скважину 3 останавливают, выполняют работы по охлаждению пары горизонтальных нагнетательной 3 и добывающей 4 скважин, отбор жидкости продолжают до снижения температуры добываемой жидкости ниже 40 °С.

После этого по обе стороны относительно горизонтальных нагнетательной 3 и добывающей 4 скважин бурят попарно вертикальные скважины, например, 5, 5', 5", 5"', 5"", 5""' (фиг. 2) на расстоянии 15-30 м от стволов горизонтальных нагнетательной 3 и добывающей 4 скважин, при этом забои вертикальных скважин 5, 5', 5", 5"', 5"", 5""' (фиг. 1) располагают на расстоянии 2 м от подошвы продуктивного пласта.

Далее производят расчёт объема засыпаемого материала по формуле:

V=π*R²*H,

где V – объем засыпаемого материала для заполнения скважины,

π – постоянная величина, равная 3,14,

R - внутренний диаметр вертикальной скважины,

H - высота от забоя вертикальной скважины до уровня на 1 м ниже кровли вертикальной скважины, м

Засыпают в вертикальные скважины 5, 5', 5", 5"', 5"", 5""' рассчитанный объем засыпаемого материала от забоя до уровня на 1 м ниже кровли пласта. В качестве засыпаемого материала используют песчано-гравийную смесь ПГС или щебень, или гравий.

Песчано-гравийная смесь ПГС представляет собой смесь с содержанием гравия и песка с размером зерен от 1 мм до 70 мм по ГОСТ 23735-2014.

Щебень и гравий представляют собой неорганический зернистый сыпучий материал с зернами крупностью от 5 мм, получаемый дроблением горных пород, гравия и валунов, попутно добываемых вскрышных и вмещающих пород или некондиционных отходов горных предприятий по переработке руд, по ГОСТ 8267-93.

Применение ПГС или щебня, или гравия приводит к одинаковым результатам.

После заполнения вертикальных скважин 5, 5', 5", 5"', 5"", 5""' рассчитанным объемом засыпаемого материала производят цементирование оставшегося интервала до устья скважины, после чего запускают нагнетательную скважину 3 под закачку пара, а добывающую скважину 4 - под отбор жидкости.

Бурение вертикальных скважин по обе стороны от горизонтальных скважин позволяет создать высокопроницаемые каналы, улучшить гидродинамическую связь, а впоследствии увеличить охват тепловым воздействием, расширив охват парогравитационным методом. Таким образом повышается эффективность разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума с наличием слабопроницаемого пропластка, увеличивается коэффициент извлечения нефти.

Пример конкретного применения.

На разрабатываемой Архангельской залежи сверхвязкой нефти с продуктивным пластом, находящимся на глубине 170 м, со средней эффективной нефтенасыщенной толщиной 12 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,4 МПа, нефтенасыщенностью 66 %, пористостью 30 %, проницаемостью 2,5 мкм², плотностью сверхвязкой нефти в пластовых условиях 944 кг/м³, вязкостью 11821 мПа·с, произвели строительство в продуктивном пласте горизонтальной нагнетательной скважины длиной 1309 м и добывающей скважины длиной 1364 м.

Произвели закачку пара для прогрева продуктивного пласта и создания паровой камеры. На начальном этапе разработки (первые 3 месяца разработки) наблюдалась высокая обводненность добываемой продукции (97 %) и низкие дебиты по нефти (2,9 т/сут). Провели переинтерпретацию геофизических исследований и анализ керна оценочных скважин. Определили размещение одного слабопроницаемого пропластка, на глубине 175 м, выявили снижение проницаемости до 1,34 мкм².

Остановили закачку пара, отбор жидкости производили до охлаждения добываемой жидкости до температуры 39 °С. Пробурили 6 вертикальных скважин 5, 5', 5", 5"', 5"", 5""' по обе стороны от горизонтальных скважин, причем вертикальную скважину 5 расположили на расстоянии 15 м от горизонтальной, 5' – на расстоянии 18 м, 5" – на расстоянии 30 м, 5"' – на расстоянии 23 м, 5"" – на расстоянии 28 м, 5""' – на расстоянии 21 м таким образом, чтобы они располагались напротив "пяточной" зоны, середины и "носочной" зоны горизонтальных скважин. Произвели расчет объема, засыпаемого ПГС для каждой скважины: 5 - 0,5 м³ (при R – 0,151 м, H - 8 м), 5' - 0,71 м³ (при R – 0,151 м, H - 10 м), 5" - 0,85 м³ (при R – 0,151 м, H - 12 м), 5"' - 0,93 м³ (при R – 0,151 м, H - 13 м), 5"" - 0,78 м³ (при R – 0,151 м, H - 11 м), 5""' – 0,71 м³ (при R – 0,151 м, H - 10 м). Засыпали в вертикальные скважины ПГС от забоя до уровня на 1 м ниже кровли пласта. После засыпки расчетного объема ПГС закачали цемент марки Active II-160КМ до устья скважины, произвели подъем цемента на поверхность. Далее запустили нагнетательную скважину под закачку пара, добывающую - под отбор жидкости.

В результате применения данного способа дебит по нефти увеличился до 10 т/сут, обводненность продукции снизилась до 94 %.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума включает бурение в продуктивном пласте горизонтальных нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, закачку пара в нагнетательную скважину для прогрева продуктивного пласта и создания паровой камеры, отбор продукции из добывающей скважины. При достижении обводненности продукции 97% и выше, снижении дебита по нефти менее 3 т/сут проводят переинтерпретацию геофизических исследований и анализ керна, определяют наличие и глубину простирания слабопроницаемого пропластка с определением его проницаемости. При снижении проницаемости менее 2 мкм² закачку пара останавливают, отбор жидкости продолжают до снижения температуры добываемой жидкости ниже 40°С, по обе стороны относительно горизонтальных скважин бурят попарно вертикальные скважины на расстоянии 15-30 м от стволов горизонтальных скважин. При этом забои вертикальных скважин располагают на расстоянии 2 м от подошвы продуктивного пласта. Далее производят расчёт объема засыпаемого материала и засыпают рассчитанный объем материала в вертикальные скважины от забоя до уровня на 1 м ниже кровли пласта. После заполнения вертикальных скважин производят цементирование оставшегося интервала до устья скважины, после чего запускают нагнетательную скважину под закачку пара, а добывающую скважину - под отбор жидкости. Обеспечивается повышение эффективности разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

1. Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума, включающий бурение в продуктивном пласте горизонтальных нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, закачку пара в нагнетательную скважину для прогрева продуктивного пласта и создания паровой камеры, отбор продукции из добывающей скважины, отличающийся тем, что при достижении обводненности продукции 97% и выше, снижении дебита по нефти менее 3 т/сут проводят переинтерпретацию геофизических исследований и анализ керна, определяют наличие и глубину простирания слабопроницаемого пропластка с определением его проницаемости, при снижении проницаемости менее 2 мкм² закачку пара останавливают, отбор жидкости продолжают до снижения температуры добываемой жидкости ниже 40°С, по обе стороны относительно горизонтальных скважин бурят попарно вертикальные скважины на расстоянии 15-30 м от стволов горизонтальных скважин, при этом забои вертикальных скважин располагают на расстоянии 2 м от подошвы продуктивного пласта, далее производят расчёт объема засыпаемого материала по формуле:

V=π*R²*H,

где V - объем засыпаемого материала для заполнения скважины, м³;

π -постоянная величина, равная 3,14;

R - внутренний диаметр вертикальной скважины, м;

H - высота от забоя вертикальной скважины до уровня на 1 м ниже кровли вертикальной скважины, м;

засыпают рассчитанный объем материала в вертикальные скважины от забоя до уровня на 1 м ниже кровли пласта, после заполнения вертикальных скважин производят цементирование оставшегося интервала до устья скважины, после чего запускают нагнетательную скважину под закачку пара, а добывающую скважину - под отбор жидкости.

2. Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума по п.1, отличающийся тем, что в качестве засыпаемого материала используют песчано-гравийную смесь, или щебень, или гравий.