Способ разработки залежи сверхвязкой нефти Российский патент 2024 года по МПК E21B43/24 E21B43/30 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке залежей высоковязкой нефти или битумов при тепловом воздействии горизонтальными скважинами.

Известен способ разработки залежи сверхвязкой нефти (патент RU № 2720725, МПК Е21В 43/24, 47/06, опубл. 13.05.2020, бюл. № 14), включающий строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, а также вертикальных наблюдательных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры, при этом разработку ведут с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины и отбора жидкости из добывающих скважин с контролем объема паровой камеры, строительство на уровне подошвы пласта или уровне водонефтяного контакта - ВНК дополнительных скважин, через которые производят закачку теплоносителя до создания термодинамической связи с ближайшей парой горизонтальных скважин с последующим переводом на отбор продукции. Дополнительную скважину оборудуют средствами контроля температуры добываемой продукции, определяют граничную температуру продукции этой скважины, при которой ухудшается гидродинамическая связь с близлежашей добывающей скважиной. При снижении температуры добываемой продукции из дополнительной скважины до граничной температуры в нее повторно закачивают теплоноситель для восстановления гидродинамической связи с близлежашей добывающей скважиной, после чего возобновляют отбор, далее циклы закачки и отбора в дополнительной скважине повторяют исходя из граничной температуры отбираемой из нее продукции. Предварительно определяют в залежи аномальные участки с толщиной продуктивного пласта менее 10 м, горизонтальные парные скважины на участках с толщиной пласта, равной и более 10 м, бурят на расстоянии 100±15 м друг от друга. Дополнительные скважины располагают в аномальных участках на расстоянии 70±15 м от близлежашей добывающей скважины. В дополнительной скважине создание гидродинамической связи с ближайшими парами скважин осуществляют путем цикличной закачки теплоносителя и отбора продукции, причем каждый следующий временной интервал отбора увеличивается по сравнению с предыдущим. Отбор из дополнительной скважины ведут также с учетом обводненности добываемой продукции и при достижении граничной температуры и/или интервала обводненности 97-99% переходят на нагнетание теплоносителя.

Недостатками известного способа являются сложность получения гидродинамической связи с вновь пробуренной пароциклической скважиной из-за удаленности от пар скважин, высокие капитальные затраты на бурение и нефтепромысловое обустройство скважин. Также недостатком является то, что остаются неохваченные разработкой зоны между добывающими скважинами.

Также известен способ разработки залежи сверхвязкой нефти (патент RU №2767625, МПК Е21В 43/24, 7/04, 47/06, опубл. 18.03.2022, бюл. № 8), включающий строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, а также вертикальных наблюдательных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры, разработку с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины и отбора жидкости из добывающих скважин с контролем объема паровой камеры, определение в залежи аномальных участков с толщиной продуктивного пласта менее 10 м, расположение в аномальных участках дополнительных скважин, через которые производят закачку теплоносителя до создания термодинамической связи с ближайшей парой горизонтальных скважин с последующим переводом на отбор продукции, оборудование дополнительной скважины средствами контроля температуры добываемой продукции, определение граничной температуры продукции дополнительной скважины, при которой ухудшается гидродинамическая связь с близлежащей добывающей скважиной, повторную закачку теплоносителя для восстановления гидродинамической связи с близлежащей добывающей скважиной при снижении температуры добываемой продукции из дополнительной скважины до граничной температуры, возобновление отбора, повторяют циклы закачки и отбора в дополнительной скважине исходя из граничной температуры отбираемой из нее продукции, создание гидродинамической связи в дополнительной скважине с ближайшими парами скважин путем цикличной закачки теплоносителя и отбора продукции, причем каждый следующий временной интервал отбора увеличивается по сравнению с предыдущим, по способу дополнительные скважины располагают на расстоянии 50±15 м от близлежащей добывающей скважины, при этом дополнительные скважины бурят параллельно соседней добывающей скважине, располагая забои дополнительных скважин в направлении забоев парных горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин таким образом, чтобы расстояние от забоев парных добывающих и нагнетательных скважин до ствола дополнительной скважины составляло 30±10 м, при этом отбор из дополнительной скважины ведут до достижения граничной температуры 40±10°С, далее переходят на нагнетание теплоносителя.

Недостатками способа являются высокие капитальные затраты на бурение и нефтепромысловое обустройство скважин, сложность получения гидродинамической связи с вновь пробуренной пароциклической скважиной. Также недостатком является то, что остаются неохваченные разработкой зоны между добывающими скважинами.

Наиболее близким является способ разработки залежи высоковязких нефтей и битумов (патент RU №2439305, МПК Е21В 43/24, опубл. 10.01.2012, бюл. № 1), включающий строительство добывающей скважины с вскрытым горизонтальным участком в продуктивном пласте и нагнетательной скважины с профилем, параллельным и аналогичным профилю добывающей скважины, но расположенным над ней в том же продуктивном пласте, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции пласта из добывающей скважины, причем на расстоянии 180-200 м в продуктивном пласте бурят аналогичную и параллельную пару горизонтальных скважин, причем между добывающими горизонтальными скважинами равномерно располагают две нижние добывающие скважины с горизонтальными участками, параллельными горизонтальным участкам добывающих скважин, а между нагнетательными - одну верхнюю добывающую скважину с горизонтальным участком, параллельным горизонтальным участкам нагнетательных скважин, после чего все скважины используют под закачку теплоносителя в виде перегретого пара до создания парогазовой камеры над нагнетательными скважинами, после чего добывающие нижние и верхнюю скважины переводят под отбор нагретой продукции.

Недостатками данного способа являются низкая эффективность прогрева подошвы месторождения в средней части наклонно-горизонтальными параллельными в горизонтальной плоскости нисходящими стволами, так как наиболее прогреваются приустьевые зоны скважин, а также высокие затраты на обустройство за счет необходимости создания двух кустов скважин.

Технической задачей предлагаемого изобретения является создание способа разработки залежи сверхвязкой нефти, позволяющего увеличить коэффициент извлечения нефти за счет вовлечения в разработку ранее неохваченных зон залежи, расположенных между добывающими скважинами, а также снизить капитальные вложения на бурение и обустройство за счет бурения одной нагнетательной скважины с боковыми стволами для термического воздействия на две добывающие скважины.

Техническая задача решается способом разработки залежи сверхвязкой нефти, включающим бурение горизонтальных добывающих скважин и расположенных над ними горизонтальных нагнетательных скважин, закачку теплоносителя в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин.

Новым является то, что горизонтальные добывающие скважины бурят парами на расстоянии 115-125 м друг от друга, при этом пары горизонтальных добывающих скважин располагают на расстоянии 80-100 м и на 2 м выше подошвы нефтенасыщенного пласта, между парой горизонтальных добывающих скважин равномерно располагают одну верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину на расстоянии 2-3 м по вертикали от горизонтальных добывающих скважин, после чего из основного ствола горизонтальной нагнетательной скважины бурят четыре боковых восходящих ствола с горизонтальными участками, расположенными над добывающими скважинами на расстоянии 5 м по вертикали от горизонтальных добывающих скважин и на расстоянии 57,5-62,5 м по горизонтали от основного ствола нагнетательной скважины, далее производят первоначальный прогрев пробуренных скважин закачкой теплоносителя объемом 80-90 т/сут в горизонтальные добывающие скважины и 120-140 т/сут в горизонтальные нагнетательные скважины в течение 2 месяцев, после прогрева останавливают все скважины на термокапиллярную пропитку на 20 дней, далее возобновляют закачку теплоносителя в горизонтальные нагнетательные скважины в объеме 140-160 т/сут, а горизонтальные добывающие скважины запускают на отбор жидкости.

На фиг. 1 и фиг. 2 представлена схема реализации предлагаемого способа разработки залежи сверхвязкой нефти.

Способ разработки залежи 1 (фиг. 1) сверхвязкой нефти включает бурение горизонтальных добывающих скважин 2, 2', 2'', 2''' и расположенных над ними горизонтальных нагнетательных скважин 3, 3', закачку теплоносителя в нагнетательные скважины 3, 3' и отбор продукции из добывающих скважин 2, 2'', 2'', 2'''. Горизонтальные добывающие скважины бурят парами на расстоянии 115-125 м друг от друга, например, расстояние между горизонтальными добывающими скважинами 2 и 2', а также 2'' и 2''' - 115-125 м. При этом пары горизонтальных добывающих скважин располагают на расстоянии 80-100 м друг от друга и на 2 м выше подошвы 4 нефтенасыщенного пласта. Например, расстояние между двумя парами скважин 2 и 2', 2'' и 2''' соответствует 80-100 м.

Между парой горизонтальных добывающих скважин равномерно располагают одну верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину. Например, между парой горизонтальных добывающих скважин 2 и 2' равномерно располагают одну верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину 3 на расстоянии 2-3 м по вертикали от горизонтальных добывающих скважин 2 и 2'. Например, между парой горизонтальных добывающих скважин 2'' и 2''' равномерно располагают одну верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину 3' на расстоянии 2-3 м по вертикали от горизонтальных добывающих скважин 2'' и 2'''. После чего из основного ствола горизонтальной нагнетательной скважины 3, 3' бурят четыре боковых восходящих ствола с горизонтальными участками 5 (фиг. 2), расположенными над добывающими скважинами 2 и 2'', 2'' и 2''' и размещенными на расстоянии 57,5-62,5 м по горизонтали от основного ствола нагнетательной скважины 3, 3' (фиг. 1). Например, из основного ствола горизонтальной нагнетательной скважины 3 бурят четыре боковых восходящих ствола с горизонтальными участками 5, которые расположены над стволами добывающих скважин 2 и 2', параллельно им (фиг. 2), при этом боковые восходящие стволы с горизонтальными участками 5 размещены на расстоянии 57,5-62,5 м по горизонтали от основного ствола нагнетательной скважины 3. Далее производят первоначальный прогрев пробуренных скважин закачкой теплоносителя - пара объемом 80-90 т/сут в горизонтальные добывающие скважины 2, 2', 2'', 2''' и 120-140 т/сут в горизонтальные нагнетательные скважины 3, 3' в течение 2 месяцев. После прогрева останавливают все скважины на термокапиллярную пропитку на 20 дней, далее возобновляют закачку теплоносителя в горизонтальные нагнетательные скважины 3, 3' в объеме 140-160 т/сут, а горизонтальные добывающие скважины 2, 2', 2'', 2''' запускают на отбор жидкости.

Пример конкретного применения 1

На Студено-Ключевской залежи сверхвязкой нефти, находящейся на глубине 160 м, залежь 1 представлена однородным пластом со средней эффективной нефтенасыщенной толщиной 12 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,8 МПа, нефтенасыщенностью 0,70 д. ед., пористостью 30 %, проницаемостью 2,526 мкм², плотностью битума в пластовых условиях 975 кг/м³, вязкостью 16690 мПа*с, произвели бурение 4 горизонтальных добывающих скважин (2, 2', 2'', 2'''), расположенных на расстоянии 115 м (расстояние между скважинами 2, 2'), 125 м (расстояние между скважинами 2'', 2'''), расстоянием 80 м между скважинами 2', 2''. Также произвели бурение 2 горизонтальных нагнетательных скважин (3, 3'), которые равномерно разместили между добывающими скважинами, расстояние в плане по вертикали от скважин 2, 2' до нагнетательной скважины 3-2 м, расстояние в плане по вертикали от скважин 2'', 2''' до нагнетательной скважины 3'-3 м. Из стволов нагнетательных скважин 3, 3' пробурили по четыре боковых восходящих ствола с горизонтальными участками 5, находящимися над горизонтальными участками (параллельно им) добывающих скважин, расстояние в плане 57,5 м (расстояние между скважинами 2,3 и 3, 2') и 62,5 м (расстояние между скважинами 2'', 3' и 3',2''').

Далее во все скважины закачивали пар (суммарной массой 36600 т) в течение 2-х месяцев объемом: в добывающие скважины 2 (80 т/сут), 2' (85 т/сут), 2' (90 т/сут), 2''' (83 т/сут), в нагнетательные скважины 3 (120 т/сут), 3' (140 т/сут). После закачки пара на протяжении 2 месяцев остановили все скважины на термокапиллярную пропитку на 20 дней. Далее запустили добывающие скважины на отбор жидкости: скважину 2 (120 т/сут), 2' (150 т/сут), 2'' (140 т/сут), 2''' (125 т/сут), а нагнетательные скважины - под закачку пара: скважину 3 (140 т/сут), скважину 3' (160 т/сут).

Пример конкретного применения 2

На Студено-Ключевской залежи сверхвязкой нефти, находящейся на глубине 160 м, залежь 1 представлена однородным пластом со средней эффективной нефтенасыщенной толщиной 12 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,8 МПа, нефтенасыщенностью 0,70 д. ед., пористостью 30 %, проницаемостью 2,526 мкм², плотностью битума в пластовых условиях 975 кг/м³, вязкостью 16690 мПа*с, произвели бурение 4 горизонтальных добывающих скважин (2, 2', 2'', 2'''), расположенных на расстоянии 120 м (расстояние между скважинами 2, 2'), 124 м (расстояние между скважинами 2'', 2'''), расстоянием 100 м между скважинами 2', 2''. Также произвели бурение 2 горизонтальных нагнетательных скважин (3, 3'), которые разместили равномерно между добывающими скважинами, расстояние в плане по вертикали от скважин 2, 2' до нагнетательной скважины 3-2,5 м, расстояние в плане по вертикали от скважин 2'', 2''' до нагнетательной скважины 3'-3 м. Из стволов нагнетательных скважин 3, 3' пробурили по четыре боковых восходящих ствола с горизонтальными участками 5, находящимися над горизонтальными участками (параллельно им) добывающих скважин, на расстоянии в плане 60 м (расстояние между скважинами 2,3 и 3, 2') и 62 м (расстояние между скважинами 2'', 3' и 3', 2''').

Далее во все скважины закачивали пар (суммарной массой 36600 т) в течение 2-х месяцев объемом: в добывающие скважины 2 (85 т/сут), 2' (80 т/сут), 2'' (90 т/сут), 2''' (83 т/сут), в нагнетательные скважины 3 (130 т/сут), 3' (135 т/сут). После закачки пара на протяжении 2 месяцев остановили все скважины на термокапиллярную пропитку на 20 дней. Далее запустили добывающие скважины на отбор жидкости: скважину 2 (120 т/сут), 2' (150 т/сут), 2'' (140 т/сут), 2''' (125 т/сут), а нагнетательные скважины под закачку пара: 3 (145 т/сут), 3' (155 т/сут).

Данный способ позволяет снизить капитальные вложения на ввод в разработку вышеуказанной залежи, увеличить объем добытой нефти за счет вовлечения в разработку зон, расположенных между добывающими скважинами, и соответственно увеличить экономическую эффективность ввода в разработку залежей сверхвязкой нефти.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Способ разработки залежи сверхвязкой нефти включает бурение горизонтальных добывающих скважин и расположенных над ними горизонтальных нагнетательных скважин, закачку теплоносителя в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин. При этом горизонтальные добывающие скважины бурят парами на расстоянии 115-125 м друг от друга. Пары горизонтальных добывающих скважин располагают на расстоянии 80-100 м и на 2 м выше подошвы нефтенасыщенного пласта. Между парой горизонтальных добывающих скважин равномерно располагают одну верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину на расстоянии 2-3 м по вертикали от горизонтальных добывающих скважин. После чего из основного ствола горизонтальной нагнетательной скважины бурят четыре боковых восходящих ствола с горизонтальными участками, расположенными над добывающими скважинами на расстоянии 5 м по вертикали от горизонтальных добывающих скважин и на расстоянии 57,5-62,5 м по горизонтали от основного ствола нагнетательной скважины. Далее производят первоначальный прогрев пробуренных скважин закачкой теплоносителя объемом 80-90 т/сут в горизонтальные добывающие скважины и 120-140 т/сут в горизонтальные нагнетательные скважины в течение 2 месяцев. После прогрева останавливают все скважины на термокапиллярную пропитку на 20 дней. Далее возобновляют закачку теплоносителя в горизонтальные нагнетательные скважины в объеме 140-160 т/сут, а горизонтальные добывающие скважины запускают на отбор жидкости. Обеспечивается увеличение объемов добытой нефти за счет вовлечения в разработку зон, расположенных между добывающими скважинами. 2 ил.

Способ разработки залежи сверхвязкой нефти, включающий бурение горизонтальных добывающих скважин и расположенных над ними горизонтальных нагнетательных скважин, закачку теплоносителя в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин, отличающийся тем, что горизонтальные добывающие скважины бурят парами на расстоянии 115-125 м друг от друга, при этом пары горизонтальных добывающих скважин располагают на расстоянии 80-100 м и на 2 м выше подошвы нефтенасыщенного пласта, между парой горизонтальных добывающих скважин равномерно располагают одну верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину на расстоянии 2-3 м по вертикали от горизонтальных добывающих скважин, после чего из основного ствола горизонтальной нагнетательной скважины бурят четыре боковых восходящих ствола с горизонтальными участками, расположенными над добывающими скважинами на расстоянии 5 м по вертикали от горизонтальных добывающих скважин и на расстоянии 57,5-62,5 м по горизонтали от основного ствола нагнетательной скважины, далее производят первоначальный прогрев пробуренных скважин закачкой теплоносителя объемом 80-90 т/сут в горизонтальные добывающие скважины и 120-140 т/сут в горизонтальные нагнетательные скважины в течение 2 месяцев, после прогрева останавливают все скважины на термокапиллярную пропитку на 20 дней, далее возобновляют закачку теплоносителя в горизонтальные нагнетательные скважины в объеме 140-160 т/сут, а горизонтальные добывающие скважины запускают на отбор жидкости.