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 с нефтенасыщенной толщиной менее 10 м при тепловом воздействии горизонтальными скважинами.

Известен также способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2678739, МПК Е21В 43/24, Е21В 07/04, Е21В 47/06, опубл. 31.01.2019), включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин и добывающих скважин с вскрытием участков этих скважин, расположенных в залежи, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, причем производят бурение горизонтальных добывающих скважин с расстояниями между ними в плане 70-80 м с расположением в залежи как минимум на 1 м выше подошвы или уровня водонефтяного контакта, а вертикальные нагнетательные скважины располагают между горизонтальными добывающими скважинами на расстоянии 35-40 м от средней части ствола горизонтальных добывающих скважин, по глубине определяют максимальное давление, исключающее нарушение целостности породы залежи, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины осуществляют в количестве 20-40 т/сут, а отбор через горизонтальные добывающие скважины, расположенные у вертикальной нагнетательной скважины, ведут поочередно до снижения температуры по стволу скважины ниже 50°С и/или дебита по нефти до 0,5-1 т/сут хотя бы в одной горизонтальной добывающей скважине в залежи, при этом в другие горизонтальные добывающие скважины закачивают пар с максимально возможным объемом при давлении, исключающем нарушение целостности породы залежи, после чего горизонтальные скважины останавливают на термокапиллярную пропитку, после которой горизонтальные скважины на закачку и отбор меняют, до следующего переключения, далее циклы повторяют.

Недостатками данного способа являются низкая эффективность прогрева призабойной части параллельных скважин, так как вертикальные нагнетательные скважины расположены в средней части параллельных добывающих скважин, и малый охват залежи, так как он ограничен длиной параллельных скважин, и, как следствие, меньший суммарный объем добычи.

Также известен способ разработки залежи сверхвязкой нефти (патент RU № 2717480, МПК Е21В 43/24, 7/046, 47/06, опубл. 23.03.2020), включающий бурение рядов скважин с параллельными в горизонтальной плоскости стволами, пробуренными навстречу друг другу в шахматном порядке, для закачки теплоносителя и добычи нефти и двухэтапную циклическую закачку теплоносителя и добычу нефти скважинами, при этом на первом этапе цикла закачивают теплоноситель в нечетные скважины ряда и добывают нефть из четных скважин ряда, после чего останавливают скважины на период пропитки коллектора, а на втором этапе цикла закачивают теплоноситель в четные скважины ряда и добывают нефть из нечетных скважин ряда, после чего останавливают скважины на период пропитки коллектора, повторяют цикл несколько раз, увеличивая либо оставляя неизменным время закачки теплоносителя и добычи нефти от цикла к циклу, скважины бурят с горизонтальными стволами в нижней части залежи с перекрытием забойной части соответствующих пробуренных навстречу скважин на 15-35 м и с расстоянием 60-100 м между близлежащими однонаправленными горизонтальными стволами скважин, причем устья скважин оборудуют датчиками температуры, определяют оптимальную температуру добычи, при которой наблюдается максимальный дебит добываемой продукции и исключается прорыв теплоносителя в близлежащие стволы скважин, от цикла к циклу время и/или объем закачки теплоносителя оставляют прежним при сохранении оптимальной температуры добычи, время и/или объем закачки теплоносителя увеличивают при снижении температуры ниже оптимальной температуры добычи, время и/или объем закачки теплоносителя снижают при увеличении температуры выше оптимальной температуры добычи.

Недостатками способа являются низкая эффективность прогрева продуктивного пласта в «пяточной» и средней части скважины и соответственно низкий коэффициент извлечения нефти на участке залежи, а также высокие затраты на нефтепромысловое обустройство двух кустов.

Также известен способ разработки залежи сверхвязкой нефти (патент RU № 2803347, МПК Е21В 43/24, 7/06, 47/04, опубл. 12.09.2023), включающий бурение вертикальной скважины, исследование фильтрационно-емкостных свойств вскрытых бурением пластов, выделение битумонасыщенных и водонасыщенных пропластков, бурение из вертикальной скважины боковых горизонтальных стволов, 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 нижнего клина-отклонителя в направлении бурения боковых стволов, вырезают окно, производят бурение от 2 до 4 нижних боковых горизонтальных стволов длиной 50-100 м, причем таким образом, чтобы нижние точки нижних боковых горизонтальных стволов располагались на расстоянии как минимум 2 м от ВНК, а забои нижних боковых горизонтальных стволов находились на 2 м выше нижних точек нижних боковых горизонтальных стволов, затем на 5-7 м выше нижнего клина-отклонителя производят установку верхнего клина-отклонителя в направлении бурения верхних боковых стволов, вырезают окно, производят бурение от 2 до 4 верхних боковых горизонтальных стволов длиной 50-100 м параллельно ВНК и таким образом, чтобы нижние точки верхних боковых горизонтальных стволов располагались на расстоянии 5-7 м от нижних точек нижних боковых горизонтальных стволов, а забои верхних боковых горизонтальных стволов и нижних боковых горизонтальных стволов находились на расстоянии 3-5 м друг от друга, предварительно на нижний конец колонны труб устанавливают узел герметизации, далее фильтровую колонну длиной 3 м и пакер, в вертикальную скважину до искусственного забоя спускают колонну труб с возможностью расположения фильтровой колонны напротив интервала зарезки нижних боковых горизонтальных стволов, а пакера - между интервалами зарезки нижних боковых горизонтальных стволов и верхних боковых горизонтальных стволов, после этого в вертикальную скважину осуществляют закачку пара интенсивностью до 30 т/сут в течение 50 дней, останавливают закачку пара на термокапиллярную пропитку продолжительностью 20 дней, затем в колонну труб в составе с фильтровой колонной спускают насос на глубину на 3 м выше искусственного забоя и начинают отбор жидкости, продолжают закачку пара.

Недостатками данного известного способа являются необходимость создания высокотемпературного пакера для разобщения нижних и верхних интервалов скважины, высокие материальные затраты на бурение боковых горизонтальных стволов из ствола вертикальной скважины и на обустройство нескольких вертикальных скважин.

Наиболее близким по технической сущности является шахматно-циклический способ разработки месторождений высоковязкой нефти и битумов (патент RU № 2418945, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.05.2011), включающий бурение рядов скважин для закачки теплоносителя и добычи нефти, причем используют скважины с наклонно-горизонтальными параллельными в горизонтальной плоскости стволами, с расположением устьев скважин в шахматном порядке и производят двухэтапную циклическую закачку теплоносителя и добычу нефти скважинами, при этом на первом этапе цикла закачивают теплоноситель в нечетные скважины ряда и добывают нефть из четных скважин ряда, после чего останавливают скважины на период пропитки коллектора, а на втором этапе цикла закачивают теплоноситель в четные скважины ряда и добывают нефть из нечетных скважин ряда, после чего останавливают скважины на период пропитки коллектора, повторяют цикл несколько раз, увеличивая либо оставляя неизменным время закачки теплоносителя и добычи нефти от цикла к циклу.

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. Также способ недостаточно эффективен в залежах сверхвязкой нефти с толщинами менее 10 м.

Технической задачей является создание способа разработки залежи сверхвязкой нефти, позволяющего эффективно разрабатывать залежь сверхвязкой нефти с нефтенасыщенной толщиной менее 10 м, увеличить темп выработки запасов за счет ускорения формирования гидродинамической связи по всему стволу между добывающими и нагнетательными скважинами.

Техническая задача решается способом разработки залежи сверхвязкой нефти, включающим бурение рядов скважин с параллельными в горизонтальной плоскости стволами, закачку теплоносителя и отбор нефти.

Новым является то, что скважины бурят в два ряда, нижний ряд скважин бурят с расстоянием между скважинами 75-85 м и с расположением в залежи на 2 м выше подошвы пласта, скважины верхнего ряда бурят на расстоянии 3-5 м по вертикали от нижнего ряда скважин, при этом расстояние между соседними скважинами нижнего и верхнего рядов по горизонтали выбирают 35-45 м, далее из основных стволов скважин верхнего ряда дополнительно бурят от трех до четырех боковых горизонтальных стволов в направлении соседних стволов скважин с возможностью их размещения над стволами скважин нижнего ряда, после чего производят первоначальный прогрев всех пробуренных скважин закачкой теплоносителя в течение 2 месяцев, причем в скважины нижнего ряда - в объеме 50-60 т/сут, в скважины верхнего ряда - в объеме 90-120 т/сут, после прогрева останавливают все скважины на термокапиллярную пропитку на 20 дней, далее возобновляют закачку теплоносителя в скважины верхнего ряда в объеме 150-180 т/сут, а скважины нижнего ряда запускают на отбор нефти.

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 рядов скважин с параллельными в горизонтальной плоскости стволами, причем осуществляют бурение скважин в два ряда, которые используют для закачки теплоносителя и отбора нефти. При этом нижний ряд скважин 2, 2', 2'' 2''' бурят с расстоянием между скважинами 75-85 м и с расположением в залежи 1 на 2 м выше подошвы 3 пласта. Скважины верхнего ряда 4, 4', 4'' бурят на расстоянии 3-5 м по вертикали от нижнего ряда скважин 2, 2', 2'', 2'''. Расстояние между соседними скважинами нижнего и верхнего рядов по горизонтали выбирают от 35 до 45 м. Например, расстояние от скважины 4 верхнего ряда до скважины 2 и до скважины 2'' нижнего ряда по горизонтали составляют 35-45 м.

Далее из основных стволов скважин верхнего ряда 4, 4', 4'' дополнительно бурят от трех до четырех боковых горизонтальных стволов в направлении соседних стволов скважин верхнего ряда и с возможностью их размещения над стволами (параллельно) скважин нижнего ряда 2, 2', 2'', 2'''. Например, из основного ствола скважины 4 (фиг. 2) бурят четыре боковых ствола 5 в направлении соседних стволов скважин нижнего ряда 2 и 2' с возможностью их размещения над стволами (параллельно) скважин нижнего ряда 2 и 2'. А из скважины 4' бурят три боковых ствола 5 в направлении соседних стволов скважин нижнего ряда 2' и 2'' с возможностью их размещения над стволами (параллельно) скважин нижнего ряда 2' и 2''. После этого производят первоначальный прогрев всех пробуренных скважин, нижнего ряда 2, 2', 2'', 2''' и верхнего ряда 4, 4', 4'', закачкой теплоносителя - пара в течение 2 месяцев, причем в скважины нижнего ряда 2, 2', 2'', 2''' закачивают пар в объеме 50-60 т/сут, в скважины верхнего ряда 4, 4', 4'' - в объеме 90-120 т/сут. После прогрева останавливают все скважины 2, 2', 2'', 2''', 4, 4', 4'' на термокапиллярную пропитку на 20 дней. Далее возобновляют закачку теплоносителя в скважины верхнего ряда 4, 4', 4'' в объеме 150-180 т/сут, а скважины нижнего ряда 2, 2', 2'', 2''' запускают на отбор нефти.

Реализация предлагаемого способа позволит эффективно разработать залежь сверхвязкой нефти с нефтенасыщенной толщиной менее 10 м, ускорить выработку запасов (темп выработки) за счет ускорения формирования гидродинамической связи по всему стволу между добывающими и нагнетательными скважинами и, как следствие, увеличить экономическую эффективность разработки залежи.

Пример конкретного применения.

На Западно-Екатериновской залежи сверхвязкой нефти, находящейся на глубине 210 м, залежь представлена однородным пластом со средней эффективной нефтенасыщенной толщиной 8,7 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,44 МПа, нефтенасыщенностью 0,68 д. ед., пористостью 30 %, проницаемостью 3,176 мкм², плотностью битума в пластовых условиях 975 кг/м³, вязкостью 18260 мПа*с, произвели бурение рядов скважин: нижнего ряда 2, 2', 2'', 2''' и верхнего ряда 4, 4', 4'' Расстояние между скважинами нижнего ряда 2 и 2' - 75 м, скважинами 2' и 2'' - 85 м, скважинами 2'' и 2''' - 78 м. Расстояние между скважинами 2 и 4 - 35 м, скважинами 4 и 2' - 40 м, скважинами 2' и 4' - 40 м, скважинами 4' и 2'' - 45 м, скважинами 2'' и 4'' - 42 м, скважинами 4'' и 2''' - 36 м. Скважины нижнего ряда 2, 2', 2'', 2''' пробурены на 2 м выше подошвы пласта. Скважина 4 располагается на 3 м выше скважины 2, скважина 4' располагается на 3,5 м выше скважины 2', скважина 4'' располагается на 5 м выше скважины 2''. Из скважин верхнего ряда 4, 4', 4'' произвели бурение боковых горизонтальных стволов в направлении соседних скважин нижнего ряда 2, 2', 2'', 2'''. Из скважины 4 пробурили четыре боковых ствола 5. Из скважин 4', 4'' по три боковых ствола 5.

Далее во все скважины в течение 2 месяцев закачивали пар (общее -33000 т.). В скважину 2 закачивали в объеме 50 т/сут, скважину 2' - 60 т/сут, скважину 2'' - 55 т/сут, скважину 2''' - 57 т/сут, в скважину 4 - в объеме 90 т/сут, скважину 4' - 100 т/сут, скважину 4'' - 120 т/сут. После закачки на протяжении 2 месяцев остановили все скважины на термокапиллярную пропитку на 20 дней. Далее запустили скважины верхнего ряда под закачку пара, в скважину 4 (объем -150 т/сут), 4' (объем -165 т/сут), 4'' (объем - 180 т/сут), а скважины 2, 2', 2'', 2'''- на отбор нефти.

Данный способ позволил рентабельно ввести в разработку участок залежи с нефтенасыщенной толщиной менее 10 м, увеличить добычу нефти на 10 т/сут на каждую добывающую скважину (по сравнению с наиболее близким аналогом), а также снизить затраты на нефтепромысловое обустройство за счет бурения меньшего количества горизонтальных скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке залежей высоковязкой нефти или битумов. Способ разработки залежи сверхвязкой нефти включает бурение рядов скважин с параллельными в горизонтальной плоскости стволами, закачку теплоносителя и отбор нефти. Скважины бурят в два ряда, нижний ряд скважин бурят с расстоянием между скважинами 75-85 м и с расположением в залежи на 2 м выше подошвы пласта, скважины верхнего ряда бурят на расстоянии 3-5 м по вертикали от нижнего ряда скважин. При этом расстояние между соседними скважинами нижнего и верхнего рядов по горизонтали выбирают 35-45 м. Далее из основных стволов скважин верхнего ряда дополнительно бурят от трех до четырех боковых горизонтальных стволов в направлении соседних стволов скважин с возможностью их размещения над стволами скважин нижнего ряда. После чего производят первоначальный прогрев всех пробуренных скважин закачкой теплоносителя в течение 2 месяцев, причем в скважины нижнего ряда - в объеме 50-60 т/сут, в скважины верхнего ряда - в объеме 90-120 т/сут. После прогрева останавливают все скважины на термокапиллярную пропитку на 20 дней. Далее возобновляют закачку теплоносителя в скважины верхнего ряда в объеме 150-180 т/сут, а скважины нижнего ряда запускают на отбор нефти. Обеспечивается повышение эффективности разработки залежи сверхвязкой нефти или битума, увеличение темпов выработки запасов. 2 ил.

Способ разработки залежи сверхвязкой нефти, включающий бурение рядов скважин с параллельными в горизонтальной плоскости стволами, закачку теплоносителя и отбор нефти, отличающийся тем, что скважины бурят в два ряда, нижний ряд скважин бурят с расстоянием между скважинами 75-85 м и с расположением в залежи на 2 м выше подошвы пласта, скважины верхнего ряда бурят на расстоянии 3-5 м по вертикали от нижнего ряда скважин, при этом расстояние между соседними скважинами нижнего и верхнего рядов по горизонтали выбирают 35-45 м, далее из основных стволов скважин верхнего ряда дополнительно бурят от трех до четырех боковых горизонтальных стволов в направлении соседних стволов скважин с возможностью их размещения над стволами скважин нижнего ряда, после чего производят первоначальный прогрев всех пробуренных скважин закачкой теплоносителя в течение 2 месяцев, причем в скважины нижнего ряда - в объеме 50-60 т/сут, в скважины верхнего ряда - в объеме 90-120 т/сут, после прогрева останавливают все скважины на термокапиллярную пропитку на 20 дней, далее возобновляют закачку теплоносителя в скважины верхнего ряда в объеме 150-180 т/сут, а скважины нижнего ряда запускают на отбор нефти.