Способ разработки залежи сверхвязкой нефти Российский патент 2025 года по МПК E21B43/24 

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

Известен шахматно-циклический способ разработки месторождений высоковязкой нефти и битумов (патент RU № 2418945, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.05.201, бюл. № 14), 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 при таком положении, и малый охват залежи, так как он ограничен длиной параллельных скважин, и, как следствие, меньший суммарный объем добычи.

Также известен способ разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть (патент RU № 2813871, МПК Е21В 43/24, опубл. 19.02.2024, бюл. № 5), включающий бурение геологоразведочных скважин до строительства горизонтальных скважин для оконтуривания нефтенасыщенной залежи и оценки потенциала промышленной разработки залежи, опробование залежи и при получении притока нефти проведение ее физико-химического анализа, строительство горизонтальных добывающих скважин и нагнетательных скважин, располагаемых выше и параллельно добывающим скважинам, создание проницаемой зоны между скважинами за счет нагнетания водяного пара в обе скважины каждой пары скважин. Пары скважин бурят параллельно друг другу в плане, на расстоянии 100 метров между парами, таким образом, расстояние между смежными добывающими скважинами составляет 100 м. После создания проницаемой зоны подают водяной пар только в нагнетательные горизонтальные скважины, а из добывающих горизонтальных скважин отбирают продукцию. При размещении в добывающих скважинах одной или двух колонн НКТ смещают конец или концы по горизонтали относительно концов НКТ нагнетательных скважин не менее чем на 10 м. Перед закачкой водяного пара парные скважины, питаемые одним парогенератором, разбивают на 2 группы с расположением скважин одной группы между скважинами другой группы, закачку водяного пара в скважины каждой группы осуществляют поочередно. После перевода добывающих скважин на отбор продукции и эксплуатацию в данном режиме не менее 3-х месяцев, осуществляют контроль уровня жидкости. При снижении уровня жидкости ниже 1/4 высоты от поверхности до кровли продуктивного пласта, осуществляют закачка более влажного водяного пара с сухостью 70-90 %.

Недостатками способа являются высокие эксплуатационные затраты при освоении пары скважин закачкой пара, снижение приемистости горизонтальных скважин вследствие увеличения пластового давления залежи, вынужденное продолжительное ожидание перераспределения тепла в пласте после проведения освоения для проведения термометрии и дальнейшего спуска глубинно-насосного оборудования, отсутствие учета вязкости нефти залежи при определении планового объема пара при освоении.

Наиболее близким является способ разработки залежи сверхвязкой нефти (патент RU № 2717480, МПК Е21В 43/24, 7/04, 47/06, опубл. 23.03.2020, бюл. № 9), 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, при этом 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 известного способа являются большие объемы закачки пара на стадии освоения скважин, сложность создания гидродинамичекой связи по всему стволу горизонтальной скважины, низкий коэффициент извлечения нефти залежи из-за не вовлеченности запасов в межскважинной зоне залежи.

Техническим результатом является повышение эффективности способа разработки залежи сверхвязкой нефти путем снижения объема закачиваемого пара на стадии освоения скважин и увеличения темпа выработки запасов за счет ускорения формирования гидродинамической связи по всему стволу между добывающими и нагнетательными скважинами.

Технический результат достигается способом разработки залежи сверхвязкой нефти, включающим бурение рядов скважин с параллельными в горизонтальной плоскости стволами, пробуренными навстречу друг другу в шахматном порядке, закачку теплоносителя и добычу нефти.

Новым является то, что скважины в рядах бурят парами, состоящими из горизонтальной добывающей скважины и горизонтальной нагнетательной скважины, располагаемой выше и параллельно добывающей скважине, при этом ряды парных скважин, пробуренных навстречу друг другу, бурят на расстоянии 50-70 м по горизонтальной плоскости, производят обсадку всех горизонтальных стволов скважин фильтром-хвостовиком с заранее установленными заглушками, далее производят удаление заглушек от пятки до 1/2 длины скважины и устанавливают разбуриваемый пакер в средней части скважин, после этого производят первоначальный прогрев всех пробуренных добывающих и нагнетательных скважин закачкой теплоносителя - пара в объеме 60 т/сут в течение 40 дней, после прогрева останавливают все скважины на термокапиллярную пропитку на 20 дней, далее возобновляют закачку пара в нагнетательные скважины объемом 60 т/сут, а добывающие скважины запускают на отбор жидкости дебитом 70 т/сут, с применением оптоволоконного кабеля проводят замеры температуры по всей длине добывающих скважин до места установки пакера, при достижении прогрева в одной из добывающих скважин до температуры 90°С и выше останавливают эту добывающую и соответствующую ей нагнетательную скважину, выполняют в них разбуривание пакера и срезают заглушки до забоя скважины, далее возобновляют закачку пара в нагнетательную скважину объемом 100 т/сут и выше и отбор жидкости из добывающей скважины.

На фиг. изображена схема реализации способа.

Способ разработки залежи сверхвязкой нефти включает бурение рядов парных скважин, добывающих скважин 1, 1', 1'', 1''', 1'''', 1''''' (см. фиг.) и нагнетательных скважин 2, 2', 2'', 2''', 2'''', 2''''', располагаемых выше и параллельно добывающим скважинам, с параллельными в горизонтальной плоскости стволами навстречу друг другу в шахматном порядке. При этом ряды парных горизонтальных скважин, пробуренных навстречу друг другу, (например, ряд парных скважин 1, 2 и ряд парных скважин 1', 2') бурят на расстоянии 50-70 м друг от друга по горизонтальной плоскости. Производят обсадку всех горизонтальных стволов скважин 1, 1', 1'', 1''', 1'''', 1''''', 2, 2', 2'', 2''', 2'''', 2''''' фильтром-хвостовиком (на фиг. не показано) с заранее установленными заглушками, далее производят удаление заглушек в интервале 3 (см. фиг.) от пятки до 1/2 длины скважины и устанавливают разбуриваемый пакер (на фиг. не показан) в средней части всех скважин. После этого производят первоначальный прогрев всех пробуренных пар добывающих и нагнетательных скважин 1 и 2, 1' и 2', 1'' и 2'', 1''' и 2''',1''' и 2''''',1''''' и 2''''' закачкой теплоносителя - пара в объеме 60 т/сут в течение 40 дней. После прогрева останавливают все скважины 1, 1', 1'', 1''', 1'''', 1''''', 2, 2', 2'', 2''', 2'''', 2''''' на термокапиллярную пропитку на 20 дней. Далее возобновляют закачку пара в нагнетательные скважины 2, 2', 2'', 2''', 2'''', 2''''' объемом 60 т/сут, а добывающие скважины 1, 1', 1'', 1''', 1'''', 1''''' запускают на отбор жидкости дебитом 70 т/сут. С применением оптоволоконного кабеля (на фиг. не показано) проводят замеры температуры по всей длине добывающих скважин 1, 1', 1'', 1''', 1'''', 1''''' (см. фиг.) до места установки пакера. При достижении прогрева в одной из добывающих скважин 1, 1', 1'', 1''', 1'''', 1''''' до температуры 90°С и выше останавливают отбор жидкости из этой добывающей скважины 1, 1', 1'', 1''', 1'''', 1''''' и останавливают закачку пара в соответствующую нагнетательную скважину 2, 2', 2'', 2''', 2'''', 2''''', выполняют разбуривание пакера и срезают заглушки в интервале 4, от середины скважины до забоя скважины (в соответствующих добывающей и нагнетательной скважинах). Далее возобновляют закачку пара в соответствующую нагнетательную скважину 2, 2', 2'', 2''', 2'''', 2''''' объемом 100 т/сут и выше, возобновляют отбор жидкости из соответствующей добывающей скважины 1, 1', 1'', 1''', 1'''', 1'''''.

В результате на стадии освоения закачивается меньший объем пара, так как осуществляют прогрев только половины ствола горизонтальной скважины. Это способствует ускорению формирования гидродинамической связи между добывающими и нагнетательными скважинами, и соответственно ускорению получения экономически эффективных дебитов по добывающим скважинам, повышается эффективность способа.

Реализация предлагаемого способа позволяет снизить затраты на первоначальный прогрев и создание гидродинамической связи между добывающими и нагнетательными скважинами, увеличить темп выработки залежи, увеличить объем добытой нефти за счет вовлечения в разработку межскважинной зоны, и соответственно увеличить экономическую эффективность ввода в разработку залежи сверхвязкой нефти.

Пример конкретного применения.

На Ойкино-Алтунинской залежи сверхвязкой нефти, находящейся на глубине 84 м, залежь 1 представлена однородным пластом со средней эффективной нефтенасыщенной толщиной 13,5 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,44 МПа, нефтенасыщенностью 0,70 д. ед., пористостью 30 %, проницаемостью 2,576 мкм, плотностью битума в пластовых условиях 983 кг/м³, вязкостью 86472,5 мПа*с, произвели строительство 6 рядов парных горизонтальных скважин 1 и 2, 1' и 2', 1'' и 2'', 1''' и 2''',1''' и 2''''',1''''' и 2''''' на расстоянии 50 м, 55 м, 61 м, 65 м, 70 м друг от друга. Длины стволов пар добывающих и нагнетательных скважин: 1 и 2 - 790 м, 1' и 2' - 810 м, 1'' и 2'' – 820 м, 1''' и 2''' - 850 м, 1''' и 2''''' - 830 м, 1''''' и 2''''' - 800 м. Все скважины оснастили фильтрами-хвостовиками с заранее установленными на них заглушками.

Далее произвели срезку заглушек во всех скважинах от пятки до глубины по скважинам: 1 и 2 - 395 м, 1' и 2' - 405 м, 1'' и 2'' - 410 м, 1''' и 2''' - 425м, 1''' и 2''''' - 415 м, 1''''' и 2''''' - 400 м и на этой же глубине установили разбуриваемые пакеры. После этого произвели предварительный прогрев всех скважин в течение 2 месяцев с закачкой пара в объеме 60 т/сут. Всего закачали 28800 т пара. Остановили все скважины на термокапиллярную пропитку на 40 дней. После этого возобновили закачку пара в нагнетательные скважины 2, 2', 2'', 2''', 2'''',2''''' объемом 60 т/сут и запустили добывающие скважины 1, 1', 1'', 1''', 1'''', 1''''' на отбор жидкости дебитом 70 т/сут.

С применением предварительно установленного оптоволоконного кабеля проводили постоянные замеры температуры по всей длине добывающих скважин 1, 1', 1'', 1''', 1'''', 1''''' до места установки пакера. После 7 месяцев эксплуатации в добывающей скважине 1'''' температура по длине ствола скважины достигла 90°С, остановили добычу из добывающей скважины 1'''' и закачку пара в нагнетательную скважину 2'''', выполнили разбуривание пакера и удаление заглушек до забоя в скважинах 1'''', 2''''. Далее возобновили закачку пара в нагнетательную скважину 2'''' объемом 120 т/сут и отбор жидкости дебитом 130 т/сут из добывающей скважины 1''''. После 9 месяцев эксплуатации в добывающей скважине 1'' температура по длине ствола скважины достигла 92°С, остановили добычу из добывающей скважины 1'' и закачку пара в нагнетательную скважину 2'', выполнили разбуривание пакера и удаление заглушек до забоя в этих скважинах. Далее возобновили закачку пара в нагнетательную скважину 2'' объемом 120 т/сут и отбор жидкости дебитом 130 т/сут из добывающей скважины 1''. После 11 месяцев эксплуатации в добывающей скважине 1''' температура по длине ствола скважины достигла 90°С, остановили добычу из добывающей скважины 1''' и закачку пара в нагнетательную скважину 2''', выполнили разбуривание пакера и удаление заглушек до забоя скважины. Далее возобновили закачку пара в нагнетательную скважину 2''' объемом 100 т/сут и отбор жидкости дебитом 130 т/сут из добывающей скважины 1'''. После 12 месяцев эксплуатации в добывающей скважине 1 температура по длине ствола скважины достигла 94°С, остановили добычу из добывающей скважины 1 и закачку пара в нагнетательную скважину 2. Далее возобновили закачку пара в нагнетательную скважину 2 объемом 100 т/сут и отбор жидкости дебитом 120 т/сут из добывающей скважины 1. После 14 месяцев эксплуатации в добывающей скважине 1''''' температура по длине ствола скважины достигла 93°С, остановили добычу из добывающей скважины 1''''' и закачку пара в нагнетательную скважину 2''''', выполнили разбуривание пакера и удаление заглушек до забоя скважины. Далее возобновили закачку пара в нагнетательную скважину 2''''' объемом 120 т/сут и отбор жидкости дебитом 130 т/сут из добывающей скважины 1'''''. После 15 месяцев эксплуатации в добывающей скважине 1' температура по всей длине ствола скважины достигла 95°С, остановили добычу из добывающей скважины 1' и закачку пара в нагнетательную скважину 2', далее возобновили закачку пара в нагнетательную скважину 2' объемом 115 т/сут и отбор жидкости дебитом 125 т/сут из добывающей скважины 1'.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке залежей высоковязкой нефти или битумов при тепловом воздействии горизонтальными скважинами. Техническим результатом является повышение эффективности способа разработки залежи сверхвязкой нефти путем снижения объема закачиваемого пара на стадии освоения скважин и увеличения темпа выработки запасов за счет ускорения формирования гидродинамической связи по всему стволу между добывающими и нагнетательными скважинами. Способ разработки залежи сверхвязкой нефти включает бурение рядов скважин с параллельными в горизонтальной плоскости стволами, пробуренными навстречу друг другу в шахматном порядке, закачку теплоносителя и добычу нефти. Скважины в рядах бурят парами, состоящими из горизонтальной добывающей скважины и горизонтальной нагнетательной скважины, располагаемой выше и параллельно добывающей скважине. Ряды парных скважин, пробуренных навстречу друг другу, бурят на расстоянии 50-70 м по горизонтальной плоскости. Производят обсадку всех горизонтальных стволов скважин фильтром-хвостовиком с заранее установленными заглушками. Затем производят удаление заглушек от пятки до 1/2 длины скважины и устанавливают разбуриваемый пакер в средней части скважин. После этого производят первоначальный прогрев всех пробуренных добывающих и нагнетательных скважин закачкой теплоносителя - пара в объеме 60 т/сут в течение 40 дней. После прогрева останавливают все скважины на термокапиллярную пропитку на 20 дней. Далее возобновляют закачку пара в нагнетательные скважины объемом 60 т/сут. Добывающие скважины запускают на отбор жидкости дебитом 70 т/сут, с применением оптоволоконного кабеля проводят замеры температуры по всей длине добывающих скважин до места установки пакера. При достижении прогрева в одной из добывающих скважин до температуры 90°С и выше останавливают эту добывающую и соответствующую ей нагнетательную скважину. Выполняют в них разбуривание пакера и срезают заглушки до забоя скважины. Затем возобновляют закачку пара в нагнетательную скважину объемом 100 т/сут и выше и отбор жидкости из добывающей скважины. Реализация предлагаемого способа позволяет снизить затраты на первоначальный прогрев и создание гидродинамической связи между добывающими и нагнетательными скважинами, увеличить темп выработки залежи, увеличить объем добытой нефти за счет вовлечения в разработку межскважинной зоны, и соответственно увеличить экономическую эффективность ввода в разработку залежи сверхвязкой нефти. 1 ил.

Способ разработки залежи сверхвязкой нефти, включающий бурение рядов скважин с параллельными в горизонтальной плоскости стволами, пробуренными навстречу друг другу в шахматном порядке, закачку теплоносителя и добычу нефти, отличающийся тем, что скважины в рядах бурят парами, состоящими из горизонтальной добывающей скважины и горизонтальной нагнетательной скважины, располагаемой выше и параллельно добывающей скважине, при этом ряды парных скважин, пробуренных навстречу друг другу, бурят на расстоянии 50-70 м по горизонтальной плоскости, производят обсадку всех горизонтальных стволов скважин фильтром-хвостовиком с заранее установленными заглушками, далее производят удаление заглушек от пятки до 1/2 длины скважины и устанавливают разбуриваемый пакер в средней части скважин, после этого производят первоначальный прогрев всех пробуренных добывающих и нагнетательных скважин закачкой теплоносителя – пара в объеме 60 т/сут в течение 40 дней, после прогрева останавливают все скважины на термокапиллярную пропитку на 20 дней, далее возобновляют закачку пара в нагнетательные скважины объемом 60 т/сут, а добывающие скважины запускают на отбор жидкости дебитом 70 т/сут, с применением оптоволоконного кабеля проводят замеры температуры по всей длине добывающих скважин до места установки пакера, при достижении прогрева в одной из добывающих скважин до температуры 90 °С и выше останавливают эту добывающую и соответствующую ей нагнетательную скважину, выполняют в них разбуривание пакера и срезают заглушки до забоя скважины, далее возобновляют закачку пара в нагнетательную скважину объемом 100 т/сут и выше и отбор жидкости из добывающей скважины.