Способ разработки неоднородного пласта сверхвязкой нефти

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных пластов сверхвязкой нефти. Технический результат - повышение коэффициента нефтеизвлечения неоднородных пластов сверхвязкой нефти. По способу выбирают участок пласта с коэффициентом расчлененности более 1 д. ед. В центральной части пласта бурят паронагнетательную горизонтальную скважину. На расстоянии 1-5 м от подошвы пласта или водо-нефтяного контакта бурят добывающую горизонтальную скважину. Данные скважины являются условно горизонтальными. Их размещают таким образом, чтобы площадь контакта каждой условно-горизонтальной скважины - ствола с нефтенасыщенным пластом была не менее 0,5 от общей поверхности данного горизонтального ствола. Проводят расчет на тепловой гидродинамической модели распространения границ паровой камеры через 10-15 лет закачки пара при максимальной приемистости паронагнетательной скважины. В условную точку, получаемую в плане на пересечении границы расчетной паровой камеры и плоскости, проведенной перпендикулярно горизонтальному стволу паронагнетательной скважины через ее центр, бурят основной ствол вертикальной скважины. Из него далее забуривают меньшим диаметром не менее 3 боковых горизонтальных стволов нисходящей формы с охватом расчетной паровой камеры не менее чем на 70% как в плане, так и в профиле. Таким образом получают скважину веерной формы. Каждый его ствол предусматривают с возможностью отключения после его обводнения. Горизонтальные и веерную скважины осваивают после бурения закачкой растворителя в объеме из расчета 1-5 м³ на 1 м длины условно-горизонтальных стволов. Для реализации технологии парогравитационного дренирования закачивают пар в нагнетательные скважины и отбирают продукцию через добывающие скважины. 2 пр., 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных пластов сверхвязкой нефти.

Известен способ разработки залежи сверхвязкой нефти в многопластовом послойно-неоднородном коллекторе, 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. Согласно известному способу, 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 (патент РФ 2164597, кл. Е21В 43/24, опубл. 27.11.2012).

Известный способ не позволяет эффективно разрабатывать пласт, т.к. добывающая скважина в форме синусоиды «забивается» механическими примесями из отбираемой жидкости в пониженных участках ствола. В результате нефтеотдача снижается. Кроме того, скважины в форме синусоиды имеют значительные напряжения в стволе, что уменьшает их межремонтный период.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки месторождений с высоковязкими нефтями и битумами горизонтальными и вертикальными скважинами, заключающийся в том, что из вертикальных скважин бурят наклонные стволы криволинейной формы, на начальной стадии разработки во всех скважинах проводят термоциклическую обработку пласта с паровой стимуляцией и в последующем переходят на отбор пластовых флюидов через добывающие скважины с площадным воздействием на пласт через нагнетательные скважины. Согласно известному способу, вертикальную скважину бурят от устья до расположенного ниже кровли пласта забоя, из которого проводят не менее 4 наклонных криволинейных стволов, направленных к подошве пласта, которые бурят по пространственным траекториям, представляющим не более четверти окружности или параболы, лежащими в двух вертикальных, взаимно перпендикулярных плоскостях, при этом стволы перфорируют по всей длине и заканчивают в плоскости горизонтальной добывающей скважины, которая лежит ниже забоя вертикальной скважины и проходит через центр и параллельно двум сторонам воображаемого квадрата, который образован концами наклонных криволинейных стволов, при этом в результате гидродинамического взаимодействия системы наклонных нагнетательных стволов с горизонтальной добывающей скважиной формируют купольную область дренирования пласта для выработки под ней запасов высоковязких нефтей и битумов, после чего горизонтальную добывающую скважину отключают и прекращают нагнетание рабочего агента в вертикальную скважину и наклонные стволы. При необходимости дальнейшей разработки пласта осуществляют бурение горизонтальной нагнетательной скважины в верхней части пласта, а наклонные криволинейные стволы вертикальной скважины переводят на отбор нефти (патент РФ 2446278, кл. Е21В 43/24, опубл. 27.03.2012 - прототип).

Недостатком известного способа является низкая эффективность воздействия рабочего агента для повышения притока нефти, что приводит к невысокой нефтеотдаче. Кроме того, при указанном расположении нагнетательной скважины рост дебита нефти будет происходить достаточно долго, т.к. температурный фронт достигнет добывающих скважин только на 5-7 год разработки.

В предложенном изобретении решается задача повышения коэффициента нефтеизвлечения неоднородных пластов сверхвязкой нефти.

Задача решается тем, что в способе разработки неоднородного пласта сверхвязкой нефти, включающем бурение пары горизонтальных скважин и реализацию технологии парогравитационного дренирования, бурение из вертикальных скважин наклонных криволинейных стволов, закачку пара в нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, согласно изобретению, выбирают участок пласта с коэффициентом расчлененности более 1 д.ед., паронагнетательную горизонтальную скважину бурят в центральной части пласта по разрезу, добывающую на расстоянии 1-5 м от подошвы пласта или водо-нефтяного контакта, причем данные горизонтальные скважины размещают таким образом, чтобы площадь контакта каждого условно-горизонтального ствола с нефтенасыщенным пластом была не менее 0,5 от общей поверхности данного горизонтального ствола, проводят расчет на тепловой гидродинамической модели распространения границ паровой камеры через 10-15 лет закачки пара при максимальной приемистости нагнетательной скважины, в условную точку, получаемую в плане на пересечении границы расчетной паровой камеры и плоскости, проведенной перпендикулярно горизонтальному стволу нагнетательной скважины через ее центр, бурят основной ствол вертикальной скважины, из которого далее забуривают меньшим диаметром не менее 3 боковых горизонтальных ствола нисходящей формы с охватом расчетной паровой камеры не менее чем на 70% как в плане, так и в профиле, таким образом получают скважину веерной формы, каждый ствол которой предусматривают с возможностью отключения после его обводнения, горизонтальные и веерную скважины осваивают после бурения закачкой растворителя в объеме из расчета 1-5 м³ на 1 м длины условно-горизонтальных стволов.

Сущность изобретения

На нефтеотдачу неоднородного пласта сверхвязкой нефти существенное влияние оказывает охват пласта воздействием, что достигается максимальным контактом стволов скважин с нефренасыщенными зонами. Это позволяет как эффективно воздействовать на пласт рабочим агентом, так и отбирать подвижную нефть. Однако существующие технические решения не в полной мере позволяют выполнить данную задачу в неоднородных коллекторах. В предложенном изобретении решается задача повышения коэффициента нефтеизвлечения неоднородных пластов сверхвязкой нефти. Задача решается следующим образом.

На фиг. 1 представлено схематическое изображение участка нефтяного пласта в профиле. На фиг. 2 приведено схематическое изображение участка нефтяного пласта в плане. Обозначения: 1 - участок нефтяного пласта, 2 - паронагнетательная горизонтальная скважина, 3 - горизонтальная добывающая скважина, 4 - границы распространения расчетной паровой камеры, 5 - условная плоскость, проведенная перпендикулярно горизонтальному стволу нагнетательной скважины 2 через ее центр, 6 - основной вертикальный ствол веерной скважины, 7 - боковые горизонтальные стволы веерной скважины, 8 - непроницаемые слои в пласте 1.

Способ реализуют следующим образом.

Выбирают участок пласта 1 (фиг. 1) с коэффициентом расчлененности более 1 д.ед. Под коэффициентом расчлененности понимают отношение суммарного числа нефтенасыщенных пластов и пропластков, вскрытых скважинами, к общему числу пробуренных вертикальных скважин. При коэффициенте расчлененности более 1 д.ед. пласт является неоднородным.

В центральной части пласта 1 по разрезу бурят паронагнетательную горизонтальную скважину 2. Добывающую горизонтальную скважину 3 бурят на расстоянии 1-5 м от подошвы пласта 1 или водо-нефтяного контакта. Исследования показали, что при расстоянии менее 1 м нефтеотдача оказывается ниже ввиду быстрого обводнения скважины при наличии подстилающей воды, либо ввиду возможного вскрытия неколлектора в чисто нефтяном пласте. При расстоянии более 5 м нефтеотдача также снижается из-за недовыработки нижней части пласта.

Горизонтальные скважины 2 и 3 размещают в пласте 1 таким образом, чтобы площадь контакта каждого условно-горизонтального ствола с нефтенасыщенным пластом 1 была не менее 0,5 от общей поверхности данного горизонтального ствола. Согласно расчетам, при площади контакта менее 0,5 темпы отбора и охват оказываются низкими, что снижает нефтеотдачу.

По данным бурения скважин 2 и 3 проводят расчет на тепловой гидродинамической модели распространения границ паровой камеры 4 через 10-15 лет закачки пара (моделирования разработки) при максимальной приемистости нагнетательной скважины 2. Максимальную приемистость также рассчитывают на модели по данным проницаемости и проектируемых давлений закачки. В условную точку, получаемую в плане на пересечении границы расчетной паровой камеры 4 и плоскости 5, проведенной перпендикулярно горизонтальному стволу нагнетательной скважины 2 через ее центр, бурят основной вертикальный ствол скважины 6, из которого далее забуривают меньшим диаметром не менее 3 боковых горизонтальных ствола 7 нисходящей формы с охватом расчетной паровой камеры 4 не менее чем на 70% как в плане, так и в профиле. Таким образом, получают скважину веерной формы (так называемую «веерную скважину»).

Согласно расчетам, для большинства коллекторов до 10 лет рост паровой камеры продолжается, а при более 15 лет стволы веерной скважины 6 значительно обводняются. При расчлененности более 1 д.ед. некоторые участки пласта 1 выше нагнетательной скважины 2 остаются невыработанными в связи с наличием непроницаемых слоев 8. Поэтому для выработки таких зон, распространение которых в пласте в основном не известно, необходимо размещать выше скважины 2 добывающие скважины. Моделирование показывает, что наиболее эффективно размещение многозабойной условно-горизонтальной скважины 6 веерной формы, т.к. ее стволы 7 могут охватить всю зону паровой камеры 4. Причем нисходящая форма стволов 7 обеспечивает максимальный охват.

При охвате стволами 7 веерной скважины 6 расчетной паровой камеры 4 менее чем на 70%, согласно расчетам, охват и соответственно нефтеотдача пласта 1 снижается. Каждый ствол 7 скважины 6 выполняют с возможностью их раздельного отключения после обводнения.

После бурения горизонтальные 2, 3 и веерную 6 скважины осваивают закачкой растворителя (например, толуола) в объеме из расчета 1-5 м³ на 1 м длины условно-горизонтальных стволов. Расчеты показывают, что при объеме растворителя менее 1 м³ дебит нефти после освоения вырастает незначительно, тогда как закачка более 5 м³ экономически нецелесообразна.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка пласта 1.

Результатом внедрения данного способа является повышение коэффициента нефтеизвлечения неоднородных пластов сверхвязкой нефти.

Примеры конкретного выполнения способа

Пример 1. На участке нефтяного пласта 1 (фиг. 1) с чисто нефтяной зоной по данным интерпретации ранее пробуренных вертикальных скважин определяют, что коэффициент расчлененности пласта составляет 2,5 д.ед. Общая средняя толщина пласта 1-12 м, проницаемость - 100 мД, пористость - 20%, вязкость нефти в пластовых условиях - 6500 мПа·с.

В центральной части пласта 1 по разрезу бурят паронагнетательную горизонтальную скважину 2 длиной 300 м. Добывающую горизонтальную скважину 3 длиной 300 м бурят на расстоянии 1 м от подошвы пласта 1. Площадь контакта каждого условно-горизонтального ствола скважин 2 и 3 с нефтенасыщенным пластом 1 составляет 0,5-0,7 от общей поверхности данных горизонтальных стволов.

По данным бурения скважин 2 и 3, а также ранее пробуренных вертикальных скважин строят гидродинамическую тепловую модель участка пласта 1 и проводят расчеты прогноза распространения границ паровой камеры 4 через 10 лет закачки пара со степенью сухости 0,8 д.ед. при максимальной приемистости нагнетательной скважины 2, равной 120 м³/сут.

Далее в условную точку, получаемую в плане на пересечении границы расчетной паровой камеры 4 и плоскости 5, проведенной перпендикулярно горизонтальному стволу нагнетательной скважины 2 через ее центр, бурят с диаметром эксплуатационной колонны 146 мм основной вертикальный ствол веерной скважины 6, из которого далее забуривают с меньшим диаметром 114 мм 4 боковых горизонтальных ствола 7 нисходящей формы длиной по 120 м с охватом расчетной паровой камеры на 70-80% как в плане, так и в профиле. Каждый ствол 7 скважины 6 оборудуют управляемым фильтром.

После бурения горизонтальные 2, 3 и веерную 6 скважины осваивают закачкой 80%-ного толуола в объеме из расчета 1 м³ на 1 м длины условно-горизонтальных стволов. Общий объем закачки толуола в скважины 2, 3 и 6 составляет 1·(2·300+4·120)=1080 м³.

Пример 2. Выполняют, как пример 1. Пласт характеризуется несколько иными геолого-физическими характеристиками. Вязкость нефти в пластовых условиях составляет 12000 мПа·с. Добывающую горизонтальную скважину 3 бурят на расстоянии 5 м от водо-нефтяного контакта. Расчеты прогноза распространения границ паровой камеры 4 проводят на 15 лет закачки пара. В скважине 6 в форме веера бурят 3 боковых горизонтальных ствола 7. Горизонтальные 2, 3 и веерную 6 скважины осваивают закачкой толуола в объеме из расчета 5 м³ на 1 м длины условно-горизонтальных стволов. Общий объем закачки толуола в скважины 2, 3 и 6 составляет 5·(2·300+3·120)=4800 м³.

В результате разработки участка пласта, состоящего из одной пары добывающей и нагнетательной горизонтальных скважин и одной веерной скважины с 4 стволами, которое ограничили обводнением добывающих скважин до 98%, было добыто 167,5 тыс т нефти, коэффициент извлечения нефти (КИН) составил 0,407 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях добыто 153,5 тыс т нефти, КИН составил 0,373 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,034 д.ед.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка пласта 1.

Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения нефтяного пласта.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения коэффициента нефтеизвлечения неоднородных пластов сверхвязкой нефти.

Способ разработки неоднородного пласта сверхвязкой нефти, включающий бурение пары горизонтальных скважин и реализацию технологии парогравитационного дренирования, бурение из вертикальных скважин наклонных криволинейных стволов, закачку пара в нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, отличающийся тем, что выбирают участок пласта с коэффициентом расчлененности более 1 д.ед., паронагнетательную горизонтальную скважину бурят в центральной части пласта по разрезу, добывающую - на расстоянии 1-5 м от подошвы пласта или водо-нефтяного контакта, причем данные горизонтальные скважины размещают таким образом, чтобы площадь контакта каждого условно-горизонтального ствола с нефтенасыщенным пластом была не менее 0,5 от общей поверхности данного горизонтального ствола, проводят расчет на тепловой гидродинамической модели распространения границ паровой камеры через 10-15 лет закачки пара при максимальной приемистости паронагнетательной скважины, в условную точку, получаемую в плане на пересечении границы расчетной паровой камеры и плоскости, проведенной перпендикулярно горизонтальному стволу паронагнетательной скважины через ее центр, бурят основной ствол вертикальной скважины, из которого далее забуривают меньшим диаметром не менее 3-х боковых горизонтальных стволов нисходящей формы с охватом расчетной паровой камеры не менее чем на 70% как в плане, так и в профиле, таким образом получают скважину веерной формы, каждый ствол которой предусматривают с возможностью отключения после его обводнения, горизонтальные и веерную скважины осваивают после бурения закачкой растворителя в объеме из расчета 1-5 м³ на 1 м длины условно-горизонтальных стволов.