Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума
Владельцы патента RU 2657307:
Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)
Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат – вовлечение в разработку зоны повышенной продуктивности, повышение охвата залежи за счет бурения дополнительных стволов с учетом плотности закачиваемого теплоносителя, увеличение коэффициента извлечения нефти. Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума включает геофизические исследования залежи, строительство выше водонефтяного контакта горизонтальных скважин с дополнительными стволами, последовательную закачку теплоносителя и отбор продукции из горизонтальных скважин. С помощью геофизических исследований и по данным отбора керна определяют среднюю нефтенасыщенную толщину залежи. Выделяют участки с начальной нефтенасыщенной толщиной более 10% выше средней по залежи. Выбирают из этих участков те, которые находятся на расстоянии от горизонтального ствола не более 90% расстояния между соседними горизонтальными скважинами. Дополнительные стволы бурят со вскрытием выбранных участков, причем зенитный угол дополнительных стволов выбирают в зависимости от плотности закачиваемого теплоносителя. 2 ил., 1 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для разработки залежей углеводородных флюидов, в частности, при добыче высоковязкой нефти или битума.
Известен способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума (патент RU 2582251, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.04.2016 г. в Бюл. №11), включающий определение в залежи двух продуктивных пластов, разделенных слабопроницаемым пропластком. В нижнем пласте выше водонефтяного контакта строят горизонтальную добывающую скважину. В верхнем продуктивном пласте строят нагнетательную скважину, из которой строят дополнительные нисходящие стволы через участки пластов с низкой проницаемостью с вскрытием слабопроницаемого пропластка и дополнительные нисходящие стволы через участки пластов с высокой проницаемостью до гидродинамического сообщения или соединения с добывающей скважиной. Расстояние между дополнительными нисходящими стволами определяют с учетом технологических возможностей бурового оборудования для их проводки, а также возможности размещения между ними фильтров с регулируемым пропусканием, спускаемых в нагнетательную скважину на колонне труб, располагаемых напротив дополнительных стволов, не сообщенных с добывающей скважиной, и пакеров, изолирующих межтрубное пространство нагнетательной скважины между дополнительными стволами и выше фильтров.
Недостатками данного способа являются:
- невозможность проводки двух горизонтальных скважин одна над другой при малых толщинах продуктивного пласта;
- дороговизна осуществления способа, связанная со строительством горизонтальных как добывающих, так и нагнетательных скважин с использованием регулируемых фильтров.
Также известен способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума (патент RU 2295030, МПК Е21В 43/24, опубл. 10.03.2007 г. в Бюл. №7), включающий строительство многоустьевой добывающей горизонтальной скважины с дополнительными боковыми стволами, проходящими под глинистым слабопродуктивным пропластком, или восходящими стволами с заканчиванием их выше пропластка. Выше нее по вертикали и параллельно многоустьевой добывающей горизонтальной скважине строят многоустьевую нагнетательную горизонтальную скважину с дополнительными восходящими боковыми стволами, которые проводят через глинистый слабопродуктивный пропласток, создают проницаемую зону между скважинами за счет нагнетания водяного теплоносителя в обе скважины, после создания проницаемой зоны подачу теплоносителя производят только в нагнетательную многоустьевую горизонтальную скважину, а по добывающей многоустьевой горизонтальной скважине производят отбор продукции до полной выработки продуктивного пласта. Кроме этого, дополнительно бурят вертикальные скважины, проходящие через глинистый пропласток, причем их используют как в качестве транспортного канала подачи теплоносителя выше залегания глинистого пропластка, так и для подачи отбираемой продукции вниз к многоустьевой добывающей горизонтальной скважине.
Недостатками данного способа являются:
- сложность строительства многоустьевых горизонтальных скважин;
- невозможность проводки двух горизонтальных скважин одна над другой при малых толщинах продуктивного пласта.
Наиболее близким по сущности и достигаемому результату является способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума (патент RU 2582529, МПК Е21В 43/24, опубл. 27.04.2014 г. в Бюл. №12), включающий определение в залежи продуктивных пластов, разделенных слабопроницаемыми пропластками, строительство в нижнем пласте выше водонефтяного контакта горизонтальной скважины с дополнительными восходящими стволами, вскрывающими верхние пласты, закачку теплоносителя и отбор продукции. Способ предусматривает возможность 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. Количество закачиваемого теплоносителя и отбираемой продукции определяют из свойств вскрытых пластов в каждом дополнительном восходящем стволе благодаря фильтрам с регулируемым пропусканием, при этом закачку теплоносителя и отбор продукции производят последовательно из колонны труб, расстояние между дополнительными восходящими стволами определяют с учетом технологических возможностей бурового оборудования для их проводки.
Недостатками известного способа являются недостаточная эффективность нефтеизвлечения, т.к. не учитывается плотность закачиваемого теплоносителя при определении направления дополнительных стволов скважины; невысокий коэффициент извлечения нефти, т.к. дополнительные стволы бурятся в слабопроницаемые участки, а наиболее нефтенасыщенные участки не выделяются.
Техническими задачами предлагаемого способа разработки являются увеличение охвата залежи тепловым воздействием за счет бурения дополнительных стволов, увеличение коэффициента извлечения нефти за счет включения в разработку наиболее нефтенасыщенных участков, повышение вытеснения нефти из пластов с учетом плотности используемого реагента, а также снижение материальных затрат за счет расположения дополнительных стволов на расстоянии, не превышающем расстояния между соседними горизонтальными скважинами.
Технические задачи решаются способом разработки залежи высоковязкой нефти, включающим геофизические исследования залежи, строительство выше водонефтяного контакта горизонтальной скважины с дополнительными стволами, последовательную закачку теплоносителя и отбор продукции из горизонтальной скважины.
Новым является то, что геофизическими исследованиями и по данным отбора керна определяют среднюю нефтенасыщенную толщину залежи, выделяют участки с начальной нефтенасыщенной толщиной более 10% выше средней по залежи, выбирают из этих участков те, которые находятся на расстоянии от горизонтального ствола не более 90% расстояния между соседними горизонтальными скважинами, а дополнительные стволы бурят со вскрытием выбранных участков, причем зенитный угол дополнительных стволов выбирают в зависимости от плотности закачиваемого теплоносителя.
На фиг. 1 показана схема реализации способа разработки залежи высоковязкой нефти - вид сверху.
На фиг. 2 показана схема реализации способа разработки залежи высоковязкой нефти - в разрезе А-А.
Способ осуществляется следующим образом.
На залежи высоковязкой нефти или битума бурят оценочные скважины 1 (фиг.1), выделяют продуктивный пласт 2, с помощью геофизических исследований и данных отбора керна определяют среднюю нефтенасыщенную толщину залежи, выделяют участки 3, 3', 3'', 3''' с начальной нефтенасыщенной толщиной более 10% выше средней по залежи, выбирают из этих участков те, которые находятся на расстоянии от горизонтального ствола 4 не более 90% расстояния L между соседними горизонтальными скважинами 5 (0,9 L). Бурят горизонтальную скважину 5 (фиг. 2) с размещением основного горизонтального ствола 4 выше водонефтяного контакта (на фиг. 1, 2 не показано) как минимум на 2 м.
Осуществляют проводку из основного горизонтального ствола 4 дополнительных стволов 6 в соответствующие участки 3, 3', 3'', 3''' с начальной нефтенасыщенной толщиной более 10% выше средней по залежи, расположенные на расстоянии от горизонтальных стволов 4 не более 90% расстояния L (фиг. 1) между соседними горизонтальными скважинами 5. В основном горизонтальном стволе 4 (фиг. 2) располагают устройство контроля давления и температуры 7, например оптико-волоконный кабель. При выборе расстояния между дополнительными стволами 6 учитывают технологические возможности бурового оборудования (на фиг.1, 2 не показано) для их проводки. Кроме этого, зенитный угол дополнительных стволов 6 выбирают в зависимости от плотности закачиваемого теплоносителя: при плотности закачиваемого теплоносителя (горячая вода, соляной раствор и т.п.) больше плотности отбираемой продукции дополнительные стволы 6 выполняют нисходящими, а при меньшей плотности теплоносителя (водяной пар, углеводородный растворитель и т.п.) дополнительные стволы 6 выполняют восходящими.
Осуществляют закачку теплоносителя в горизонтальные скважины 5 (фиг. 1) и дополнительные стволы 6. После прогрева продуктивного пласта 2 (определяется устройством контроля давления и температуры) прекращают подачу теплоносителя, производят термокапиллярную пропитку залежи и отбор продукции.
Таким образом, чередуют последовательную закачку теплоносителя в горизонтальные скважины 5 и дополнительные стволы 6, термокапиллярную пропитку и отбор продукции до полной выработки пласта 2. При этом контроль за состоянием закачиваемого теплоносителя и отбираемого флюида осуществляют устройством контроля давления и температуры 7.
Пример конкретного выполнения способа.
Предложенный способ разработки залежи высоковязкой нефти был рассмотрен на Ашальчинском месторождении, по результатам исследования которой определили участок со следующими геолого-физическими характеристиками:
| глубина залегания | 130 м |
| средняя общая толщина пласта | 15 м |
| нефтенасыщенная толщина пласта | 10 м |
| значение начального пластового давления | 0,44 МПа |
| начальная пластовая температура | 9°С |
| плотность нефти в пластовых условиях | 0,96 т/м3 |
| коэффициент динамической вязкости нефти в пластовых условиях | 35000 мПа⋅с |
| коэффициент динамической вязкости воды в пластовых условиях | 1 мПа⋅с |
| значение средней проницаемости по керну в пласте | 1600 мкм2 |
| значение средней пористости по керну в пласте | 0,3 д. ед. |
Исследовали залежь для выделения продуктивного пласта с помощью пробуренных оценочных вертикальных скважин 1.
С помощью геофизических исследований и данных отбора керна определили среднюю нефтенасыщенную толщину залежи (10 м), выделили участки 3, 3', 3'', 3''' с начальной нефтенасыщенной толщиной более 10% (более 11 м) выше средней по залежи, из этих участков выбрали те, которые находятся на расстоянии от горизонтального ствола 4 не более 90% расстояния между соседними горизонтальными скважинами 5. Было выделено четыре участка 3, 3', 3'', 3''' с начальной нефтенасыщенной толщиной более 11 м. Расстояние L между соседними горизонтальными скважинами 5 составило 100 м.
Пробурили систему горизонтальных скважин 5 с размещением основных горизонтальных стволов 4 длиной 600 м выше водонефтяного контакта (на фиг. 1, 2 не показано) на 2 м. В выделенные участки 3, 3', 3'', 3''' с начальной нефтенасыщенной толщиной более 11 м с учетом технологических возможностей бурового оборудования пробурены из соответствующих горизонтальных стволов 4 дополнительные стволы 6: в участок 3 длиной 350 м, 3' - 250 м, 3'' - 150 м, 3''' - 200 м. Горизонтальные скважины 5 оборудовали устройствами контроля давления и температуры 7. После обустройства горизонтальных скважин 5 производили закачку теплоносителя в объеме 150 т/сут в течение 60 дней, т.е. 9000 т. В качестве теплоносителя использовался водяной пар с температурой 191°С и сухостью 0,9 д. ед., поэтому дополнительные стволы 6 выбраны восходящими (зенитный угол более 90°).
После прогрева залежи закачку пара прекратили для осуществления процесса термокапиллярной пропитки пласта 2 в течение 40 дней. По истечении 40 дней производили отбор продукции по насосно-компрессорным трубам из горизонтальных стволов 4 горизонтальных скважин 5 в течение трех месяцев, после чего циклы закачки пара, термокапиллярной пропитки и отбора нефти повторили 7 раз (последующие циклы являются нерентабельными).
При исследовании выявлены преимущества способа перед наиболее близким аналогом: снижение неэффективной закачки пара в 1,3 раза (уменьшение паронефтяного отношения от 6,5 до 5 т/т), снижение процента обводненности добываемой продукции из пласта на 12% (от 83 до 73%), увеличение накопленной добычи нефти на 13,3% (от 38,3 до 43,4 тыс. т), что привело к увеличению коэффициента извлечения нефти на 0,17 д. ед., снижению сроков разработки месторождения, а также снижению затрат на прогрев пласта на 10%.
Предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума позволяет вовлечь в разработку зоны повышенной продуктивности, повысить охват залежи за счет бурения дополнительных стволов с учетом плотности закачиваемого теплоносителя. Кроме того, предложенный способ позволяет увеличить коэффициент извлечения нефти за счет бурения разнонаправленных дополнительных стволов в участках с высокой нефтенасыщенной толщиной, тем самым повысить рентабельность разработки залежи высоковязкой нефти или битума.
Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума, включающий геофизические исследования залежи, строительство выше водонефтяного контакта горизонтальных скважин с дополнительными стволами, последовательную закачку теплоносителя и отбор продукции из горизонтальных скважин, отличающийся тем, что геофизическими исследованиями и по данным отбора керна определяют среднюю нефтенасыщенную толщину залежи, выделяют участки с начальной нефтенасыщенной толщиной более 10% выше средней по залежи, выбирают из этих участков те, которые находятся на расстоянии от горизонтального ствола не более 90% расстояния между соседними горизонтальными скважинами, а дополнительные стволы бурят со вскрытием выбранных участков, причем зенитный угол дополнительных стволов выбирают в зависимости от плотности закачиваемого теплоносителя.
