Способ разработки участка залежи сверхвязкой нефти

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи участка залежи сверхвязкой нефти. Способ разработки участка залежи сверхвязкой нефти включает бурение горизонтальной добывающей скважин, при этом носок горизонтальной добывающей скважины выполняют приподнятым на 1-5 м относительно пятки. Выше носка горизонтальной добывающей скважины на 5-15 м бурят горизонтальную нагнетательную скважину длиной горизонтального ствола 0,5-1,0 от длины горизонтального ствола добывающей скважины. Причем в плане горизонтальные стволы нагнетательной и добывающей скважин выполняют под углом 45-90° друг к другу. Горизонтальный ствол нагнетательной скважины делят пакерами на два-три интервала, в каждый из которых ведут закачку пара с применением оборудования для одновременно-раздельной закачки. Равномерность роста паровой камеры регулируют режимами работы каждого интервала горизонтальной нагнетательной скважины. Помимо пара периодически закачивают жидкообразные и/или газообразные химические реагенты. По мере роста паровой камеры, выработки запасов и обводнения ствола горизонтальной добывающей скважины обводненные участки от носка к пятке последовательно изолируют пакером. 1 ил., 2 пр.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке участков залежей сверхвязкой нефти или битума горизонтальными скважинами и закачкой пара.

Известен способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием закачки теплоносителя в скважину, включающий строительство верхней нагнетательной скважины и нижней добывающей скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, закачку теплоносителя через горизонтальную нагнетательную скважину с прогревом пласта, созданием паровой камеры и отбором продукции через горизонтальную добывающую скважину, при котором снимают термограммы паровой камеры, анализируют состояние ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков и с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры, изменяя зоны прогрева. Согласно изобретению, при строительстве скважин их горизонтальные участки оборудуют фильтрами, в нагнетательную скважину спускают колонны труб по типу «труба в трубе» с изолированными друг от друга внутренними пространствами, причем выходные отверстия колонн труб размещены в фильтре и разнесены по длине горизонтального участка, разбивая его на зоны прогрева так, что исключают прорыв теплоносителя в добывающую скважину через более прогретую зону, причем на устье колонны для закачки теплоносителя оснащают каждую самостоятельными трубопроводами с регулируемыми задвижками, которыми регулируют подачу теплоносителя в зависимости от термограммы паровой камеры, снимаемой в добывающей скважине (патент РФ №2412342, кл. E21B 43/24, опубл. 20.02.2011).

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием закачки теплоносителя в скважину, включающий строительство верхней нагнетательной скважины и нижней добывающей скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, закачку теплоносителя через горизонтальную нагнетательную скважину с прогревом пласта, созданием паровой камеры и отбором продукции через горизонтальную добывающую скважину, при котором снимают термограммы паровой камеры, анализируют состояние ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков и с учетом полученных термограмм, осуществляют равномерный прогрев паровой камеры, изменяя зоны прогрева, при строительстве скважин их горизонтальные участки оборудуют фильтрами, а на устье нагнетательной скважины колонну труб для закачки теплоносителя оснащают трубопроводом с задвижкой, а выходные отверстия колонны труб размещены в фильтре, разбивая его на зоны прогрева так, что исключается прорыв теплоносителя в добывающую скважину через более прогретую зону, регулируют подачу теплоносителя в зависимости от термограммы паровой камеры, снимаемой в добывающей скважине. Согласно изобретению, в нагнетательной скважине фильтр герметично разделяют на две зоны прогрева, выполненные на его начальном и конечном участках, а выходные отверстия колонны труб выполняют напротив соответствующих зон прогрева пласта, закачку теплоносителя в пласт осуществляют одновременно в обе зоны прогрева пласта, причем в колонну труб в нагнетательной скважине спускают колонну штанг с жесткозакрепленным на ее конце полым плунжером, пространство между колонной труб и колонной штанг на устье нагнетательной скважины герметизируют, при этом плунжер снабжен тарированными отверстиями с постепенным увеличением пропускной способности от конца колонны труб к устью скважины или от устья скважины до конца колонны труб с возможностью их поочередного открытия и закрытия, причем каждое из тарированных отверстий герметично размещают напротив одного из выходных отверстий, выполненного в колонне труб и направленного вверх, а второе выходное отверстие выполняют в виде открытого конца колонны труб, теплоноситель закачивают при постоянном расходе пара, причем соотношение объемов закачиваемого теплоносителя в первую и вторую зоны прогрева теплоносителя регулируют за счет изменения объема подачи теплоносителя в первую зону прогрева путем ограниченного осевого перемещения колонны штанг с полым плунжером и изменения пропускной способности тарированных отверстий с фиксацией колонны штанг на устье скважины (патент РФ №2469186, кл. Е21B 43/24, опубл. 10.12.2012 - прототип).

Общим недостатком известных способов является низкий охват пласта паровой камерой виду неоднородности коллектора. Как следствие, нефтеотдача залежей остается невысокой.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи участка залежи сверхвязкой нефти.

Задача решается тем, что в способе разработки участка залежи сверхвязкой нефти, включающим бурение горизонтальной паронагнетательной скважины и, расположенной ниже, горизонтальной добывающей скважины, закачку пара в горизонтальную нагнетательную скважину и отбор продукции из горизонтальной добывающей скважины, согласно изобретению, носок горизонтальной добывающей скважины выполняют приподнятым на 1-5 м относительно пятки, а выше носка горизонтальной добывающей скважины на 5-15 м бурят горизонтальную нагнетательную скважину длиной горизонтального ствола 0,5-1,0 от длины горизонтального ствола добывающей скважины, причем в плане горизонтальные стволы нагнетательной и добывающей скважин выполняют под углом 45-90° друг к другу, горизонтальный ствол нагнетательной скважины делят пакерами на два-три интервала, в каждый из которых закачку пара ведут с применением оборудования для одновременно-раздельной закачки, равномерность роста паровой камеры регулируют режимами работы каждого интервала горизонтальной нагнетательной скважины, причем помимо пара периодически закачивают жидкообразные и/или газообразные химические реагенты, по мере роста паровой камеры, выработки запасов и обводнения ствола горизонтальной добывающей скважины, а обводненные участки от носка к пятке последовательно изолируют пакером.

Сущность изобретения.

Под сверхвязкой понимается нефть с вязкостью не менее 10000 сПз. Для разработки участка залежи сверхвязкой нефти широко используют технологию парогравитационного дренирования. Однако, охват пласта воздействием со стороны пара в большинстве случаев невысокий, что связано с неоднородностью залежей. В результате происходит недовыработка остаточных запасов нефти и, соответственно, нефтеотдача залежи остается невысокой. Существующие технические решения не в полной мере позволяют решить указанную задачу. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи участка залежи сверхвязкой нефти. Задача решается следующим образом.

На фигуре представлено схематическое изображение участка залежи сверхвязкой нефти с размещением скважин.

Обозначения: 1 - участок (пласт) неоднородной залежи сверхвязкой нефти, 2 - горизонтальная добывающая скважина, 3 - горизонтальная нагнетательная скважина, 4 и 5 - пакера, I и II - интервалы горизонтального ствола нагнетательной скважины 3, S₁ и S₂ - длины интервалов I, II соответственно.

Способ реализуют следующим образом.

На участке 1 неоднородной залежи сверхвязкой нефти бурят горизонтальную добывающую скважину 2, горизонтальный ствол которой проводят в нижней части пласта 1 (при рассмотрении в вертикальной плоскости). Носок горизонтальной добывающей скважины 2 выполняют приподнятым на 1-5 м относительно пятки. Выше носка горизонтальной добывающей скважины 2 на 5-15 м бурят горизонтальную нагнетательную скважину 3 длиной горизонтального ствола 0,5-1,0 от длины горизонтального ствола добывающей скважины 2. Причем в плане горизонтальные стволы нагнетательной 3 и добывающей 2 скважин выполняют под углом 45-90° друг к другу.

Согласно расчетам, приподнятый носок горизонтальной добывающей скважины 2 позволяет, во-первых, постепенно отсекать обводнившуюся часть ствола горизонтальной добывающей скважины 2 по мере продвижения паровой камеры, во-вторых, увеличивает охват пласта 1 по вертикали, в-третьих, позволяет быстрее создавать гидродинамическую связь с горизонтальной нагнетательной скважиной 3 и, в-четвертых, возможно эффективно извлекать из горизонтальной добывающей скважины 2 скопившийся в пятке песок во время эксплуатации. Если носок горизонтальной добывающей скважины 2 приподнят менее, чем на 1 м относительно пятки, то данное значение находится в пределах неровности ствола и не позволяет использовать преимущество приподнятого носка. Если носок горизонтальной добывающей скважины 2 приподнят более, чем на 5 м относительно пятки, то возникает риск быстрого обводнения носка горизонтальной добывающей скважины 2. При расстоянии между носком горизонтальной добывающей скважины 2 и горизонтальной нагнетательной скважины 3 менее 5 м, горизонтальная добывающая скважина 2 достаточно быстро обводняется, что приводит к снижению нефтеотдачи, а при более 15 м - гидродинамическая связь между скважинами 2 и 3 создается длительное время, что приводит к низким темпам отбора нефти. При длине горизонтального ствола нагнетательной скважины 3 менее 0,5 от длины горизонтального ствола добывающей скважины 2 охват пласта 1 недостаточен для полной выработки запасов, а при более 1,0 прирост добычи нефти от увеличения длины горизонтальной нагнетательной скважины 3 практически не наблюдается. При угле между горизонтальными стволами нагнетательной 3 и добывающей скважин 2 в плане менее 45° или более 90° друг к другу охват пласта 1 паровой камерой снижается.

Горизонтальный ствол нагнетательной скважины 3 делят пакерами 4 на два-три интервала, в каждый из которых закачку пара ведут с применением оборудования для одновременно-раздельной закачки.

Равномерность роста паровой камеры регулируют режимами работы каждого интервала горизонтальной нагнетательной скважины 3, причем помимо пара периодически закачивают жидкообразные и/или газообразные химические реагенты. Для подбора химических реагентов проводят лабораторные исследования, а для подбора оптимальных режимов закачки проводят гидродинамическое моделирование на участке 1 залежи. В процессе эксплуатации гидродинамическую модель обновляют новыми данными и также проводят моделирование, определяя оптимальные режимы работы.

По мере роста паровой камеры, выработки запасов и обводнения ствола горизонтальной добывающей скважины 2, обводненные участки от носка к пятке последовательно изолируют пакером 5.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка 1 залежи сверхвязкой нефти.

Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи участка залежи сверхвязкой нефти.

Примеры конкретного выполнения способа.

Пример 1.

Участок 1 неоднородной залежи сверхвязкой нефти представлен терригенными отложениями. Средняя нефтенасыщенная толщина составляет 10-25 м, глубина залегания кровли пласта - 150 м, начальное пластовое давление - 1,4 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях - 20000 мПа⋅с, начальная пластовая температура 8°С.

Для разработки участка 1 залежи было принято решение использовать технологию парогравитационного дренирования. Для этого на указанном участке 1 залежи бурят горизонтальную добывающую скважину 2, горизонтальный ствол которой длиной 300 м проводят в нижней части пласта 1 (при рассмотрении в вертикальной плоскости). Носок горизонтальной добывающей скважины 2 выполняют приподнятым на 5 м относительно пятки.

Выше носка горизонтальной добывающей скважины 2 на 15 м бурят горизонтальную нагнетательную скважину 3 длиной горизонтального ствола 0,5⋅300=150 м. Причем в плане горизонтальные стволы нагнетательной 3 и добывающей 2 скважин выполняют под углом 90° друг к другу.

По данным исследований горизонтальной нагнетательной скважины 3 вдоль горизонтального ствола выделили два интервала I и II с различной проницаемостью. Абсолютная проницаемость коллектора в интервале I составляет k₁=0,8 Д, в интервале II - k₂=1,2 Д. По данным пробуренных скважин 2 и 3 строят геолого-гидродинамическую модель участка 1 залежи и проводят моделирование закачки пара при различном расстоянии указанных двух интервалов S₁ и S₂. В ходе моделирования также определяют оптимальные режимы работы горизонтальных добывающей 2 и нагнетательной 3 скважин. Таким образом, горизонтальный ствол нагнетательной скважины 3 делят пакером 4 на два интервала I и II. В результате моделирования было определено, что оптимальными являются расстояния S₁=70 м, S₂=80 м. В каждый из интервалов закачку пара ведут с применением оборудования для одновременно-раздельной закачки.

Равномерность роста паровой камеры регулируют режимами работы каждого интервала горизонтальной нагнетательной скважины 3, причем помимо пара периодически закачивают растворитель. Подбор растворителя осуществляют посредствам лабораторных исследований. Для подбора оптимальных режимов закачки проводят гидродинамическое моделирование на участке 1 залежи. В процессе эксплуатации гидродинамическую модель обновляют новыми данными и также проводят моделирование, определяя оптимальные режимы работы.

По мере роста паровой камеры, выработки запасов и обводнения ствола горизонтальной добывающей скважины 2, обводненные участки от носка к пятке последовательно изолируют пакером 5.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка 1 залежи сверхвязкой нефти.

В результате разработки, которую ограничили достижением обводненности горизонтальной добывающей скважины 2 до 98% при снижении дебита нефти до значения 0,5 т/сут, было добыто 51,8 тыс.т нефти, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) составил 0,359 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 47,5 тыс.т нефти, КИН составил 0,329 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,030 д.ед.

Пример 2.

Выполняют как пример 1. Коллектор характеризуется иными геолого-физическими характеристиками. Бурят добывающую скважину 2 с длиной горизонтального ствола 400 м. Носок горизонтальной добывающей скважины 2 выполняют приподнятым на 1 м относительно пятки. Выше носка горизонтальной добывающей скважины 2 на 5 м бурят горизонтальную нагнетательную скважину 3 длиной горизонтального ствола 1,0⋅400=400 м. Причем в плане горизонтальные стволы нагнетательной 3 и добывающей 2 скважин выполняют под углом 45° друг к другу. Горизонтальный ствол нагнетательной скважины 3 делят пакерами 4 на три интервала.

Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент охвата участка 1 залежи сверхвязкой нефти за счет оптимизации системы закачки пара и, как следствие повысить коэффициент нефтеизвлечения.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи участка 1 залежи сверхвязкой нефти.

Способ разработки участка залежи сверхвязкой нефти, включающий бурение горизонтальной паронагнетательной скважины и расположенной ниже горизонтальной добывающей скважины, закачку пара в горизонтальную нагнетательную скважину и отбор продукции из горизонтальной добывающей скважины, отличающийся тем, что носок горизонтальной добывающей скважины выполняют приподнятым на 1-5 м относительно пятки, а выше носка горизонтальной добывающей скважины на 5-15 м бурят горизонтальную нагнетательную скважину длиной горизонтального ствола 0,5-1,0 от длины горизонтального ствола добывающей скважины, причем в плане горизонтальные стволы нагнетательной и добывающей скважин выполняют под углом 45-90° друг к другу, а горизонтальный ствол нагнетательной скважины делят пакерами на два-три интервала, в каждый из которых закачку пара ведут с применением оборудования для одновременно-раздельной закачки, равномерность роста паровой камеры регулируют режимами работы каждого интервала горизонтальной нагнетательной скважины, причем помимо пара периодически закачивают жидкообразные и/или газообразные химические реагенты, по мере роста паровой камеры, выработки запасов и обводнения ствола горизонтальной добывающей скважины обводненные участки от носка к пятке последовательно изолируют пакером.