Способ разработки залежи сверхвязкой нефти скважинами с «умной» перфорацией
Владельцы патента RU 2713014:
Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина (RU)
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных залежей сверхвязкой нефти с применением в горизонтальных скважинах эксплуатационных колонн с заданной перфорацией. Технический результат - повышение нефтеотдачи неоднородной залежи сверхвязкой нефти. Способ включает бурение паронагнетательной горизонтальной скважины и расположенной ниже горизонтальной добывающей скважины, спуск эксплуатационных колонн, цементирование стволов и вторичное вскрытие пластов, закачку пара в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины. При этом в горизонтальных стволах добывающей и/или нагнетательной скважин плотность перфорационных отверстий выполняют прямо пропорционально, а размеры перфорационных отверстий обратно пропорционально проницаемости коллектора напротив соответствующих интервалов ствола. Длину каждого интервала определяют таким образом, чтобы изменение в проницаемости коллектора в пределах каждого из интервалов не превышало 50 мД. В горизонтальный перфорированный ствол добывающей скважины спускают фильтр, представляющий из себя трубу с множественными щелевидными отверстиями, расположенными перпендикулярно оси трубы. Ширина отверстий составляет 100-200 мкм, расстояние между отверстиями – 100-500 мкм, а длина отверстий – 0,2-0,8 от длины окружности фильтра. 4 пр., 1 табл., 1 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных залежей сверхвязкой нефти с применением в горизонтальных скважинах эксплуатационных колонн с «умной» перфорацией.
Известен способ разработки многопластовой нефтяной залежи, включающий определение величины проницаемости продуктивного интервала, коэффициента гидродинамического совершенства, радиуса скважины и максимальной плотности перфорации скважин, осуществление перфорации, освоения и запуска скважины в эксплуатацию. Дополнительно определяют радиус контура питания, максимальную плотность перфорации определяют по пласту, имеющему наименьшую проницаемость, а определение величины проницаемости, коэффициента гидродинамического совершенства и максимальной плотности перфорации осуществляют для каждого пласта продуктивного интервала, при этом плотность перфорации для каждого пласта определяют из условия равенства продолжительности выработки отдельных пластов. Дополнительно при вскрытии пластов с водонефтяным контактом производят перфорацию с различной плотностью, изменяющейся от оптимального на кровле до нуля по направлению к водонефтяному контакту по продуктивному интервалу (патент РФ №2066368 Е21 В43/16, опубл. 10.09.1996).
Недостатком известного способа является то, что в процессе разработки залежи сверхвязкой нефти парогравитационным воздействием происходит быстрый прорыв пара к добывающей скважине, что снижает конечную нефтеотдачу.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки залежи вязкой нефти или битума, включающий бурение и обустройство не менее одной пары горизонтальных скважин для парогравитационного воздействия с расположением ствола нагнетательной скважины параллельно в вертикальной плоскости над стволом добывающей скважины, закачку пара в нагнетательную скважину и отбор продукции через добывающую. Конфигурацию скважин выполняют по форме залежи: восходящими в начале пласта, горизонтальными в центральной части и спадающими в конце пласта, причем угол восхождения и спада добывающей скважины равен углу падения пласта, а угол восхождения и спада нагнетательной скважины в 1-2,2 раза больше угла падения пласта, минимальное расстояние от перфорационных отверстий добывающей скважины до водонефтяного контакта ВНК принимают 2 м, минимальное расстояние между стволами добывающей и горизонтальной скважины в месте перфорационных отверстий - 3 м, максимальное расстояние между горизонтальными участками стволов добывающей и нагнетательной скважин - 10 м, распределение плотности перфорации на восходящем и нисходящем участках определяют по формуле: nx=n0+Lx/A, где nx - число перфорационных отверстий на восходящем или нисходящем участке на расстоянии X от начала ствола с перфорацией; n0 - минимальная плотность перфорации на участке с наименьшим расстоянием между добывающей и нагнетательной скважинами в перфорированных частях стволов; Lx - длина восходящей или нисходящей части перфорированного ствола на расстоянии X от его начала с перфорацией; A=30-60 м. После бурения и освоения скважин на протяжении 1-6 месяцев прогревают призабойную зону закачкой пара в добывающую и нагнетательную скважины под давлением 1-2 МПа, либо скважинными нагревателями, после чего пускают нагнетательную скважину с постоянной приемистостью пара 75-95 м3/сут, а добывающую скважину под добычу с забойным давлением 0,25-0,35 МПа (патент РФ №2513484, кл. Е21 В 43/24, E21B 7/04, опубл. 20.04.2014 - прототип).
В известном способе не учитывается неоднородность коллектора по проницаемости, а также проблема, связанная с выносом песка. В результате нефтеотдача залежи сверхвязкой нефти остается невысокой.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи неоднородной залежи сверхвязкой нефти.
Задача решается тем, что в способе разработки залежи сверхвязкой нефти скважинами с «умной» перфорацией, включающем бурение паронагнетательной горизонтальной скважины и, расположенной ниже, горизонтальной добывающей скважины, спуск эксплуатационных колонн, цементирование стволов и вторичное вскрытие пластов, закачку пара в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины, согласно изобретению, в горизонтальных стволах добывающей и/или нагнетательной скважин плотность перфорационных отверстий выполняют прямо пропорционально, а размеры перфорационных отверстий обратно пропорционально проницаемости коллектора напротив соответствующих интервалов ствола, причем длину каждого интервала определяют таким образом, чтобы изменение в проницаемости коллектора в пределах каждого из интервалов не превышало 50 мД, в горизонтальный перфорированный ствол добывающей скважины спускают фильтр, представляющий из себя трубу с множественными щелевидными отверстиями, расположенными перпендикулярно оси трубы, причем ширина отверстий составляет 100-200 мкм, расстояние между отверстиями - 100-500 мкм, а длина отверстий - 0,2-0,8 от длины окружности фильтра.
Сущность изобретения
Разработка неоднородной залежи сверхвязкой нефти характеризуется недовыработкой остаточных запасов нефти, низким коэффициентом охвата пластов и невысокой нефтеотдачей. Существующие технические решения не в полной мере позволяют осуществлять наиболее полную выработку нефти из таких залежей. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи неоднородной залежи сверхвязкой нефти. Задача решается следующим образом.
На фиг. 1 представлено схематическое изображение горизонтального ствола добывающей или нагнетательной скважины с фильтром и перфорационными отверстиями. Обозначения: 1 - горизонтальный ствол скважины, 2 - перфорационные отверстия, 3 - фильтр, представляющий из себя трубу с множественными щелевидными отверстиями, 4 - щелевидные отверстия, расположенные перпендикулярно оси трубы, A - диаметр эксплуатационных колонн, B - диаметр фильтров, k1, k2, k3, k4 - проницаемость коллектора напротив соответствующего интервала горизонтального ствола 1, l1, l2, l3, l4 - длины интервалов горизонтального ствола 1 напротив участков коллектора с проницаемостью k1, k2, k3, k4 соответственно.
Способ реализуют следующим образом.
На участке неоднородной по проницаемости залежи сверхвязкой нефти бурят паронагнетательную горизонтальную скважину и, расположенную ниже, горизонтальную добывающую скважину. Стволы горизонтальных скважин обсаживают эксплуатационными колоннами диаметром A, цементируют и вторично вскрывают. При этом в горизонтальных стволах 1 добывающей и/или нагнетательной скважин плотность перфорационных отверстий 2 выполняют прямо пропорционально, а размеры перфорационных отверстий 2 обратно пропорционально проницаемости коллектора напротив соответствующих интервалов ствола k1, k2, k3, k4 (фиг. 1). Длину каждого интервала l1, l2, l3, l4 определяют таким образом, чтобы изменение в проницаемости k1, k2, k3, k4 коллектора в пределах каждого из интервалов не превышало 50 мД.
Согласно исследованиям, в интервалах с наименьшей проницаемостью коллектора необходимо выполнять перфорацию с максимальными размерами перфорационных отверстий и минимальной плотностью перфораций. Аналогично в интервалах с наибольшей проницаемостью коллектора необходимо выполнять перфорацию с минимальными размерами перфорационных отверстий и максимальной плотностью перфораций. Это позволяет максимально выровнять как фронт закачки пара от горизонтальной нагнетательной скважины, так и приток к горизонтальному стволу добывающей скважины, что в результате повышает охват пласта и нефтеотдачу. При превышении проницаемости коллектора в пределах каждого из интервалов на 50 мД нефтеотдача залежи от применения способа снижается ввиду увеличения влияния фактора неоднородности коллектора.
В горизонтальный перфорированный ствол добывающей скважины спускают фильтр 3, представляющий из себя трубу диаметром B с множественными щелевидными отверстиями 4, расположенными перпендикулярно оси трубы, причем ширина отверстий составляет 100-200 мкм, расстояние между отверстиями - 100-500 мкм, а длина - 0,2-0,8 от длины окружности фильтра.
Исследования показали, что такая конструкция отверстий позволяет предотвратить попадание песка в ствол добывающей скважины. Размер частиц песка для большинства коллекторов составляет 0,2-5 мм, редко встречаются частицы до 0,14 мм. При ширине отверстий более 200 мкм, мелкодисперсная часть песка часть попадает в ствол скважины, что приводит к снижению межремонтного периода работы скважины, падению темпов отбора нефти, а при менее чем 100 мкм - не имеет смысла, т.к. частицы песка с подобным размером встречаются крайне редко. Таким образом, чаще всего применяют фильтры с отверстиями шириной 150 мкм.
При расстоянии между отверстиями менее 100 мкм снижается конструктивная прочность фильтра, а при более 500 мкм уменьшается пропускная способность фильтра и, соответственно, дебит скважины.
Длина отверстий 0,2-0,8 от длины окружности фильтра обусловлена толщиной стенок данных труб и пропускной способностью отверстий. Логично, что данные отверстия не могут быть сплошными по всей длине окружности фильтра. При большой толщине стенки фильтра возможно применение длины отверстий 0,8 от длины окружности фильтра, однако при более 0,8 - снижается конструктивная прочность фильтра. При небольшой толщине стенки фильтра допустимо применение длины отверстий 0,2 от длины окружности фильтра, однако при менее 0,2 - уменьшается пропускная способность фильтра и, соответственно, дебит скважины.
Аналогичные работы проводят на других участках залежи. Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи.
Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи неоднородной залежи сверхвязкой нефти.
Примеры конкретного выполнения способа
Пример 1. Залежь нефти представлена неоднородными терригенными отложениями со сверхвязкой нефтью. Средняя нефтенасыщенная толщина - 14 м, глубина залегания кровли пласта - 180 м, вязкость нефти в пластовых условиях - 19000 мПа⋅с, начальная пластовая температура 8°С.
На данной залежи бурят паронагнетательную горизонтальную скважину и, расположенную ниже, горизонтальную добывающую скважину. Длины горизонтальных стволов данных скважин составляют по 300 м. Стволы горизонтальных скважин обсаживают эксплуатационными колоннами диаметром A=146 мм, цементируют и вторично вскрывают. При этом в горизонтальных стволах 1 добывающей и нагнетательной скважин плотность перфорационных отверстий 2 выполняют прямо пропорционально, а размеры перфорационных отверстий 2 обратно пропорционально проницаемости коллектора напротив соответствующих интервалов ствола k1, k2, k3, k4 (фиг. 1). Длину каждого интервала l1, l2, l3, l4 определяют таким образом, чтобы изменение в проницаемости k1, k2, k3, k4 коллектора в пределах каждого из интервалов не превышало 50 мД. Абсолютная проницаемость коллектора в каждом из интервалов, их длина, а также значения плотности перфораций и размер перфорационных отверстий напротив соответствующих интервалов приведен в таблице 1.
Таблица 1.
| Параметр | Номер интервала | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | |
| Средняя проницаемость, k, Д | 1,0 | 1,1 | 0,8 | 1,3 |
| Длина, l, м | 50 | 65 | 115 | 70 |
| Диаметр перфорационных отверстий, D, мм | 16 | 14 | 20 | 10 |
| Плотность перфорационных отверстий (на 1 м длины трубы), n, шт./м | 13 | 15 | 6 | 18 |
В горизонтальный перфорированный ствол добывающей скважины спускают фильтр 3 диаметром B=73 мм, представляющий из себя трубу с толщиной стенки 6,5 мм, в которой выполнены множественные щелевидные протяженные отверстия 4, расположенные перпендикулярно оси трубы. Ширина отверстий составляет 100 мкм, расстояние между отверстиями - 100 мкм. Длина отверстий составляет 0,8 от длины окружности фильтра, т.е. 0,8⋅3,14⋅0,073=0,18 м.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи.
Пример 2. Выполняют как пример 1. Коллектор характеризуется иными геолого-физическими характеристиками. Указанное распределение перфорационных отверстий выполняют только в добывающей скважине.
Пример 3. Выполняют как пример 1. Коллектор характеризуется иными геолого-физическими характеристиками. Указанное распределение перфорационных отверстий выполняют только в нагнетательной скважине.
Пример 4. Выполняют как пример 1. Коллектор характеризуется иными геолого-физическими характеристиками. В горизонтальный перфорированный ствол добывающей скважины спускают фильтр 3, представляющий из себя трубу с толщиной стенки 5,0 мм, в которой выполнены протяженные отверстия 4, расположенные перпендикулярно оси трубы. Ширина отверстий составляет 200 мкм, расстояние между отверстиями - 500 мкм, а длина - 0,2 от длины окружности фильтра, т.е. 0,2·3,14·0,073=0,046 м.
В результате разработки, которое ограничили достижением обводненности залежи до 98%, было добыто 31,2 тыс. т нефти, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) составил 0,412 д. ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 26,3 тыс. т нефти, КИН составил 0,347 д. ед. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,065 д. ед.
Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения неоднородных по проницаемости залежей сверхвязких нефтей, повысить охват и равномерность выработки запасов за счет применения в совокупности труб с множественными щелевидными отверстиями (фильтров) и перфорации, выполняемой на каждом из интервалов горизонтального ствола в зависимости от проницаемости коллектора.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи неоднородной залежи сверхвязкой нефти.
Способ разработки залежи сверхвязкой нефти скважинами с «умной» перфорацией, включающий бурение паронагнетательной горизонтальной скважины и расположенной ниже горизонтальной добывающей скважины, спуск эксплуатационных колонн, цементирование стволов и вторичное вскрытие пластов, закачку пара в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины, отличающийся тем, что в горизонтальных стволах добывающей и/или нагнетательной скважин плотность перфорационных отверстий выполняют прямо пропорционально, а размеры перфорационных отверстий обратно пропорционально проницаемости коллектора напротив соответствующих интервалов ствола, причем длину каждого интервала определяют таким образом, чтобы изменение в проницаемости коллектора в пределах каждого из интервалов не превышало 50 мД, в горизонтальный перфорированный ствол добывающей скважины спускают фильтр, представляющий из себя трубу с множественными щелевидными отверстиями, расположенными перпендикулярно оси трубы, причем ширина отверстий составляет 100-200 мкм, расстояние между отверстиями – 100-500 мкм, а длина – 0,2-0,8 от длины окружности фильтра.
