Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - извлечение остаточных запасов нефти, облегчение ввода хвостовика и скважинного оборудования, исключение аварийных ситуаций, связанных с извлечением фильтров-хвостовиков. Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума включает строительство пар расположенных одна над другой горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, оснащенных в горизонтальной части фильтрами-хвостовиками, прогрев залежи закачкой пара в обе скважины с созданием паровой камеры, последующую закачку пара через нагнетательные скважины, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль состояния паровой камеры. После выработки участка залежи в одной из пар скважин останавливают закачку пара и отбор жидкости. После снижения температуры в добывающей скважине ниже 80°С строят из добывающей и нагнетательной скважин новые стволы с горизонтальным участком, оснащаемым фильтром-хвостовиком, в направлении не охваченных разработкой участков залежи. При этом производят изоляцию ствола скважины, расположенного ниже уровня выхода дополнительного ствола, под которым в скважине устанавливают клин-отклонитель для вырезки окна и строительства нового ствола. Выход новых стволов из скважин располагают выше соответствующих горизонтальных участков новых стволов для обеспечения нисходящих участков между скважинами и новыми горизонтальными участками. Из нагнетательной скважины строительство нового ствола производят с горизонтальным участком над новым горизонтальным участком добывающей скважины на расстоянии, обеспечивающем гидродинамическую связь между стволами после прогрева, но исключающем прорыв пара. Закачивают пар в обе скважины для получения гидродинамической связи между новыми стволами. Затем закачивают пар через новый ствол нагнетательной скважины и осуществляют отбор продукции через новый ствол добывающей скважины с контролем состояния паровой камеры. 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 залежи высоковязкой нефти или битума (патент RU № 2657307, МПК E21B 43/24, E21B 07/04, E21B 49/00, опубл. 13.06.2018 Бюл. № 17), включающий геофизические исследования залежи, строительство выше водонефтяного контакта горизонтальных скважин с дополнительными стволами, последовательную закачку теплоносителя и отбор продукции из горизонтальных скважин, причем 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.

Недостатками данного способа являются узкая область применения, так как возможно осуществление только на новых месторождениях при отборе кернов, и невозможность увеличения охвата залежи в зависимости от выработки.

Известен также способ разработки высоковязкой нефти (патент RU № 2657307, МПК E21B 43/24, E21B 07/04, опубл. 07.08.2018 Бюл. № 22), включающий строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, а также вертикальных наблюдательных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры, при этом разработку ведут с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины и отбора жидкости из добывающих скважин с контролем объема паровой камеры, строительство в зонах наименьшего прогрева между добывающими скважинами выше подошвы пласта или уровня водонефтяного контакта - ВНК не менее чем на 2 м дополнительной скважины, через которую производят закачку теплоносителя до создания термодинамической связи с ближайшими парами горизонтальных скважин с последующим переводом на отбор продукции, причем выше дополнительной скважины в зоне наименьшего прогрева, но на расстоянии, исключающем прорыв теплоносителя, строят дополнительную нагнетательную скважину, через которую осуществляют закачку теплоносителя после начала отбора из дополнительной скважины в объеме, обеспечивающем равномерное распространение паровой камеры вокруг скважин и поддержание необходимой температуры для отбора продукции в дополнительной скважине.

Недостатками данного способа являются большие материальные, финансовые и временные затраты, связанные с необходимостью строительства новых горизонтальных скважин и введения дополнительных мощностей парогенераторов для прогрева дополнительных скважин.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежи сверхвязкой нефти на поздней стадии (патент RU № 2675114, МПК E21B 43/24, E21B 07/04, E21B 47/06, опубл. 17.12.2018 Бюл. № 35), включающий строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, оснащенных в горизонтальной части соответствующими фильтрами-хвостовиками, прогрев залежи закачкой теплоносителя - пара в обе скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, закачку пара через нагнетательные скважины, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль состояния паровой камеры, причем после выработки участка залежи в одной из пар скважин останавливают закачку пара и отбор жидкости, после снижения температуры в добывающей скважине ниже 80°С из остывшей добывающей скважины извлекают фильтр-хвостовик, из добывающей скважины производят бурение нового горизонтального ствола, оснащаемого впоследствии фильтром-хвостовиком, в направлении не охваченных разработкой участков, производят закачку пара в обе скважины для получения гидродинамической связи между стволами и поддержания необходимой температуры, закачивают пар через нагнетательную скважину и осуществляют отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через новый ствол добывающей скважины с контролем состояния паровой камеры.

Недостатками данного способа являются узкая область применения, так как необходима гидродинамическая связь между скважинами (обычно не более 15 м на месторождениях Республики Татарстан – РТ), потому что при отсутствии связи нового горизонтального ствола добывающей скважины и нагнетательной скважинной невозможна реализация паро-гравитационного дренажа (ПГД – SAGD), при этом после бурения нового горизонтального ствола при изменении зенитного угла (восходящий - ˃ 90º на нисходящий - ˂ 90º или наоборот) на переходе от старого ствола к горизонтальному участку затруднен ввод в него хвостовика с фильтром и скважинного оборудования (насоса, температурных датчиком, при необходимости пакера и т.п.), а извлечение фильтра-хвостовика трудоемкий и затратный процесс и существует риск аварийных ситуаций с высокой вероятностью (свыше 50% на залежах РТ).

Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа разработки залежи высоковязкой нефти или битума, позволяющего производить SAGD на остаточные запасы нефти в залежи для их извлечения при любом расстоянии от соответствующих старых горизонтальных скважин за счет строительства новых парных боковых стволов, облегчить ввод хвостовика и скважинного оборудования за счет строительства нисходящего участка бокового ствола перед переходом в горизонтальный участок этого ствола и исключить аварийные ситуации, связанные с извлечением фильтров-хвостовиков.

Техническая задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти или битума, включающим строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, оснащенных в горизонтальной части соответствующими фильтрами-хвостовиками, прогрев залежи закачкой теплоносителя - пара в обе скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, закачку пара через нагнетательные скважины, отбор продукции за счет паро-гравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль состояния паровой камеры, после выработки участка залежи в одной из пар скважин производят остановку закачки пара и отбора жидкости, после снижения температуры в добывающей скважине ниже 80°С, строительство из добывающей, оснащаемого впоследствии фильтрами-хвостовиками, в направлении не охваченных разработкой участков, закачку пара в обе скважины для получения гидродинамической связи между стволами и поддержания необходимой температуры, закачивают пар через нагнетательную скважину и осуществляют отбор продукции за счет паро-гравитационного дренажа через новый ствол добывающей скважины с контролем состояния паровой камеры.

Новым является то, что в выработанной паре добывающей и нагнетательной скважин производят изоляцию ствола соответствующей скважины, расположенного ниже уровня выхода дополнительного ствола, под которым в соответствующей скважине устанавливают клин-отклонитель для вырезки окна и строительства новых стволов с горизонтальными участками из обоих скважин, причем из нагнетательной скважины строительство нового ствола производят с горизонтальным участком над новым горизонтальным участком добывающей скважины на расстоянии, обеспечивающим гидродинамическую связь между стволами после прогрева, но исключающем прорыв пара, оснащение перед закачкой пара нового горизонтального участка нагнетательной скважины фильтром-хвостовиком, при этом выход новых стволов из скважин располагают выше соответствующих горизонтальных участков новых стволов для обеспечения нисходящих участков между скважинами и новыми горизонтальными участками.

На фиг. 1 изображена схема реализации способа (вид сбоку).

На фиг. 2 изображена схема реализации способа (вид сверху).

Способ разработки залежи 1 (фиг. 1) высоковязкой нефти или битума включает строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих 2 и нагнетательных 3 скважин, оснащенных в горизонтальной части соответствующими фильтрами-хвостовиками 4 и 5, прогрев залежи закачкой теплоносителя - пара в обе скважины 2 и 3 с прогревом продуктивного пласта залежи 1 и созданием паровой камеры (не показана), закачку пара через нагнетательные скважины 3, отбор продукции за счет паро-гравитационного дренажа (SAGD) через добывающие скважины 2 и контроль состояния паровой камеры (температурой отбираемой нефти или битума, минерализацией воды в добываемой продукции, контроль температуры датчиками(не показаны), спущенными в скважины 2 и 3 или т.п. – авторы на это не претендуют). После выработки участка залежи 1 в одной из пар скважин 2 и 3 производят остановку закачки пара и отбора жидкости. Ожидают снижения температуры в добывающей скважине ниже 80°С, после чего выработанной паре добывающей 2 и нагнетательной 3 скважин производят изоляцию ствола соответствующей скважины 2 и 3, расположенного ниже уровня соответствующего выхода 6 и 7 нового дополнительного ствола 8 и 9 Под соответствующем выходе 6 и 7 в соответствующей скважине 2 и 3 устанавливают клин-отклонитель 10 и 11. Изоляцию скважин 2 и 3 производят, например, заливкой цемента для герметичного перекрытия интервала фильтров-хвостовиков 4 и 5 с последующей установкой клиньев-отклонителей 10 и 11, установкой клиньев-отклонителей 10 и 11 с якорями и глухими пакерами или т.п. – авторы на это не претендуют. Перед установкой клиньев-отклонителей 10 и 11 производят геофизические исследования для определения расположения не охваченных разработкой участков 12 (фиг. 2), чтобы правильно сориентировать установку клиньев-отклонителей 10 (фиг. 1) и 11 и разместить выходы 6 и 7 выше горизонтальных участков 13 и 14 новых стволов 8 и 9. При помощи клиньев-отклонителей 10 и 11 фрезой (не показана) вырезают окна (не показаны) в фильтрах-хвостовиках 4 и 5 или в обсадных колоннах (не показаны) в стенках скважин 2 и 3, образуя выходы 6 и 7 стволов 8 и 9. После чего при помощи клиньев-отклонителей 10 и 11 в выходы 6 и 7 вводят бурильный инструмент и бурят дополнительные стволы 8 и 9. Сначала нисходящие (зенитный угол ˂ 90º) участки 15 и 16, переходящие в горизонтальные участки 13 и 14 соответственно в не охваченном разработкой участке 12 (фиг. 2). Причем расстояние L горизонтальных участков 13 и 14 новых стволов 8 и 9 от скважин 2 и 3 может быть любым, а горизонтальный участок 14 (фиг. 1) ствола 9 нагнетательной скважины 3 должен располагаться над горизонтальным участком 13 ствола 8 добывающей скважины 2 на расстоянии H (определено эмпирическим путем), обеспечивающим гидродинамическую связь между стволами 8 и 9 после прогрева, но исключающем прорыв пара из нагнетательной скважины 3 в добывающую 2. Горизонтальные стволы 8 и 9 добывающей 2 и нагнетательной скважины оснащают новыми фильтрами-хвостовиками 17 и 18 соответственно. После чего осуществляют закачку пара в обе скважины 2 и 3 для получения гидродинамической связи между стволами 8 и 9 и поддержания необходимой температуры, закачивают пар через новый ствол 9 нагнетательной скважины 3 и осуществляют отбор продукции за счет паро-гравитационного дренажа через новый ствол 8 добывающей скважины 2 с контролем состояния паровой камеры.

Пример конкретного выполнения способа

На Ашальчинском месторождении залежей битума РТ, находящемся на глубине 90 м, расположена залежь 1 (фиг. 1) толщиной 20-30 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0,7 д.ед., пористостью 30 %, проницаемостью 2,65 мкм², плотностью битума в пластовых условиях 960 кг/м³, вязкостью 22000 мПа•с пробурили пару расположенных друг над другом горизонтальных добывающую 2 и нагнетательную 3 скважин на расстоянии H = 5 – 7 м, оснащенных в горизонтальной части соответствующими фильтрами-хвостовиками 4 и 5 (диаметром 168 мм, длиной 700 м и 710 м), осуществили прогрев залежи закачкой теплоносителя - пара в обе скважины 2 и 3 с прогревом продуктивного пласта залежи 1 и созданием паровой камеры. После чего через нагнетательные скважины 3 продолжили закачку пара, а отбор продукции за счет паро-гравитационного дренажа (SAGD) стали осуществлять через добывающие скважины 2 с контроль состояния паровой камеры (обводненности продукции в пределах 86 – 92%). После 15 лет эксплуатации и выработки участка залежи 1 одной из пар скважин 2 и 3 снизился дебит нефти в 2,5 раза, а обводненнсть продукции составила более 96 % и продолжала увеличиваться, показывая, что на этом участке залежи 1 произошла полная выработка запасов нефти. На этом участке произвели геофизические исследования с использованием аэрофотосъемки тепловизором (для определения участков с наименьшей температурой) и геолого-гидродинамического моделирования произвели определение не охваченного разработкой участка 12 (фиг. 2), который оказались расположенными от скважин 2 и 3 на расстоянии L = 60 – 80 м. После чего остановили закачку пара через нагнетательную скважину 3 (фиг. 1), а после снижения температуры в добывающей скважине 2 произвели изоляцию скважин 2 и 3 заливкой цементного раствора в интервале фильтров-хвостовиков 4 и 5. После технологической выдержки, достаточной для схватывания (отверждения) цементного раствора, в скважина 2 и 3 установили клинья-отклонители 10 и 11 на расстоянии 35 и 40 м с контролем ориентации выше фильтров-хвостовиков 4 и 5 соответствующих скважин 2 и 3 для обеспечения нисходящих участков 15 и 16 новых стволов 8 и 9 и направления в сторону не охваченного разработкой участка 12 (фиг. 2) для вскрытия. На испытательных скважинах 2 (фиг. 1) и 3 использовались клинья-отклонители 10 и 11 изготовленные по патентам RU №№ 2390615 и 2568454 (возможно использование и других аналогичных конструкций). В обсадных колоннах (диаметром 245 мм) скважин 2 и 3 при помощи произвели вырезку фрезой (диаметром 220 мм) мм окон с образованием выходов 6 и 7 дополнительных стволов 8 и 9, через которые долотом (диаметром 215,9 мм) произвели бурение дополнительных стволов 8 и 9 с соответствующими нисходящими участками 15 и 16 и горизонтальными участками 13 и 14, которыми вскрыли не охваченный разработкой участок 12 (фиг. 2) на расстоянии L = 69 – 72 м. Причем для исключения прорыва пара и качественного прогрева не охваченного разработкой участка 12 между горизонтальными участками 13 (фиг. 1) и 14 выдержали расстояние Н = 6 – 8 м. Дополнительные стволы 8 и 9 оснастили фильтрами-хвостовиками 17 и 18 (диаметром 146 мм, длиной 810 м и 820 м). В дополнительные стволы 8 и 9 скважин 2 и 3 спустили насосно-компрессорные труб (НКТ – не показаны, диаметром 73 мм), через которые в обе скважины 2 и 3 нагнетали пар температурой 190 - 200ºС до получения гидродинамической связи (определяется изменением давления в скважине 2 или 3 при изменении давления в скважине 3 или 2). После чего из добывающей скважины 2 извлекли НКТ и спустили в дополнительный ствол 8 НКТ с насосом, датчиками температуры и давления (не показаны) для контроля за состоянием паровой камеры. Закачку пара в нагнетательную скважинку 3 продолжили, осуществляя отбор продукции залежи 1 насосным оборудованием из добывающей скважины 2. Ни одного прихвата (застревания) в скважинах 2 и 3 НКТ и скважинного оборудования при спускоподъемных операциях не наблюдалось, а нагрузки на НКТ не превышали допустимые. В результате дебит добываемой продукции восстановился, а обводненность продукции снизилась до 82 – 86%. При этом стоимость строительства дополнительных стволов 8 и 9 оказалась в более чем в 2 раза меньше, чем при строительстве новых скважин.

Предлагаемого способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума позволяет производить паро-гравитационной дренирование остаточных запасов нефти в залежи для их извлечения при любом расстоянии от соответствующих старых горизонтальных скважин за счет строительства из них новых парных боковых стволов, облегчает ввод хвостовика и скважинного оборудования за счет строительства нисходящего участка бокового ствола перед переходом в горизонтальный участок этого ствола и исключает аварийные ситуации, связанные с извлечением фильтров-хвостовиков.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума, включающий строительство пар расположенных одна над другой горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, оснащенных в горизонтальной части соответствующими фильтрами-хвостовиками, прогрев залежи закачкой теплоносителя - пара в обе скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, закачку пара через нагнетательные скважины, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль состояния паровой камеры, после выработки участка залежи в одной из пар скважин остановку закачки пара и отбора жидкости, а после снижения температуры в добывающей скважине ниже 80°С строительство из добывающей скважины нового ствола с горизонтальным участком, оснащаемого впоследствии фильтром-хвостовиком, в направлении не охваченных разработкой участков, закачку пара в обе скважины для получения гидродинамической связи между стволами и поддержания необходимой температуры, закачку пара через нагнетательную скважину и осуществление отбора продукции за счет парогравитационного дренажа через новый ствол добывающей скважины с контролем состояния паровой камеры, отличающийся тем, что в выработанной паре добывающей и нагнетательной скважин производят изоляцию ствола соответствующей скважины, расположенного ниже уровня выхода дополнительного ствола, под которым в соответствующей скважине устанавливают клин-отклонитель для вырезки окна и строительства новых стволов с горизонтальными участками из обоих скважин, причем из нагнетательной скважины строительство нового ствола производят с горизонтальным участком над новым горизонтальным участком добывающей скважины на расстоянии, обеспечивающем гидродинамическую связь между стволами после прогрева, но исключающем прорыв пара, оснащают перед закачкой пара новый горизонтальный участок нагнетательной скважины фильтром-хвостовиком, при этом выход новых стволов из скважин располагают выше соответствующих горизонтальных участков новых стволов для обеспечения нисходящих участков между скважинами и новыми горизонтальными участками.