Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНОГО ПЛАСТА СВЕРХВЯЗКОЙ НЕФТИ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти.

Известен способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин (патент RU №2340768, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №34 от 10.12.2008), включающий закачку теплоносителя через двухустьевую горизонтальную нагнетательную скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры и отбор продукции через двухустьевую горизонтальную добывающую скважину, при этом прогрев продуктивного пласта начинают с закачки пара в обе скважины, разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость нефти или битума, а паровую камеру создают закачкой теплоносителя с возможностью пробивания последнего к верхней части продуктивного пласта и увеличения размеров паровой камеры в процессе отбора продукции, 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 путем смены направления фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции, при этом объем закачки теплоносителя через устья нагнетательной скважины и/или отбор продукции через устья добывающей скважины изменяют в соотношении, %: (10-90):(90-10).

Недостаткомэтого способа являются высокие материальные и энергетические затраты на строительстводвухустьевых горизонтальных скважин, связанные с необходимостью добуривания, обсаживания, цементирования и обустройства второго устья; низкая эффективность способа при неоднородном пласте сверхвязкой нефти с наличие уплотненных и глинистых пропластков.

Известен такжеспособ разработки залежи сверхвязкой нефти (патент RU №2531412, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №29 от 20.10.2014), включающий бурение пары горизонтальных верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости, прогрев пласта закачкой пара в обе скважины с образованием паровой камеры, разогрев межскважинной зоны пласта, снижение вязкости сверхвязкой нефти, закачку пара в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней горизонтальной добывающее скважины, при этом прогревают пласт закачкой пара в обе скважины до стабилизации величины паронефтяного отношения, после чего поочередно используют три режима разработки залежи сверхвязкой нефти, первый режим включает закачку пара в нагнетательную скважину и выдержку его в пласте в течение 48-72 часов, второй режим включает закачку в добывающую скважину пропиленгликоля из расчета 5 м³ на 100 м горизонтального участка добывающей скважины с содержанием основного вещества не менее 98% с выдержкой в пласте в течение 12-24 часов и одновременной циркуляцией водяного пара в нагнетательной скважине, третий режим включает добычу высоковязкой нефти из добывающей скважины до возрастания величина паронефтяного отношения в 1,5 раза.

Недостатками способа являются отсутствие контроля равномерности прогрева межскважинного пространства на всех этапах эксплуатации пары скважин, что может привести к прорывам пара и выходу из строя насосного оборудования. Также после начала отбора продукции добывающей скважиной и достижения паронефтяного отношения 2,2-3,8 м³/т, то есть фактического получения растущего дебита по нефти, нецелесообразно останавливать отбор, переводить пару скважин на циклический режим работы, включающий период 48-72 суток без закачки пара, что приведет к остыванию паровой камеры и необходимости повторного освоения паром обеих скважин и создания паровой камеры; также низкая эффективность способа при неоднородном пласте сверхвязкой нефти с наличием уплотненных и глинистых пропластков.

Известен такжеспособ разработки нефтебитумной залежи (патент RU №2287677, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №32 от 20.11.2006), включающий строительство добывающей двухустьевой горизонтальной скважины и отбор продукции, при этом выше добывающей двухустьевой горизонтальной скважины параллельно ей строят нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину, создают проницаемую зону между скважинами за счет нагнетания водяного пара в обе скважины, после создания проницаемой зоны подают пар только в нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину, а по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине отбирают продукцию, при этом степень сухости закачиваемого пара периодически чередуют, вначале закачивают пар высокой степени сухости до увеличения приемистости нагнетательной двухустьевой горизонтальной скважины и доли пара в отбираемой продукции, а затем закачивают пар малой степени сухости, объем которого определяют по повышению давления нагнетания, которое поддерживают не превышающим давление раскрытия вертикальных трещин, а продукцию отбирают по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине до полной выработки продуктивного пласта.

Недостаткамиданного способа являются высокие материальные и энергетические затраты на строительство двухустьевых горизонтальных скважин, связанные с необходимостью добуривания, обсаживания, цементирования и обустройства второго устья, отсутствие контроля состояния прогрева горизонтального ствола добывающей скважины, что может привести к прорывам пара к насосу и к неравномерному прогреву, и использование свабного насоса, который имеет ряд недостатков (низкая производительность, высокий износ сваба и резиновых уплотнителей, необходимость нахождения подъемника и бригады подземного ремонта на устье добывающей скважины), также низкая эффективность способа при неоднородном пласте сверхвязкой нефти с наличие уплотненных и глинистых пропластков.

Наиболее близким к заявляемому способу по совокупности существенных признаков является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2379494, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №2 от 20.01.2010), включающий использование пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно одна над другой в вертикальной плоскости продуктивного пласта, оснащенных колонной насосно-компрессорных труб, позволяющих вести одновременно закачку теплоносителя и отбор продукции, закачку теплоносителя, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции через добывающую скважину по насосно-компрессорным трубам и контроль технологических параметров пласта и скважины, при этом окончания колонн насосно-компрессорных труб располагают на противоположных концах условно горизонтального участка скважин, прогрев продуктивного пласта начинают с закачки пара в обе скважины, разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость высоковязкой нефти, а паровую камеру создают закачкой теплоносителя, распространяющегося к верхней части продуктивного пласта с увеличением размеров паровой камеры, в процессе отбора продукции, периодически, 2-3 раза в неделю, 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 теплоносителя или отбора продукции скважин до достижения стабильной величины минерализации попутно отбираемой воды.

Недостатками известного способа являютсянизкая эффективность при неоднородном пласте сверхвязкой нефти с наличием уплотненных и глинистых пропластков, так как термогидродинамическая связь между нагнетательной и добывающей скважиной может не создаваться или создаватьсядостаточно долго, а также отсутствие контроля температуры в горизонтальной добывающей скважине, что приводит или к перегреву скважины в результате прорыва теплоносителя и выходу из строя глубинно-насосного оборудования, или к недогреву и потерям дебита нефти.

Техническими задачами предлагаемого способа являются повышение эффективности разработки неоднородногопласта сверхвязкой нефти с наличием уплотненных и глинистых пропластков, исключение неравномерности прогрева паровой камеры и прорыва теплоносителя в добывающую скважину за счет применения контроля прогрева.

Технические задачи решаются способом разработки неоднородного пласта сверхвязкой нефти, включающим использование пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости продуктивного пласта, оснащенных колоннами насосно-компрессорных труб - НКТ, закачку теплоносителя в разные интервалы горизонтальных стволов скважин, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции через добывающую скважину по колоннам НКТ и контроль технологических параметров пласта и скважины, осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем регулирования режима закачки теплоносителя или отбора продукции скважин.

Новым является то, что что до строительства горизонтальных скважин участок разбуривают сеткой оценочных вертикальных скважин, проводят комплексные геофизические исследования скважин - ГИС, по результатам обобщения полученных материалов и лабораторных исследований керна получают предварительные геометрические и геолого-физические параметры залежи сверхвязкой нефти, уточняют контуры нефтеносности, выявляют наличие уплотненных и глинистых пропластков, и проектируют размещение пар одноустьевых горизонтальных скважин в участках пласта с наименьшим количеством таких пропластков, после строительства горизонтальных скважин в них также проводят ГИС по определения уплотненных и глинистых пропластков, а также нефтенасыщенности вдоль горизонтальных стволов парных скважин, причем концы колонн двух НКТ в нагнетательной скважине располагают в первой и второй половинах горизонтального ствола в зонах с наибольшей нефтенасыщенностью, а концы одной или двух колонн НКТ для закачки пара в добывающей скважине размещают со смещением по горизонтали относительно концов НКТ нагнетательной скважины не менее чем на 15 м, в нагнетательной скважине производят обработку призабойной зоны соляной кислотой и глинокислотой в тех частях, где между нагнетательной и добывающей скважинами выявлены наиболее обширные уплотненные и глинистые пропластки, после технологической выдержки, достаточной для растворения уплотнений и глинистых пропластков в обе скважины через колонны НКТ закачивают пар до создания гидродинамической связи между скважинами, останавливают закачку на выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающей скважины, в которой проводят термобарометрические измерения посредством ГИС, по результатам которых в горизонтальном стволе добывающей скважины выявляют переходные зоны с температурой между большим и меньшим прогревом, а среди выявленных зон определяют зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в которой размещаютспускаемый на колонне НКТ насос, для контролирования процесса равномерного прогрева паровой камеры производят регулируемую закачку пара через колонны НКТ нагнетательной скважины и регулируемый отбор продукции насосом со съемом термограммы вдоль ствола добывающей скважины посредством оптоволоконного кабеля и замером температуры на приеме насосапри наличии датчика.

На фиг. 1 показан профиль пары горизонтальных скважин, эксплуатирующих продуктивный пласт с плотными и глинистыми пропластками.

На фиг. 2 показан профиль пары горизонтальных скважин с размещением НКТ в обеих скважинах для закачки пара, причем в добывающей скважине размещена одна колонна НКТ.

На фиг. 3 показан профиль пары горизонтальных скважин с размещением НКТ в обеих скважинах для закачки пара, причем в добывающей скважине размещены две колонны НКТ.

На фиг. 4 показан профиль пары горизонтальных скважин, эксплуатирующих продуктивный пласт, с размещением насоса в добывающей скважине.

Способ разработки неоднородного пласта 1 сверхвязкой нефти включает разбуривание участка залежи сверхвязкой нефти сеткой оценочных вертикальных скважин (не показан), проведение комплексных ГИС, по результатам обобщения полученных материалов и лабораторных исследований керна получение предварительных геометрических и геолого-физических параметров пласта 1 высоковязкой нефти, уточнение контуров нефтеносности (не показаны), выявление наличия уплотненных и глинистых пропластков 2, и проектирование размещения пар одноустьевых горизонтальных нижней - добывающей 3 и нагнетательной 4 скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости продуктивного пласта 1 в участках пласта 1 с наименьшим количеством пропластков 2. В горизонтальных скважинах 3 и 4 проводят ГИС для уточненного определения уплотненных и глинистых пропластков 2, а также нефтенасыщенности вдоль горизонтальных стволов парных скважин 3 и 4. В скважины 3 и 4 спускают соответствующие колонны НКТ 5 (фиг. 2 и 3) и 6, 7 и 8 (фиг. 3), причем концы колонн двух колонн НКТ 5 (фиг. 2 и 3) и 6 в нагнетательной скважине 4 располагают в первой и второй половинах горизонтального ствола скважины 4 в зонах с наибольшей нефтенасыщенностью, а концы одной (фиг. 2) колонны НКТ7 или двух (фиг. 3) колонн НКТ 7 и 8 для закачки пара в добывающей скважине 3 размещают со смещением по горизонтали относительно концов колон НКТ 5 (фиг. 2 и 3) и 6 нагнетательной скважины 4 не менее чем на 15 м. Для обеспечения равномерности прогрева используют в добывающей скважине: одну (фиг. 2) колонну НКТ 7 или две (фиг. 3) колонны НКТ 7 и 8: если протяженность горизонтальной части добывающей скважины 3 менее 700 м, то используют одну колонну НКТ 7 (фиг. 2) в добывающей скважине 3, если больше - то две колонны НКТ 7 (фиг. 3) и 8. В нагнетательную скважину 4 (фиг. 2 и 3) закачивают соляную кислоту и глинокислоту (смесь соляной и плавиковой кислот) в тех частях, где между нагнетательной 4 и добывающей 3 скважинами выявлены наиболее обширные уплотненные и глинистые пропластки 2. После технологической выдержки, достаточной для растворения уплотнений и глинистых пропластков 2, в обе скважины 3 и 4 через колонны НКТ 5 и 6, 7 и 8 (фиг. 3) соответственно закачивают теплоноситель - пар до создания гидродинамической связи между скважинами 3 и 4 (фиг. 2 и 3), останавливают закачку на выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающей скважины 3. В добывающей скважине 3 проводят термобарометрические измерения посредством ГИС, по результатам которых в горизонтальном стволе добывающей скважины 3 (фиг. 4) выявляют переходные зоны с температурой между большим и меньшим прогревом, а среди выявленных зон определяют зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в которой размещают спускаемый на колонне НКТ 9 насос 10. Для контролирования процесса равномерного прогрева паровой камеры (не показана) производят регулируемую закачку пара через колонны НКТ 5 и 6 нагнетательной скважины 4 и регулируемый отбор продукции насосом 10 со съемом термограммы вдоль ствола добывающей скважины 3 посредством оптоволоконного кабеля и замером температуры на приеме насосапри наличии датчика.

Пример конкретного выполнения.

В пласте 1 (фиг. 1) Ашальчинского месторождения Больше-Каменского поднятия по результатам анализа ГИС и керна ранее пробуренных поисковых и оценочных скважин, обнаружен участок продуктивного пласта с высокой битумонасыщенностью (большим содержанием сверхвязкой нефти), но с плотным заглинизированными пропластками 2, в данном участке запроектирована две пары горизонтальных скважин 3 и 4. Вязкость нефти в пластовых условиях составляет 27351*10^-6 м²/с (при 8°С). На месторождении производят строительство двух пар одноустьевых горизонтальных скважин 3 и 4. Первая пара: добывающая скважина 3 глубиной 1081 м и нагнетательная скважина 4 глубиной 1077 м. Добывающая скважина 3 с горизонтальным стволом длиной 600 м на глубине 188 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм и обсажена колонной с щелями - щелевым фильтром-хвостовиком (не показано). Нагнетательная скважина 4 с горизонтальным стволом длиной 605 м на глубине 183 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм, горизонтальный ствол скважины 4 обсажен колонной с щелями - щелевым фильтром (не показано). В горизонтальных стволах обеих нагнетательной 4 и добывающей 3 скважин проводят геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола скважины 4, после чего размещают по две колонны НКТ 5 (фиг. 3) и 6, 7 и 8. В нагнетательной скважине 4 (фиг. 2) производят размещение колонн НКТ 5 и 6, конец первой колонны НКТ 5 диаметром 60 мм устанавливают в зону с нефтенасыщенностью 64% на глубину 461 м, конец второй колонны НКТ 6 диаметром 89 мм спускают во вторую половину горизонтального ствола в зону с нефтенасыщенностью 68% на глубину 881 м. По колоннам НКТ 5 и 6 закачивают 8% ингибированную соляную кислоту в объеме 6 м³ при открытой затрубной задвижке, при этом ведут мониторинг давления на устье нагнетательной 4 и добывающей 3 скважин, далее по колоннам НКТ 5 и 6 закачивают глинокислотный состав (ГКС) в объеме 9 м³ при открытой затрубной задвижке, при мониторинге давления на устье нагнетательной 4 и добывающей 3 скважин, повторяют закачку 8% ингибированной соляной кислоты по колоннам НКТ 5 и 6 в объеме 3 м³ при открытой затрубной задвижке и еще 2 м³ при закрытой затрубной задвижке. Далее продавливают композицию водой (уд. вес. 1,0-1,09 г/см³) через НКТ 5 и 6 в объеме 4,8 м³, не превышая допустимое давление разрыва покрышки пласта 1. После ожидания реагирования в течение 4 часов проводят промывку скважины 4 до значений рН используемой технологической жидкости для промывки по результатам отбора проб. В добывающей скважине 3 конец первой колонны НКТ 7 диаметром 60 мм спускают на глубину 428 м, конец второй колонны НКТ 8 диаметром 89 мм спускают во вторую половину горизонтального ствола на глубину 829 м, причем концы колонн 7 и 8 разнесены по горизонтали на 33 м и 52 м от колонн 4 и 5 соответственно.

В обе скважины 3 и 4 через соответствующие колонны НКТ 5 и 6, 7 и 8 закачивают пар суммарным объемом 5500 т, и останавливают на выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающей скважины 3 на 15 суток, далее проводят термобарометрические измерения посредством ГИС, по результатам которых в горизонтальном стволе добывающей скважины 3 (фиг. 4) выявляют переходные зоны с температурой между большим и меньшим прогревом, а среди выявленных зон определяют зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в которой размещают спускаемый на колонне НКТ 9 насос 10 на глубине 681 м, оснащенный на приеме датчиками температуры и давления и оптоволоконный кабель по всей длине фильтра горизонтального участка скважины 3. Закачку пара через нагнетательную скважину 4 через колонны НКТ 5 и 6 возобновляют в режиме 80 т/сут, а отбор продукции насосом 10 в режиме 75 т/сут проводят со съемом термограммы вдоль горизонтального участка добывающей скважины 3 посредством оптоволоконного кабеля и замером температуры на приеме насоса 10 для контролирования процесса равномерного прогрева добывающей скважины 3 и паровой камеры. Постепенно изменяя режим закачки - 60 т/сут и отбора - 55 т/сут достигают постоянного режима работы пары скважин 3 и 4 при стабилизации температуры на приеме насоса на уровне 105°С.

На второй паре скважин рассматриваемого участка при прочих равнозначных условиях не проводили обработку межскважинного пространства закачкой кислот. В результате после закачки пара с низкой приемистостью около 15-20 т/сут в обе скважины общим объемом 750 т, в результате отбора жидкости с добывающей скважины дебит по жидкости в течении 10 дней снизился со 90 т/сут до 12 т/сут, дебит по нефти не получен, насос был остановлен ввиду отсутствия подачи жидкости.

Предлагаемый способ разработки неоднородного пласта сверхвязкой нефти с наличием уплотненных и глинистых пропластков позволяет повысить эффективность разработки неоднородногопласта сверхвязкой нефти в уплотненных и заглинизированных коллекторах, исключить неравномерность прогрева паровой камеры и прорыв теплоносителя в добывающую скважину за счет применения контроля прогрева.