Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области разработки нефтяного месторождения, а именно к способам разработки месторождений вязкой нефти или битума при одновременно-раздельной эксплуатации добывающих и нагнетательных горизонтальных стволов скважин при паротепловом воздействии на пласт через нагнетательные горизонтальные стволы.

Известен способ добычи высоковязкой нефти и природного битума горизонтальными скважинами, пробуренными из вертикальных шахтных стволов, с применением теплового воздействия на продуктивный пласт (патент РФ №2029077, Е21В 43/24, опубл. 20.02.1995 г., БИ №5).

Недостатком этого способа является низкая эффективность извлечения вязкой нефти и битума. Кроме того, способ является сложным и энергоемким в исполнении.

Существует способ добычи высоковязкой нефти при тепловом воздействии на пласт, включающий бурение и размещение в продуктивном пласте горизонтальных скважин, закачку рабочего агента через верхние горизонтальные скважины, а отбор нефти осуществляют из нижней горизонтальной скважины (патент США №5273111, Е21В 43/24, опубл. 28.12.1993 г.). Каждая добывающая горизонтальная скважина размещается вертикально ниже и горизонтально между двумя соответствующими верхними нагнетательными горизонтальными скважинами, и они параллельны друг другу. Верхние горизонтальные скважины располагаются около верхней границы пласта, а нижние добывающие - около нижней границы пласта. Расстояние между ними по вертикали должно быть достаточным для поддержания перепадов давления в потоке жидкости. Способ недостаточно эффективен при разработке и эксплуатации залежи вязкой нефти или битума. Отсутствует возможность циркуляции рабочего агента, например пара. Возможен преждевременный прорыв конденсата и подошвенных пластовых вод к добывающей скважине.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяных месторождений, включающий бурение этажной горизонтальной скважины с размещением двух горизонтальных стволов в одной вертикальной плоскости и вытеснение вязкой нефти или битума путем закачки теплоносителя (патент РФ №2070284, МПК Е21В 43/24, 43/40, опубл. 10.12.1996, Бюл. №34). В известном способе вертикальный участок скважины вводят в верхнюю часть продуктивного пласта, а затем бурят скважину параллельно последнему. Затем следующую ступень скважины бурят ниже предыдущей, но так же параллельно продуктивному пласту. Стволы скважин в продуктивном горизонте могут быть расположены в пространстве либо рядами, либо радиально. Каждую ступень скважины используют поочередно, то как нагнетающую, то как добывающую, при этом нагнетание теплоносителя и отбор нефти из каждого ствола производят одновременно. В этом случае извлекаемая нефть, двигаясь по затрубному или трубному пространству, дополнительно разогревается теплоносителем, закачиваемым по соответственно трубному или затрубному пространству. Это снижает потребность в дополнительном прогреве извлеченной нефти на поверхности для ее транспортировки по нефтепроводам к сборному пункту. Закачка теплоносителя может быть осуществлена известными способами. При этом верхний ствол расположен на расстоянии 2-3 м от верхнего уровня продуктивного пласта, а нижний - на расстоянии 3-5 м от подошвы продуктивного пласта. Скважины обсаживают трубами диаметром 114 мм, которые цементируют термостойким цементом до середины второго наклонного участка. Дальнейшую часть 2-го наклонного участка не цементируют, в них размещен хвостовик. Обе ступени перфорированы. Для закачки теплоносителя скважины оборудуют колоннами насосно-компрессорных труб диаметром 50-60 мм. Затем начинают закачку пара с последующим отбором нефти. Заявленный способ может быть осуществлен при бурении скважин как кустовым методом, так и линейным, и могут использоваться уже существующие скважины.

Однако необходимо отметить, что закачка теплоносителя по затрубному пространству приводит к значительной потере тепла, что требует дополнительных энергозатрат.

Применение метода чередования закачки теплоносителя и отбора пластовой жидкости в одном стволе более эффективно для частично или полностью литологически ограниченных участков или линз, иначе произойдет вытеснение пластовой жидкости и ее отток из зоны дренирования.

Закачка пара в нижний ствол является недостаточно эффективной, так как образующийся конденсат под влиянием сил гравитации будет стремиться стекать вниз и тепловое воздействие на вышезалегающий продуктивный пласт будет минимальным.

При необходимости проведения ремонтно-изоляционных работ в одном из горизонтальных стволов требуется подъем всего оборудования, при котором не исключается переток скважинной жидкости из одного пласта в другой. Все это требует больших затрат материальных средств, труда и времени, продолжительности ремонтно-изоляционных работ.

Технической задачей изобретения является повышение эффективности разработки нефтяного месторождения, увеличение объема добычи за счет стабильного и непрерывного теплового воздействия, повышения кпд теплоносителя, повышения охвата выработкой запасов вязкой нефти или битума по площади и разрезу, а также за счет снижения попутно добываемой воды и доли конденсата в объеме отбираемой продукции. Также способ позволяет расширить технологические возможности разработки нефтяного месторождения.

Техническая задача решается способом разработки нефтяного месторождения, включающим бурение этажной горизонтальной скважины с размещением двух горизонтальных стволов в одной вертикальной плоскости и вытеснение вязкой нефти или битума путем закачки теплоносителя. Новым является то, что уточняют распространение продуктивных толщин пласта по площади залежи, горизонтальные стволы размещают в интервале наиболее проницаемого прослоя не менее чем на 6 м выше подошвы пласта вязкой нефти или битума или водобитумного контакта и с расстоянием между забоями этих стволов, не превышающим 5 м, окна зарезки горизонтальных стволов располагают в нефтенасыщенном пласте на расстоянии 8-10 м друг от друга, бурят горизонтальные стволы по восходящей траектории и размещают их по направлению к купольной части залежи, причем забой каждого ствола располагают выше окна зарезки, спускают две насосно-компрессорные трубы с центраторами, закачку теплоносителя осуществляют циклически или постоянно через верхний горизонтальный ствол с поддержанием на его забое давления, близкого к гидростатическому, при этом отбор вязкой нефти или битума осуществляют постоянно через нижний горизонтальный ствол.

Проведенные предварительные патентные исследования по патентному фонду и научно-технической библиотеки института «ТатНИПИнефть» показали отсутствие идентичных или эквивалентных технических решений в сравнении с заявляемым способом. Это позволяет сделать вывод о соответствии решения критерию «новизна» и «изобретательский уровень».

На чертеже представлен разрез нефтенасыщенного пласта залежи вязкой нефти или битума.

Залежь разбуривают скважинами по редкой сетке. Уточняют геологическое строение залежи, строят структурные карты, карты общих и эффективных нефтенасыщенных толщин, проводят лабораторные исследования керна, определяют вязкость нефти, проницаемость пласта, распространение продуктивных толщин пласта по площади залежи. Определяют фильтрационно-емкостные свойства и степень сцементированности нефте- или битумовмещающей породы, проводят гидродинамические исследования с обязательным определением пластового давления и осуществляют моделирование процесса разработки. Выбирают участок с нефте- или битумонасыщенными толщинами более 15 метров.

Бурят, по крайней мере, одну этажную горизонтальную скважину. При этом вертикальный ствол бурят со вскрытием продуктивного пласта. Из вертикального ствола бурят два горизонтальных ствола, размещенных в одной вертикальной плоскости. Расстояние, необходимое на искривление ствола скважины для выхода его на оптимальную проектную глубину в продуктивном пласте, определяют расчетным путем. Окна зарезки размещают в нефтенасыщенном пласте на расстоянии 8-10 м друг от друга. Бурят горизонтальные стволы по восходящей траектории и размещают их по направлению к купольной части залежи. Спускают две насосно-компрессорные трубы 1 с центраторами, с фильтром в интервале продуктивного пласта. Устанавливают пакер 2 ниже окна зарезки верхнего нагнетательного горизонтального ствола.

Восходящая траектория нижнего добывающего горизонтального ствола 3 этажной скважины способствует притоку пластовой жидкости от забоя к вертикальной части скважины. Стволы проводят в интервале наиболее проницаемого прослоя по направлению к купольной части залежи, причем они располагаются выше подошвы пласта вязкой нефти или битума или водобитумного контакта (ВБК) 4 на расстоянии не менее 6-7 м, увеличивающем безводный период эксплуатации скважины.

Уменьшение расстояния до ВБК приведет к прорыву подошвенной воды к стволу добывающей скважины в результате резкого различия вязкостей нефти и пластовой воды.

Нагнетательный горизонтальный ствол 5 размещают субпараллельно добывающему горизонтальному стволу выше него в вертикальной плоскости, расстояние между забоями стволов не превышает 5 м, что предотвращает преждевременный прорыв конденсата к добывающей скважине. Расстояние между ними определяют по геогидродинамическому моделированию.

Закачку теплоносителя осуществляют циклически или постоянно через верхний горизонтальный нагнетательный ствол скважины, отбор вязкой нефти или битума осуществляют постоянно через нижний добывающий горизонтальный ствол скважины. Механизм вытеснения вязкой нефти или битума теплоносителем (например, паром, горячей водой и т.д.) заключается в распространении зоны воздействия по всей площади при увеличении пластового давления. Нагнетаемый теплоноситель стремится в верхнюю часть пласта. При передаче тепла образуется конденсат, а прогретая вязкая нефть или битум вытесняются под действием сил гравитации к нижнему восходящему добывающему горизонтальному стволу скважины. С целью повышения температуры осуществляют циклическую закачку теплоноситетеля, чередуя с закачкой 2-%-го раствора едкого натра.

Режим закачки выбирают в зависимости от проницаемости пласта, распространения продуктивных толщин пласта по площади залежи, вязкости нефти или битума. С целью максимального использования эффекта гравитации давление на забое нагнетательного ствола многозабойной скважины поддерживают близкое к гидростатическому. В результате обеспечивается стабильное и непрерывное тепловое воздействие на продуктивный пласт по всей длине нагнетательного горизонтального ствола этажной скважины, расположенной над добывающим горизонтальным стволом в вертикальной плоскости, эффективное использование теплоносителя, увеличение дебита и объемов добываемой продукции.

Отбор продукции производят при помощи насоса из нижнего ствола добывающего горизонтального ствола этажной скважины. Периодически замеряют дебит скважины, пластовое давление, температуру пласта по всей длине восходящего добывающего горизонтального ствола скважины, обводненность продукции и регулируют режимы работы скважины. Разработка залежи вязкой нефти или битума предлагаемым способом позволяет повысить эффективность вытеснения вязкой нефти или битума, увеличить дебит и объем добычи вязкой нефти или битума за счет повышения эффективности теплоносителя, повышения охвата выработкой запасов по площади и разрезу, а также за счет снижения попутно добываемой воды, в том числе конденсата.

Повышается степень сообщаемости ствола скважины с пластом, вероятность более совершенного вскрытия пласта скважиной. При небольших депрессиях увеличиваются дебиты вязкой нефти или битума добывающих скважин. Снижение депрессии на пласт-коллектор позволяет равномерно вытеснять вязкую нефть или битум, что способствует снижению добычи попутной воды и повышению добычи вязкой нефти или битума.

Отбор производят до снижения пластового давления до уровня давления насыщения вязкой нефти или битума газом или падения дебита вязкой нефти или битума до предельно рентабельного. Закачку теплоносителя осуществляют с повышением пластового давления до появления воды из добывающего горизонтального ствола.

Пример конкретного выполнения.

Залежь природных битумов, представленная битумонасыщенными песчаниками, разбуривают редкой сеткой скважин. Выбирают участок с максимальными значениями эффективных нефтенасыщенных толщин от 18 и более метров. Нижней границей для битумонасыщенного пласта является водобитумный контакт. Устанавливают зоны развития максимальных и минимальных толщин битумонасыщенного коллектора по залежи. К периферии залежи толщины уменьшаются. Вязкость битума составляет в среднем 12206 мПа·с. Бурят одну этажную скважину с горизонтальными стволами в нефтенасыщенном пласте, размещают их субпараллельно один над другим в вертикальной плоскости по восходящей траектории и направляют к куполу по простиранию продуктивного пласта. Окна зарезки горизонтальных стволов располагают на расстоянии 10 м друг от друга. Устанавливают обсадную колонну до продуктивного пласта, цементируют затрубное пространство колонны до кровли пласта. Расстояние между забоями нагнетательного и добывающего стволов составляет 5 метров. Траекторию горизонтального добывающего ствола располагают выше водобитумного контакта на 6-7 метров - минимальном расстоянии, увеличивающем безводный период эксплуатации скважин. Определяют данное расстояние путем геогидромоделирования. Уменьшение расстояния до водобитумного контакта приведет к прорыву подошвенной воды к стволу добывающей скважины в результате резкого различия вязкостей нефти и пластовой воды. Устанавливают две насосно-компрессорные трубы (НКТ) с фильтром в интервале продуктивного пласта, снабженные центраторами. Закачку пара осуществляют постоянно через верхний горизонтальный нагнетательный ствол с устья скважины при давлении нагнетания 1,7 МПа. Одновременно осуществляют отбор битума через нижний восходящий горизонтальный добывающий ствол с использованием насоса. Периодически определяют объемы нагнетаемого пара и добываемого битума, обводненность продукции, давление на устье и забое скважин. При снижении дебита до предельно рентабельного закачку пара осуществляют циклически с чередованием закачки 100-150 м³ 2%-го раствора едкого натра. Предлагаемый способ позволяет увеличить добычу битума в 2,5 раза.

Предлагаемый способ разработки нефтяного месторождения позволяет повысить эффективность использования теплоносителя за счет увеличения коэффициента охвата пласта воздействием по площади и разрезу, увеличить добычу вязкой нефти или битума, объем добываемой продукции, снизить отбор попутно добываемой воды, предотвратить преждевременный прорыв конденсата к добывающей скважине, обеспечивает возможность регулирования процессом закачки и отбора продукции скважин. Также снижаются энергозатраты и экономические затраты на ремонт скважины и разработку нефтяного месторождения.