Результат интеллектуальной деятельности: Способ разработки битумной залежи горизонтальными скважинами с распределенной перфорацией

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке битумной залежи с терригенным типом коллектора с применением закачки пара, а также использованием в горизонтальных стволах скважин эксплуатационных колонн с распределенной 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 Е21В 43/16, опубл. 10.09.1996).

Недостатком известного способа является то, что в процессе разработки битумной залежи с закачкой пара, 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: n_x=n₀+L_x/A, где n_x - 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; L_x - длина восходящей или нисходящей части перфорированного ствола на расстоянии X от его начала с перфорацией; А=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. Е21В 43/24, Е21В 7/04, опубл. 20.04.2014 - прототип).

В известном способе не учитывается тот факт, что в каждой скважине депрессия или репрессия на пласт вдоль горизонтального ствола распределена неравномерно. Кроме того, не решена проблема, связанная с выносом песка. В результате нефтеотдача битумной залежи остается невысокой.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи битумной залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки битумной залежи горизонтальными скважинами с распределенной перфорацией, включающем бурение паронагнетательной горизонтальной скважины и, расположенной параллельно, горизонтальной добывающей скважины, цементирование стволов и вторичное вскрытие пластов, закачку пара в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины, согласно изобретению, рассчитывают изменение давления вдоль горизонтальных стволов скважин, горизонтальные стволы делят на интервалы по 10-50 м, в добывающей и/или нагнетательной скважинах размеры перфорационных отверстий и их плотность выполняют таким образом, чтобы в каждом интервале депрессия или, соответственно, репрессия на пласт отличалась не более, чем на 5%, 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 - 0,2-0,9 от длины окружности фильтра.

Сущность изобретения.

Разработка битумной залежи характеризуется недовыработкой остаточных запасов, низким коэффициентом охвата пластов и невысокой нефтеотдачей в связи с неравномерным распределением депрессии в добывающих скважинах и репрессии в нагнетательных скважинах. Существующие технические решения не в полной мере позволяют осуществлять наиболее полную выработку нефти из таких залежей. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи битумной залежи. Задача решается следующим образом.

Способ реализуют следующим образом.

На участке битумной залежи с терригенным типом коллектора бурят паронагнетательную горизонтальную скважину и, расположенную параллельно, горизонтальную добывающую скважину. Стволы горизонтальных скважин обсаживают эксплуатационными колоннами, цементируют и вторично вскрывают. В добывающей и/или нагнетательной скважинах рассчитывают изменение давления в горизонтальных стволах от носка к пятке. Данные горизонтальные стволы делят на интервалы по 10-50 м. Размеры перфорационных отверстий в горизонтальных стволах и их плотность выполняют таким образом, чтобы в каждом интервале депрессия (в добывающей скважине) или репрессия (в нагнетательной скважине) на пласт отличалась не более, чем на 5%, по сравнению с депрессией или, соответственно, репрессией в соседнем интервале.

Согласно исследованиям, давление в стволе горизонтальной скважины распределено неравномерно. Предлагаемая в способе распределенная перфорация способствует максимальному выравниванию как фронта закачки пара от горизонтальной нагнетательной скважины, так и притоку к горизонтальному стволу добывающей скважины, что в результате повышает охват пласта и нефтеотдачу. При длине интервала более 50 м разница в депрессии или репрессии по сравнению с соседним интервалом существенно влияет на равномерность притока или, соответственно, фронта вытеснения, что снижает нефтеотдачу, тогда как при менее 10 м разница будет не существенна. При отличии депрессии или репрессии по сравнению с соседним интервалом более, чем на 5%, снижается эффективность выработки запасов ввиду неравномерности притока и/или фронта вытеснения.

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 - 0,2-0,9 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 практически не встречаются. 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 0,2-0,9 от длины окружности фильтра обусловлена толщиной стенок данных фильтров 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 0,9 от длины окружности фильтра, однако при более 0,9 - 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 битумной залежи.

Примеры конкретного выполнения способа.

Пример 1. Залежь нефти представлена терригенными отложениями с битумной нефтью. Средняя нефтенасыщенная толщина - 10 м, глубина залегания кровли пласта - 190 м, вязкость нефти в пластовых условиях - 18000 мПа⋅с, начальная пластовая температура 9°С.

На участке 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 146 мм, цементируют и вторично вскрывают.

В добывающей и нагнетательной скважинах рассчитывают изменение давления вдоль горизонтальных стволов. Согласно расчетам, было выявлено, что от носка и пятки к центральной части горизонтального ствола депрессия уменьшается от 5 до 3 МПа. Данные горизонтальные стволы делят на интервалы, длинами от 10 до 50 м. Размеры перфорационных отверстий в горизонтальных стволах и их плотность выполняют таким образом, чтобы в каждом интервале депрессия (в добывающей скважине) или репрессия (в нагнетательной скважине) на пласт отличалась не более чем на 5%, по сравнению с депрессией или, соответственно, репрессией в соседнем интервале. Для этого депрессию и репрессию рассчитывают с учетом коэффициента совершенства скважины по вскрытию.

Далее в горизонтальный перфорированный ствол добывающей скважины спускают фильтр диаметром 73 мм, представляющий из себя трубу с толщиной стенки 6,5 мм, в которой выполнены множественные щелевидные протяженные отверстия, расположенные перпендикулярно оси трубы. Ширина отверстий составляет 100 мкм, расстояние между отверстиями - 100 мкм. Длина отверстий составляет 0,9 от длины окружности фильтра, т.е. 0,9⋅3,14⋅0,073=0,21 м.

Аналогичные работы проводят на других участках залежи. 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 3. Выполняют как пример 1. Коллектор характеризуется иными геолого-физическими характеристиками. В горизонтальный перфорированный ствол добывающей скважины спускают фильтр, представляющий из себя трубу с толщиной стенки 5,0 мм, в которой выполнены протяженные отверстия, 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 30,7 тыс. т нефти, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) составил 0,405 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 - 0,058 д.ед.

Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения битумной залежи, повысить охват и равномерность выработки запасов за счет применения закачки пара, труб с множественными щелевидными отверстиями (фильтров) и распределением перфорации вдоль горизонтальных стволов скважин определенным образом.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи битумной залежи.