Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ СВЕРХВЯЗКОЙ НЕФТИ В ПОСЛОЙНО-НЕОДНОРОДНОМ КОЛЛЕКТОРЕ С ЧАСТИЧНОЙ ВЕРТИКАЛЬНОЙ СООБЩАЕМОСТЬЮ

Изобретение относится к разработке залежи сверхвязкой нефти с применением тепла, сложенной многопластовым послойно-неоднородным коллектором с частичной вертикальной сообщаемостью.

Известен «Способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин» (патент РФ №2340768, МПК ⁸ Е21В 43/24. опубл. в бюл. №32 от 10.12.2008 г.), 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).

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, большие финансовые затраты на строительство двухустьевой скважины (стоимость строительства двухустьевой скважины в три раза дороже в сравнении с одноустьевой скважиной):

- во-вторых, большие материальные затраты, связанные с тем, что термодатчики размещены по всей длине стволов двухустьевых скважин:

- в-третьих, для эффективного осуществления данного способа необходимо изменять объемы закачки и отбора, при этом объем закачки теплоносителя через устья нагнетательной скважины и/или отбор продукции через устья добывающей скважины изменяют в соотношении, %: (10-90):(90-10);

- в-четвертых, горизонтальные стволы не позволяют создать эффективную паровую камеру в пластах с высоковязкой нефтью при их малой толщине, вследствие того, что горизонтальные стволы расположены друг над другом в одной вертикальной плоскости.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин (патент RU №2379494, МПК ⁸ E21В 43/24, опуб. 20.01.2010 г. в бюл. №2), 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 данного способа являются:

- во-первых, низкая эффективность применения данного способа в продуктивном послойно-неоднородном коллекторе с частичной вертикальной сообщаемостью, что обусловлено неоднородностью коллекторов (пластов), имеющих различия между собой в фильтрационно-емкостных свойствах и проницаемостях при разогреве и отборе высоковязкой нефти или битума из них, в связи с чем паровая камера может концентрироваться только в определенной зоне продуктивного пласта и не продвигаться (расширяться) далее в глубь продуктивного пласта вследствие низкой проницаемости отдельных коллекторов многопластовой залежи, что в свою очередь приводит к неполной (частичной) выработке залежи высоковязкой нефти или битума (сверхвязкой нефти);

- во-вторых, небольшая площадь прогрева сверхвязкой нефти, связанная с конструкцией горизонтальной скважины и обусловленная тем, что в большей степени прогревается только приствольная часть горизонтального участка и, как следствие, малый объем паровой камеры и большие потери тепла через кровлю (сверху) и подошву (снизу) пласта, что снижает объем разогретой вязкой нефти, подлежащей отбору на поверхность;

- в-третьих, расширение паровой камеры при закачке пара в пласт через одну нагнетательную горизонтальную скважину происходит медленно и применимо только в зоне пласта с хорошей вертикальной сообщаемостью, при этом остаются низкими объемы отбора разогретой высоковязкой нефти, и затягивается во времени процесс выработки залежи сверхвязкой нефти.

Задачей изобретения является повышение эффективности применения способа разработки сверхвязкой залежи, представленной в виде многопластового послойно-неоднородного коллектора с его полной выработкой, а также увеличение площади прогрева залежи сверхвязкой нефти в послойно-неоднородном коллекторе с частичной вертикальной сообщаемостью не зависимо от фильтрационно-емкостных свойств и проницаемости многопластового послойно-неоднородного коллектора и сокращение сроков разработки продуктивного многопластового послойно-неоднородного коллектора.

Поставленная задача решается способом разработки способом разработки залежи высоковязкой нефти или битума в послойно-неоднородном коллекторе с частичной вертикальной сообщаемостью, включающим бурение пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости, прогрев послойно-неоднородного коллектора закачкой теплоносителя (пара) в обе скважины с образованием паровой камеры, разогрев межскважинной зоны послойно-неоднородного коллектора с хорошей вертикальной сообщаемостью, снижение вязкости сверхвязкой нефти, закачку пара в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней горизонтальной добывающей скважины.

Новым является то, что горизонтальные участки горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин пробурены в интервале послойно-неоднородного коллектора с хорошей вертикальной сообщаемостью, и как минимум две вертикальные скважины пробурены в послойно-неоднородном коллекторе в зонах начала и конца горизонтальных участков и вскрыты в интервалах послойно-неоднородного коллектора с ухудшенным вертикальным сообщением, причем сначала закачкой пара в обе вертикальные скважины производят разогрев послойно неоднородного коллектора в зонах с ухудшенным вертикальным сообщением до образования гидродинамической связи между вертикальными скважинами, после чего в одну из вертикальных скважин закачивают пар, а из другой вертикальной скважины отбирают продукцию, причем при прорыве пара в ствол вертикальной добывающей скважины снижают отбор продукции на 50% до прекращения поступления газа в ствол вертикальной добывающей скважины, после чего отбор продукции из вертикальной скважины возобновляют в прежнем объеме, при снижении приемистости вертикальной нагнетательной скважины на 70% переходят на закачку горячей воды.

На фигуре схематично изображен способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума в послойно-неоднородном коллекторе с частичной вертикальной сообщаемостью.

Предложенный способ осуществляется следующим образом.

Способ разработки залежи сверхвязкой нефти (высоковязкой нефти или битума) в многопластовом послойно-неоднородном коллекторе 1 (см. фигуру) с частичной вертикальной сообщаемостью представляет собой продуктивный пласт сверхвязкой нефти, состоящий из зон с хорошей вертикальной сообщаемостью и зон с ухудшенным вертикальным сообщением неоднородных по своим фильтрационно-емкостным свойствам и проницаемости.

Например, многопластовый послойно-неоднородный коллектор 1 состоит из двух зон 1' и 1'' с ухудшенным вертикальным сообщением, которые расположены выше и ниже зоны с хорошей вертикальной сообщаемостью 2.

В свою очередь каждая из зон 1':1'' с ухудшенной вертикальной сообщаемостью состоит из нескольких пропластков, разделенных между собой непроницаемыми глинистыми прослоями (на фигуре показано условно), вследствие чего ухудшается вертикальная сообщаемость. Например, каждая из зон 1'; 1'' с ухудшенным вертикальным сообщением состоит из трех пропластков 3' 3''; 3''' и 4'; 4''; 4''', соответственно, с различной толщиной h_1i и h_2i, соответствующих этим зонам 1'; 1'' и обычно составляет от 0,5 до 4 метров каждого из них.

Для многопластовых послойно-неоднородных коллекторов характерна расчлененность и значительная неоднородность фильтрационных свойств (проницаемость может изменяться от сотых долей до нескольких единиц мкм), при этом значения пористости могут лежать в пределах от 20% до 45%.

Горизонтальные участки 5 и 6 соответствующих горизонтальных нагнетательной 7 и добывающей 8 скважин пробурены в интервале послойно-неоднородного коллектора 1 с хорошей вертикальной сообщаемостью 2. Верхняя горизонтальная нагнетательная скважина 7 используется для нагнетания пара в зону с хорошей вертикальной сообщаемостью 2 и создания высокотемпературной паровой камеры. Нижняя горизонтальная добывающая скважина 8 используется для отбора продукции (разогретой сверхвязкой нефти).

Минимум две вертикальные скважины 9 и 10 пробурены в послойно-неоднородном коллекторе в зонах начала и конца горизонтальных участков 6 и 7 и вскрыты в интервалах послойно-неоднородного коллектора 1 с ухудшенным вертикальным сообщением 1' и 1''.

Вертикальная скважина 9 имеет интервалы вскрытия 11' 11''; 11''', соответствующие пропласткам 3' 3''; 3''' в зоне 1' с ухудшенным вертикальным сообщением и интервалы вскрытия 12' 12''; 12''', соответствующие пропласткам 4'; 4''; 4''' в зоне с ухудшенным вертикальным сообщением 1''.

Вертикальная скважина 10 имеет интервалы вскрытия 13' 13''; 13''', соответствующие пропласткам 3' 3''; 3''' в зоне 1' с ухудшенным вертикальным сообщением и интервалы вскрытия 14' 14''; 14''', соответствующие пропласткам 4'; 4''; 4''' в зоне с ухудшенным вертикальным сообщением 1''. Далее горизонтальные нагнетательная 7 и добывающая 8 скважины, а также вертикальные скважины 9 и 10 оснащают эксплуатационным оборудованием для закачки пара.

Процесс парогравитационного воздействия начинается со стадии предпрогрева, в течение которой (несколько месяцев) производится циркуляции пара во все скважины 6 и 7, а также 9 и 10, при этом за счет кондуктивного переноса тепла осуществляется разогрев между горизонтальными участками 5 и 6 соответственно нагнетательной 7 и добывающей 8 скважин, т.е. зоны с хорошей вертикальной сообщаемостью 2 послойно-неоднородный коллектор 1, а также в зонах 1' (в трех пропластках 3' 3''; 3''') и 1'' (в трех пропластках 4'; 4''; 4''') с ухудшенным вертикальным сообщением послойно-неоднородного коллектора 1 между вертикальными скважинами 9 и 10. В результате снижается вязкость нефти в этой зоне и, тем самым, обеспечивается гидродинамическая связь между горизонтальными участками 5 и 6, соответственно, горизонтальных нагнетательной 7 добывающей 8 скважин, а также между вертикальными скважинами 9 и 10.

Далее горизонтальную добывающую скважину 8 оснащают насосным оборудованием для отбора на поверхность разогретой сверхвязкой нефти.

Также, например, вертикальную скважину 9 используют как нагнетательную для продолжения закачки пара, а вертикальную скважину 10 используют как добывающую и оснащают насосным оборудованием (на фиг. не показано) для отбора на поверхность разогретой сверхвязкой нефти. Далее производят нагнетание пара в горизонтальную нагнетательную 7 и вертикальную нагнетательную 9 скважины. Закачиваемый в горизонтальный участок 5 горизонтальной нагнетательной скважины 7 пар, из-за разницы плотностей, пробивается к верхней части зоны с хорошей вертикальной сообщаемостью 2 послойно-неоднородный коллектор 1, создавая увеличивающуюся в размерах паровую камеру.

На поверхности раздела паровой камеры и холодных нефтенасыщенных толщин постоянно происходит процесс теплообмена, в результате которого пар конденсируется в воду и вместе с разогретой нефтью стекают вниз в горизонтальный участок 6 добывающей скважины 8 под действием силы тяжести. Рост паровой камеры вверх продолжается до тех пор, пока она не достигнет кровли зоны с хорошей вертикальной сообщаемостью 2 послойно-неоднородного коллектора 1, т.е. нижнего непроницаемого глинистого прослоя пропластка 3''' зоны 1' с ухудшенным вертикальным сообщением послойно-неоднородного коллектора 1, а затем она начинает расширяться в стороны, при этом нефть всегда находится в контакте с высокотемпературной паровой камерой, а снизу паровая камера также ограничена верхним непроницаемым глинистым прослоем пропластка 3''' зоны 1' с ухудшенным вертикальным сообщением послойно-неоднородного коллектора 1. Таким образом, потери тепла в паровой камере зоны с хорошей вертикальной сообщаемостью 2 послойно-неоднородного коллектора 1 минимальны, что делает этот способ разработки выгодным с экономической точки зрения.

Одновременно с этим, поскольку закачку пара осуществляют одновременно в горизонтальную нагнетательную скважину 7 и вертикальную нагнетательную скважину 9, т.е. в интервалы вскрытия 11' 11''; 11''', соответствующие пропласткам 3' 3''; 3''' в зоне 1' с ухудшенным вертикальным сообщением и интервалы вскрытия 12' 12''; 12''', соответствующие пропласткам 4'; 4''; 4''' в зоне с ухудшенным вертикальным сообщением 1''.

В результате паровые камеры образуются в зонах 1' и 1'' с ухудшенным вертикальным сообщением в каждом, из соответствующих им пропластках 3' 3''; 3''' и пропластках 4'; 4''; 4'''. Закачку пара в вертикальные скважины 9 и 10 с расширением паровых камер в пропластках 3' 3''; 3''' и пропластках 4'; 4''; 4''' продолжают до образования гидродинамической связи между вертикальными скважинами 9 и 10.

После чего вертикальную скважину 10 используют как добывающую и оснащают ее насосом, спущенным в нее на колонне труб (на фиг. не показано). Разогретая сверхвязкая нефть отбирается из вертикальной добывающей скважины 10 насосом по колонне труб из интервалов вскрытия 13' 13''; 13''', соответствующих пропласткам 3' 3''; 3''' в зоне 1' с ухудшенным вертикальным сообщением и интервалов вскрытия 14' 14''; 14''', соответствующих пропласткам 4'; 4''; 4''' в зоне с ухудшенным вертикальным сообщением 1'''. Таким образом, потери тепла в паровых камерах зон 1' и 1'' с ухудшенным вертикальным сообщением послойно-неоднородного коллектора 1. также минимальны.

Благодаря наличию непроницаемых глинистых прослоев в зонах 1' и 1'' с ухудшенным вертикальным сообщением потери тепла в паровых камерах минимальны, что делает этот способ разработки выгодным с экономической точки зрения.

Разработку залежи сверхвязкой нефти продолжают, как указано выше, при этом периодическим отбором проб добываемой разогретой сверхвязкой нефти на устье скважины определяют ее обводненность. При прорыве пара в ствол вертикальной добывающей скважины 10, о чем судят по проценту обводненности проб добываемой разогретой нефти, например обводненность разогретой сверхвязкой нефти в периодически отбираемых пробах разогретой сверхвязкой нефти стала составляет 70%, при этом снижают отбор продукции на 50%. При этом также периодически продолжают отбирать пробы и определять в них обводненность разогретой сверхвязкой нефти до прекращения поступления пара в ствол вертикальной добывающей скважины 10 (судят по обводненности проб, отбираемой разогретой сверхвязкой нефти), после чего отбор продукции из вертикальной добывающей скважины 10 возобновляют в прежнем объеме.

При повторном прорыве пара в ствол вертикальной добывающей скважины 10 вышеуказанную операцию повторяют.

В процессе разработки залежи сверхвязкой нефти при закачке пара в результате действия пресного конденсата на глинистые компоненты пористой среды (непроницаемые глинистые прослои пропластков 3' 3''; 3''' и 4'; 4''; 4' соответствующих зон 1' и 1'' с ухудшенным вертикальным сообщением) происходит к разбуханию глин, что приводит к снижению приемистости вертикальной нагнетательной скважины в зонах 1' и 1'' с ухудшенным вертикальным сообщением послойно-неоднородного коллектора 1. Поэтому как только приемистость вертикальной нагнетательной скважины 9 снижается на 70% и ниже, то переходят на закачку горячей воды при температуре 85-95°C, при этом происходит увеличение и последующая стабильность приемистости пропластков 3' 3''; 3''' и 4'; 4''; 4' соответствующих зонам 1' и 1'' с ухудшенным вертикальным сообщением, улучшается соотношение подвижностей нефти и воды, происходит тепловое увеличение объема нефти и ослабление молекулярно-поверхностных сил. Все это приводит к увеличению нефтеотдачи разогретой сверх вязкой нефти в ствол вертикальной добывающей скважины 10.

Предложенный способ разработки залежи сверхвязкой нефти в многопластовом послойно-неоднородном коллекторе с частичной вертикальной сообщаемостью позволяет повысить эффективности выработки, т.е. произвести полную выработку запасов сверхвязкой нефтью за счет одновременного и раздельного отбора разогретой сверхвязкой нефти из зон с хорошей и ухудшенной сообщаемостью, а также увеличить площадь прогрева сверхвязкой нефти не зависимо от фильтрационно-емкостных свойств и проницаемости многопластового послойно-неоднородного коллектора и минимизировать потери паровых камер в процессе осуществления способа и тем самым сократить сроки разработки многопластового послойно-неоднородного коллектора.