Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ ИЛИ БИТУМОВ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей высоковязкой нефти или битумов.

Известен «Способ разработки залежи высоковязкой нефти» (патент RU №2434127, МПК Е21В 43/24, опубл. в Бюл. №35 от 20.11.2011 г.), включающий бурение вертикальных нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие горизонтальные скважины, двухустьевую горизонтальную добывающую скважину бурят с использованием одного отклонителя вблизи подошвы продуктивного пласта, а вертикальную нагнетательную скважину - с расположением забоя над средней частью горизонтального участка добывающей скважины на расстоянии, исключающем прорыв теплоносителя, при этом продуктивный пласт условно делят на несколько зон с разными температурными режимами, при закачке теплоносителя по мере прогрева пласта и при достижении предельной обводненности продукции скважин отбор начинают с нижней, более прогретой зоны, после достижения продукции температуры 80-90% от температуры прорыва отбор переносят в зоны более низких температур, изолируя зоны с высокой температурой, близкой температуре прорыва, глухими пакерами, при повышении температуры в новых зонах отбора зоны отбора перемещают в более холодные зоны с отсечением высокотемпературных зон глухими пакерами, а при снижении температуры до уменьшения текучести ниже необходимого значения зоны отбора переносят в зоны с более высокими температурами, которые ниже 70% температуры прорыва, а пакеры извлекают.

Недостатками способа являются сложность в строительстве двухустьевой горизонтальной скважины, увеличение затрат на строительство скважин для организации теплового воздействия.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является «Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битумов» (патент RU №2334095, МПК Е21В 43/24, опубл. в Бюл. №26 от 20.09.2008 г.), включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, горизонтальный ствол добывающей скважины проводят в 1,5-2,5 м над подошвой продуктивного пласта, горизонтальный ствол перфорируют, выше горизонтального ствола добывающей скважины на 3,5-4,5 м размещают низ вертикальной нагнетательной скважины, перфорированной в интервале 0,5-1,5 м от низа, вертикальную нагнетательную скважину размещают от вертикального ствола добывающей скважины на расстоянии, большем 2/3 длины горизонтального участка добывающей скважины, вплоть до конца горизонтального ствола, при этом в качестве рабочего агента используют пар в чередовании с воздухом.

Основным недостатком известного способа является низкая эффективность процесса вытеснения высоковязкой нефти из-за неравномерного прогрева пласта по всему интервалу горизонтального ствола агентом воздействия.

Техническими задачами настоящего изобретения являются снижение затрат и упрощение строительства горизонтальных скважин, повышение нефтеотдачи, т.е. эффективности процесса вытеснения высоковязкой нефти, в том числе путем увеличения охвата пласта агентом воздействия за счет последовательной отработки всего пласта.

Техническая задача решается способом разработки залежей высоковязкой нефти или битумов, включающим бурение нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин с расположением забоя нагнетательной скважины над средней частью горизонтальной добывающей скважины, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие горизонтальные скважины с контролем температуры продукции, при превышении допустимой температуры установку пакера и последующий его перенос в добывающей скважине для отбора в более низкотемпературном участке горизонтального ствола.

Новым является то, что нагнетательную скважину бурят над добывающей скважиной ей навстречу, пакер устанавливают после прорыва теплоносителя из нагнетательной скважины в добывающую с возникновением гидродинамической связи между этими скважинами для отсечения участка прорыва, при последующем прорыве теплоносителя из нагнетательной скважины в добывающую над установленным пакером его последовательно переустанавливают выше участков прорыва теплоносителя.

Сущность изобретения

В предложенном способе решается задача снижения затрат на строительство горизонтальных скважин, повышения эффективности вытеснения высоковязкой нефти или битумов, увеличения нефтеизвлечения, повышения темпа отбора и прогрева пласта, увеличения охвата пласта тепловым воздействием по площади и вертикали.

На чертеже представлена схема реализации предлагаемого способа разработки залежей высоковязкой нефти или битумов, где: 1 - продуктивный пласт высоковязкой нефти или битумов; 2 - горизонтальная добывающая скважина; 3 - горизонтальная нагнетательная скважина; 4 - пакер.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

На залежи высоковязкой нефти или битумов 1 бурят как минимум одну добывающую горизонтальную скважину 2 длиной L₂, равной 200-500 м и на расстоянии а от подошвы пласта 1 не менее 1 м и одну нагнетательную горизонтальную скважину 3 длиной L₁ с расположением забоя над средней частью горизонтальной добывающей скважины на расстоянии 90-260 м от забоя горизонтальной скважины 2.

Нагнетательную скважину 3 бурят навстречу горизонтальной добывающей скважины 2 на расстоянии 6, равном не менее 6 м и исключающем прорыв теплоносителя между скважинами. Пласт однороден по площади и вертикали. Цементируют затрубное пространство, производят вторичное вскрытие пласта 1 на горизонтальном участке скважины 3.

Далее в нагнетательную скважину 3 закачивают теплоноситель. В качестве теплоносителя используют пар, горячую воду и т.д. Прогревают часть пласта 1 до 100-120°С по всей длине вскрытого участка продуктивного пласта 1, в результате чего между скважинами 2 и 3 возникает гидродинамическая связь с вытеснением продукции пласта 1 от нагнетательной скважины 3 и добывающей скважины 2, откуда продукция отбирается на поверхность.

После прорыва теплоносителя из нагнетательной скважины 3 в добывающей скважине 2 устанавливают пакер 4 для отсечения участка прорыва теплоносителя.

Чаще всего (в 98% случаев) наиболее высокая температура в нагнетательной скважине 3 устанавливается ближе к ее устью, поэтому прорыв теплоносителя происходит в зонах, расположенных ближе к забою добывающей скважины 2, так как скважины 2 и 3 строятся разнонаправленными.

В процессе закачки теплоносителя в области ствола нагнетательной скважины 3 образуется зона прогрева скважинной среды или «паровая камера», которая увеличивается в вертикальной плоскости по мере прогрева среды. Тепло от пара снижает вязкость тяжелой нефти или битума, способствует ее продвижению к стволу горизонтальной добывающей скважины 2. Закачку пара ведут до выработки зоны залежи вблизи нагнетательной скважины 3 по мере прогрева пласта 1, при резком снижении дебита скважины и при достижении предельной обводненности продукции скважин. В результате чего может произойти прорыв теплоносителя из нагнетательной скважины 3 в добывающую скважину 2 от пакера 4 ближе к устью. Для отсечения участка прорыва теплоносителя пакер 4 переустанавливают выше этого участка. При дальнейшем прорыве теплоносителя последовательность операций повторяют.

Производят прогрев пласта и отбор продукции в этой зоне

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают залежь высоковязкой нефти. На залежи имеется высокопродуктивная зона толщиной 50-60 м и с температурой 8°C, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью - 0,70 д. ед., пористостью - 30%, проницаемостью - 0,4 мкм², плотностью нефти - 956 кг/м³ и вязкостью - 600 мПа·с.

На залежи высоковязкой нефти или битумов 1 бурят одну добывающую горизонтальную скважину 2 длиной L₂, равной 300 м, и на расстоянии а от подошвы пласта 1, равном 3 м, и одну нагнетательную горизонтальную скважину 3 длиной 150 м с расположением забоя над средней частью горизонтальной добывающей скважины 2 (80 м от забоя скважины 2).

Нагнетательную скважину 3 бурят навстречу горизонтальной добывающей скважины 2 на расстоянии, равном 7 м, что исключает прорыв теплоносителя между скважинами. Цементируют затрубное пространство, производят вторичное вскрытие пласта 1 на горизонтальном участке скважины 3.

Далее в нагнетательную скважину 3 закачивают пар под давлением 2,5 МПа. Прогревают часть пласта 1 до 110°C по всей длине вскрытого участка продуктивного пласта 1, в результате чего между скважинами 2 и 3 возникает гидродинамическая связь.

После прорыва теплоносителя из нагнетательной скважины 3 в добывающей скважине 2 на расстоянии 7-12 м от забоя скважины 2 устанавливают пакер 4 для отсечения участка прорыва теплоносителя.

В процессе закачки теплоносителя (пакер 4 установили на расстоянии 25 м от забоя скважины 2) в области ствола нагнетательной скважины 3 образуется зона прогрева скважинной среды или «паровая камера», которая увеличивается в вертикальной плоскости по мере прогрева среды пласта 1, Тепло от пара снижает вязкость тяжелой нефти или битума, способствует ее продвижению к стволу горизонтальной добывающей скважины 2. Закачку пара ведут до выработки зоны залежи вблизи нагнетательной скважины 3 по мере прогрева пласта 1, при резком снижении дебита скважины и при достижении предельной обводненности продукции скважин. В результате чего произошел прорыв теплоносителя из нагнетательной скважины 3 в добывающую скважину 2 на расстоянии 32-47 м от забоя скважины 2. Для отсечения участка прорыва теплоносителя пакер 4 переустанавливают выше этого участка. При прорыве теплоносителя на расстоянии 75-80 м от забоя скважины 2 пакер переустанавливают на расстоянии 90 м от забоя скважины 2.

Производят прогрев пласта и отбор продукции в этой зоне. Отбор продукции ведут до полной выработки пласта 1. Пакер переустанавливают еще два раза на расстоянии 120 м и 160 м от забоя скважины 2.

Благодаря подаче теплоносителя в нагнетательную скважину 2 увеличивается охват пласта 4 воздействием, пласт равномерно вырабатывается по площади и вертикали и, как результат, повышается нефтеизвлечение. Темп отбора высоковязкой нефти за счет ускорения прогрева пласта увеличивается с 2,5 до 8% от извлекаемых запасов, затраты теплоносителя уменьшились на 30% по сравнению с прототипом.

Эксплуатация участка рассчитана до достижения проектной нефтеотдачи 0,6. В процессе отработки всего интервала увеличивается охват пласта воздействием, нефтеотдача увеличилась на 30%, снизились затраты на строительство дополнительных горизонтальных добывающих скважин, дополнительная добыча нефти составила 155 тыс.т нефти.

Разработка залежи битумной нефти и механизм проведения теплового воздействия производятся аналогично разработке залежи высоковязкой нефти.

Применение предложенного способа позволит снизить затраты и упростить строительство горизонтальных скважин, повысить нефтеотдачу, т.е. увеличить эффективность процесса вытеснения высоковязкой нефти, в том числе путем увеличения охвата пласта агентом воздействия, что приведет к получению дополнительной добычи нефти за счет последовательной отработки всего пласта.