Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ СКВАЖИНАМИ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки залежей высоковязких нефтей и природных битумов.

Известны различные способы разработки залежей высоковязкой нефти горизонтальными скважинами для многопластовых и однопластовых коллекторов. Так, известен способ разработки залежи высоковязкой нефти горизонтальными скважинами по патенту РФ №2468193 от 08.06.2011, МПК Е21В 43/24. Способ включает бурение пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, при этом добывающую скважину располагают ниже уровня нагнетательной скважины, горизонтальные участки размещают параллельно один над другим в вертикальной плоскости и выполняют в виде синусоиды. Способ также предусматривает бурение вертикальных нагнетательных и добывающих скважин в зонах максимального приближения горизонтальных участков горизонтальных скважин к кровле и подошве коллектора, закачку пара в нагнетательную скважину и отбор нефти из добывающей скважины одновременно.

Однако данный способ предназначен для разработки залежи высоковязкой нефти горизонтальными скважинами только в многопластовом послойно-неоднородном коллекторе.

Также известен способ разработки залежи высоковязкой нефти горизонтальными скважинами (см. патент Канады №2250648 от 19.10.1998, МПК Е21В 43/24), принятый авторами за прототип, включающий бурение пары горизонтальных скважин нагнетательной и добывающей по толщине нефтяного пласта, при этом добывающую скважину располагают ниже уровня нагнетательной скважины и осуществляют закачку пара в нагнетательную скважину и отбор нефти из добывающей скважины. В известном способе нагнетательную и добывающую горизонтальные скважины размещают параллельно одну над другой в одной вертикальной плоскости, что является одним из эффективных приемов для добычи высоковязкой нефти с использованием эффекта термогравитационного дренирования пласта.

Однако известный способ может быть использован при добыче нефти из пласта с толщиной по длине разрабатываемого участка равным и больше 12 метров, например, для условий Лыа-Ельской пощади Ярегского месторождения. Это объясняется следующими условиями.

Расстояние между нагнетательной и добывающей горизонтальными скважинами, расположенными в одной вертикальной плоскости нефтяного пласта, выбирают с учетом геологического строения пласта из условия прогрева высоковязкой нефти до состояния текучести. На первом этапе разработки залежи теплоноситель, например пар, закачивают одновременно в обе скважины, обеспечивая его циркуляцию по скважине, при этом разогрев пласта осуществляется за счет теплопередачи. В дальнейшем при описании способа вместо термина «теплоноситель» будет использован термин «пар». Расстояние, при котором обеспечивается гидродинамическое взаимодействие между нагнетательной и добывающей скважинами и не происходит преждевременный прорыв пара в добывающую скважину без полезного использования тепловой энергии, является оптимальным расстоянием между нагнетательной и добывающей горизонтальными скважинами. Это расстояние, как правило, определяют по результатам опытно-промысловых работ на залежи.

Для условий Лыа-Ельской пощади Ярегского месторождения с учетом геологического строения пласта оптимальное расстояние между нагнетательной и добывающей горизонтальными скважинами по результатам опытно-промысловых работ составляет 5 метров.

Следует также отметить, что существенное значение имеет расстояние между горизонтальной нагнетательной скважиной и кровлей пласта. Чем больше это расстояние, тем меньше потери пара в породы над кровлей пласта. При незначительном расстоянии между кровлей пласта и горизонтальной нагнетательной скважиной непроизводительные потери пара в породы существенно возрастают. Это расстояние может изменяться в зависимости от фильтрационных свойств нефтяного пласта залежи конкретного месторождения и его также определяют по результатам опытно-промысловых работ на залежи.

Для условий Лыа-Ельской пощади Ярегского нефтяного месторождения высоковязкой нефти по результатам опытных работ установлено, что минимальное эффективное расстояние между горизонтальной нагнетательной скважиной и кровлей пласта составляет пять метров.

Существенное значение также имеет высота траектории добывающей скважины над подошвой пласта при наличии подошвенных вод, то есть высота траектории добывающей скважины до водонефтяного контакта (ВНК). Данную высоту определяют с учетом геологического строения пласта залежи конкретного месторождения. Для увеличения безводного периода эксплуатации горизонтальной добывающей скважины увеличивают расстояние до подошвы пласта. Уменьшение расстояния до подошвы пласта, то есть до ВНК, приведет к прорыву подошвенной воды к стволу добывающей скважины в результате резкого различия вязкостей нефти и пластовой воды.

Для условий Лыа-Ельской пощади Ярегского нефтяного месторождения высоковязкой нефти минимальная высота траектории горизонтальной добывающей скважиной над ВНК составляет два метра.

Для геологических условий залежей других месторождений оптимальное расстояние между горизонтальными нагнетательными и добывающими скважинами, а также минимальное расстояние от нагнетательной скважины до кровли пласта и минимальная высота от добывающей скважины до ВНК в нефтяном пласте могут быть другими.

Таким образом, для условий Лыа-Ельской пощади Ярегского месторождения разработка залежи известным способом по прототипу, когда нагнетательную и добывающую горизонтальные скважины размещают параллельно одна над другой в одной вертикальной плоскости, может быть осуществлена только на участках с оптимальной толщиной пласта 12 м и выше. Учитывая, что в пределах разрабатываемого участка на ряде месторождений, в том числе и на Лыа-Ельской пощади Ярегского нефтяного месторождения высоковязкой нефти наблюдается изменение толщины нефтяного пласта от 20 до 3 метров, то известный способ разработки залежи параллельными горизонтальными нагнетательными и добывающими скважинами в одной вертикальной плоскости путем закачки пара в нагнетательную скважину и отбора нефти через добывающую скважину не может быть реализован на участках с толщиной пласта менее 12 м.

Задачей изобретения является повышение эффективности теплового воздействия на залежь при малых постоянных и переменных толщинах нефтяного пласта.

Поставленная задача достигается тем, что в заявляемом способе разработки залежи высоковязкой нефти горизонтальными скважинами осуществляют бурение пары горизонтальных скважин нагнетательной и добывающей по толщине нефтяного пласта, при этом добывающую скважину располагают ниже уровня нагнетательной скважины и осуществляют закачку пара в нагнетательную скважину и отбор нефти из добывающей скважины.

Существенными отличительными признаками заявляемого изобретения являются:

- устанавливают наличие подошвенных вод и при их наличии определяют минимальную высоту траектории добывающей скважины над водонефтяным контактом;

- определяют оптимальное расстояние между нагнетательной и добывающей скважинами;

- определяют минимальное расстояние от нагнетательной скважины до кровли пласта;

- определяют оптимальную толщину нефтяного пласта, обеспечивающую параллельное расположение нагнетательной и добывающей скважин в одной вертикальной плоскости;

- при уменьшении толщины нефтяного пласта меньше оптимальной изменяют траекторию бурения нагнетательной скважины в пространстве нефтяного пласта относительно добывающей путем уменьшения расстояния между скважинами по вертикали и отклоняют нагнетательную скважину от добывающей по горизонтали с учетом анизотропии пласта при сохранении градиента проницаемости между нагнетательной и добывающей скважинами;

- при уменьшении толщины нефтяного пласта меньше оптимальной, но при постоянной толщине пласта по длине разрабатываемого участка определяют расстояние по вертикали между добывающей и нагнетательной скважинами по формуле

h_скв=Н_пл-h_{п min}-h_{к min},

где Н_пл - фактическая толщина нефтяного пласта, м;

h_{п min} - минимальная высота траектории добывающей скважины над водонефтяным контактом, м;

h_{к min} - минимальное расстояние от нагнетательной скважины до кровли пласта, м;

- отклоняют нагнетательную скважину от добывающей по горизонтали путем смещения ее траектории в другую вертикальную плоскость, при этом расстояние от нагнетательной до добывающей скважины по горизонтали с учетом анизотропии пласта при сохранении градиента проницаемости между нагнетательной и добывающей скважинами определяют по формуле

(м),

где - градиент проницаемости пласта;

К_в - вертикальная проницаемость;

h_{скв опт} - оптимальное расстояние между добывающей и нагнетательной скважинами;

К_г - горизонтальная проницаемость;

h_скв - расстояние между добывающей и нагнетательной скважиной по вертикали при уменьшении толщины нефтяного пласта от оптимальной, м;

- при уменьшении толщины нефтяного пласта меньше оптимальной, но при переменной толщине пласта по длине разрабатываемого участка выявляют в разрабатываемом участке условные блоки с постоянной толщиной, определяют в каждом условном блоке расстояние по вертикали между добывающей и нагнетательной скважинами по формуле

h_скв=Н_пл-h_{п min}-h_{к min},

где Н_пл - фактическая толщина нефтяного пласта в каждом условном блоке, м;

h_{п min} - минимальная высота траектории добывающей скважины над водонефтяным контактом, м;

h_{к min} - минимальное расстояние (м) от нагнетательной скважины до кровли пласта; и

- отклоняют нагнетательную скважину от добывающей по горизонтали путем ориентирования забоя нагнетательной скважины в конце каждого условного блока на расстояние от добывающей скважины по горизонтали, рассчитанное с учетом анизотропии пласта при сохранении градиента проницаемости между нагнетательной и добывающей скважинами по формуле

где - градиент проницаемости пласта;

К_в - вертикальная проницаемость;

h_{скв опт} - оптимальное расстояние между добывающей и нагнетательной скважинами;

К_г - горизонтальная проницаемость;

h_скв - расстояние между добывающей и нагнетательной скважиной по вертикали при уменьшении толщины нефтяного пласта от оптимальной, м.

Указанная совокупность существенных признаков обеспечивает создание благоприятных условий для вовлечения в эффективную разработку всех участков разрабатываемой залежи при малых постоянных и переменных толщинах нефтяного пласта, обеспечивая их полную выработку. За счет изменения траектории бурения нагнетательной скважины в пространстве нефтяного пласта с учетом анизотропии пласта при сохранении градиента проницаемости между нагнетательной и добывающей скважинами происходит смещение от вертикали образующейся паровой камеры за счет дополнительного воздействия вытесняющих сил при закачке пара со стороны нагнетательной скважины. За счет непрерывно закачиваемого пара паровая камера постоянно расширяется. На границе паровой камеры пар конденсируется, после чего под действием сил гравитации стекает вместе с нагретой нефтью к нижней добывающей скважине, из которой отбирается нефть.

Заявленная совокупность существенных признаков не известна нам из уровня техники, поэтому заявленное изобретение является новым. Заявленные отличительные признаки изобретения являются неочевидными для среднего специалиста в данной области. В связи с этим мы считаем, что заявленное изобретение имеет изобретательский уровень. Изобретение промышленно применимо, так как имеющееся оборудование и технология, разработанная нами, позволяют реализовать способ в полном объеме.

На фиг. 1 показан разрез условного нефтяного пласта, толщина которого изменятся, например, за счет падения кровли пласта, с расположением горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин. На фиг. 2 показана схема для расчета, поясняющая расстояния между горизонтальными нагнетательной и добывающей скважинами, а также между соответствующими скважинами с кровлей пласта и ВНК при оптимальной толщине нефтяного пласта, когда скважины расположены одна над другой в одной вертикальной плоскости. На фиг. 3 показана схема для расчета, поясняющая расстояния между горизонтальными нагнетательной и добывающей скважинами, а также между соответствующими скважинами с кровлей пласта и ВНК при толщине пласта меньше оптимальной, когда скважины расположены в разных вертикальных плоскостях.

На разрабатываемом участке залежи вскрывают нефтяной пласт 1 переменной толщины с участком 2, соответствующим оптимальной толщине, и участком 3 с постоянной толщиной меньше оптимальной парами горизонтальных скважин добывающей 4 и нагнетательной 5. Разрабатываемый участок может быть вскрыт парами горизонтальных скважин, пробуренными как с одной кустовой площадки, так и с индивидуальных площадок. Перед бурением скважин уточняют геологическое строение залежи, определяют фильтрационно-емкостные свойства пласта, рассчитывают сетку скважин. Устанавливают наличие подошвенных вод и при их наличии определяют минимальную высоту траектории добывающей скважины над водонефтяным контактом (h_{п min}). На основании опытно-промысловых работ определяют минимальное расстояние от нагнетательной скважины до кровли пласта (h_{к min}), определяют оптимальное расстояние между нагнетательной и добывающей скважинами (h_{скв опт}) и определяют оптимальную толщину нефтяного пласта, обеспечивающую параллельное расположение нагнетательной и добывающей скважин в одной вертикальной плоскости.

Таким образом, если толщина пласта: Н_пл≥h_{к min}+h_{скв опт}+h_{п min}, то такая толщина пласта является оптимальной и горизонтальные скважины располагают в одной вертикальной плоскости, при этом нагнетательную скважину располагают над добывающей скважиной (см. участок 2 фиг. 1 и фиг. 2). При этом градиент проницаемости определяется вертикальной проницаемостью где К_в - вертикальная проницаемость.

При уменьшении толщины нефтяного пласта меньше оптимальной, учитывая, что минимальная высота траектории добывающей скважины над ВНК (h_{п min}) и минимальное расстояние от нагнетательной скважины до кровли пласта (h_{к min}) являются постоянными величинами, то уменьшают расстояние между нагнетательной и добывающей скважинами по вертикали (h_скв) и отклоняют нагнетательную скважину по горизонтали с учетом анизотропии пласта при сохранении градиента проницаемости (β) между нагнетательной и добывающей скважинами (см. фиг. 3), при этом расстояние между скважинами по вертикали определяют по формуле h_скв=Н_пл-h_{к min}-h_{п min}.

В таблице 1 приведены параметры проводки добывающей и нагнетательной скважин, соответствующие прилагаемой к описанию схеме с разрезом условного нефтяного пласта, толщина которого изменена, например, за счет тектонического нарушения. Участок 2 схемы соответствует оптимальной толщине пласта - 12 м, поэтому нагнетательная и добывающая скважины расположены в одной вертикальной плоскости. Другая часть участка имеет толщину меньше оптимальной, так как расстояние по вертикали между нагнетательной и добывающей скважинами составляет 3 м, поэтому отклоняют нагнетательную скважину от добывающей по горизонтали путем ориентирования забоя нагнетательной скважины в конце каждого условного блока на расстояние от добывающей скважины по горизонтали равное 5,1 м, рассчитанное с учетом анизотропии пласта при сохранении градиента проницаемости между нагнетательной и добывающей скважинами по формуле

где - градиент проницаемости пласта;

К_в - вертикальная проницаемость;

h_{скв опт} - оптимальное расстояние между добывающей и нагнетательной скважинами;

К_г - горизонтальная проницаемость;

h_скв - расстояние между добывающей и нагнетательной скважиной по вертикали при уменьшении толщины нефтяного пласта от оптимальной, м.

Следует отметить, что, как правило, по длине разрабатываемого участка изменение толщины пласта не происходит резко. В этом случае разбивают разрабатываемый участок на условные блоки с примерно одинаковой толщиной и рассчитывают траекторию бурения горизонтальной нагнетательной скважины по длине каждого блока.

В таблице 2 приведены параметры проводки добывающей и нагнетательной скважин для условного нефтяного пласта переменной толщины, на участке которого длиной 1000 м выявлены условные блоки с одинаковой толщиной пласта, при этом отклоняют траекторию нагнетательной скважины от предыдущей траектории при каждом изменении толщины нефтяного пласта. Следует отметить, что при разработке нефтяных пластов с переменной толщиной по длине разрабатываемого участка горизонтальные стволы скважин необходимо размещать таким образом, чтобы участок, прилегающий к вертикальной составляющей стволов скважин, находился на участке с наибольшей толщиной пласта, а забои скважин - на участке с наименьшей толщиной пласта.

Все расчеты в таблицах 1 и 2 для условных участков выполнены на основе данных для Лыа-Ельской площади Ярегского нефтяного месторождения высоковязкой нефти.

Рассмотрим пример конкретного осуществления.

Предлагаемый способ может быть реализован на Лыа-Ельской площади Ярегского месторождения высоковязкой нефти, представленной терригенным неоднородным трещиновато-пористым пластом на глубине 200-220 м толщиной от 20 до 3 м, с температурой 6-8°С, с давлением 0,4-0,6 МПа, пористостью 26%, проницаемостью по горизонтали 3 мкм и проницаемостью по вертикали 2,5 мкм, вязкостью нефти 12 Па·с. На подготавливаемом к разработке участке нефтяной пласт имеет постоянную толщину 10 м. Для Лыа-Ельской площади Ярегского месторождения характерно наличие подошвенных вод, поэтому на основе опытно-промысловых работ принимаем минимальную высоту траектории добывающей скважины над водонефтяным контактом равную двум метрам. Также на основании опытно-промысловых работ, проводимых на Лыа-Ельской площади Ярегского месторождения, установлено, что минимальное эффективное расстояние между горизонтальной нагнетательной скважиной и кровлей пласта составляет пять метров, а оптимальное расстояние между нагнетательной и добывающей горизонтальными скважинами, то есть расстояние, при котором обеспечивается гидродинамическое взаимодействие между нагнетательной и добывающей скважинами и не происходит преждевременный прорыв пара в добывающую скважину без полезного использования тепловой энергии, также составляет пять метров.

Таким образом, оптимальная толщина нефтяного пласта для условий Лыа-Ельской площади Ярегского месторождения, при которой возможна разработка пласта горизонтальными добывающей и нагнетательной скважинами, расположенными параллельно одна над другой в одной вертикальной плоскости с использованием эффекта термогравитационного дренирования пласта, составляет 12 м.

Учитывая, что толщина нефтяного пласта рассматриваемого участка Лыа-Ельской площади Ярегского месторождения высоковязкой нефти составляет 10 м и постоянна по всей длине участка, необходимо изменить траекторию бурения нагнетательной скважины в пространстве нефтяного пласта относительно добывающей, при этом уменьшают расстояние между скважинами по вертикали и отклоняют нагнетательную скважину по горизонтали путем смещения ее траектории в другую вертикальную плоскость, при этом расстояние от нагнетательной до добывающей скважины по горизонтали с учетом анизотропии пласта при сохранении градиента проницаемости между нагнетательной и добывающей скважинами определяют по формуле

где - градиент проницаемости пласта;

K_в - вертикальная проницаемость;

h_{скв опт} - оптимальное расстояние между добывающей и нагнетательной скважинами;

К_г - горизонтальная проницаемость;

h_скв - расстояние между нагнетательной и добывающей скважиной по вертикали при изменении траектории бурения нагнетательной скважины, м.

Таким образом, при постоянной толщине нефтяного пласта равной 10 м, при минимальном расстоянии от нагнетательной скважины до кровли пласта равном 5 м и высоте траектории добывающей скважины над водонефтяным контактом равной 2 м необходимо пробурить нагнетательную скважину относительно добывающей в другой вертикальной плоскости, при этом расстояние между нагнетательной и добывающей скважиной по вертикали составит 3 м, а расстояние от нагнетательной до добывающей скважины по горизонтали с учетом анизотропии пласта при сохранении градиента проницаемости между нагнетательной и добывающей скважинами, рассчитанное по вышеприведенной формуле, составит 5,1 м. Вертикальный ствол добывающей скважины до кровли нефтяного пласта часть ствола обсаживают колонной диаметром 245 мм, а в интервале нефтяного пласта устанавливают фильтр диаметром 178 мм. Ствол нагнетательной скважины также обсаживают эксплуатационной колонной диаметром 245 мм до кровли нефтяного пласта, а в интервале нефтяного пласта устанавливают фильтр диаметром 178 мм по всей длине. Скважины оборудуют устьевой арматурой и паронагнететельными колоннами диаметром 89 мм, так как на первом этапе разработки залежи пар закачивают одновременно в обе скважины, обеспечивая его циркуляцию по скважине, при этом разогрев пласта осуществляется за счет теплопередачи. При достижении гидродинамического взаимодействия между нагнетательной и добывающей скважинами паронагнетательную колонну из добывающей скважины поднимают и добывающую скважину оборудуют насосным оборудованием для откачки скважинной жидкости. Наиболее приемлемыми для рассматриваемых условий являются электроцентробежные насосы УЭЦН-5, УЭЦН-5А, габариты которых обеспечивают их свободное перемещение по горизонтальному участку ствола скважины. Темп нагнетания пара в каждую конкретную нагнетательную скважину регулируют по данным, например, термодатчиков, установленных в добывающих скважинах. При прорыве пара от какой-либо нагнетательной скважины темп нагнетания пара в эту скважину снижают до снижения температуры добываемой жидкости ниже температуры конденсации пара.

Закачку пара и добычу нефти ведут до экономически выгодного предела.

Таким образом, предлагаемый способ обеспечивает повышение эффективности теплового воздействия на залежь при малых постоянных и переменных толщинах нефтяного пласта путем сохранения эффекта термогравитационного дренирования пласта и дополнительного воздействия вытесняющих сил со стороны нагнетательной скважины на образующуюся паровую камеру за счет непрерывно закачиваемого пара.