Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ МАССИВНОГО ТИПА

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки залежей высоковязких нефтей массивного типа.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти, включающий бурение пары встречных горизонтальных скважин, нагнетательной и добывающей, по толщине нефтяного пласта из противоположных точек в одной вертикальной плоскости, при этом добывающую скважину располагают ниже уровня нагнетательной скважины. Расстояние между двумя скважинами составляет 5-10 м, между парами скважин - 70 м. В верхнюю скважину непрерывно закачивают пар, в результате чего образуется паровая камера, которая постоянно расширяется. На границе этой камеры пар конденсируется и вместе с нагретой нефтью под действием сил гравитации стекает к нижней скважине, из которой добывается нефть. Способ реализован в Республике Коми на Лыаельской площади Ярегского месторождения, нефть которого является тяжелой, ее вязкость достигает 12000 мПа·с (см. журнал «Нефтесервис» №3 (27), 2014, стр. 42).

Однако известный способ эффективен при толщине нефтяного пласта не более 50 м по длине разрабатываемого участка. При разработке залежи высоковязкой нефти массивного типа эффективность способа снижается: уменьшаются коэффициенты охвата и нефтеизвлечения.

Также известен способ разработки залежи высоковязкой нефти массивного типа, принятый авторами за прототип, включающий выделение в разрезе залежи ступеней с одинаковой нефтенасыщенной толщиной, бурение пар встречных горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин, расположенных рядами, при этом добывающие скважины располагают ниже нагнетательных скважин. Осуществляют закачку теплоносителя в нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, причем закачку теплоносителя осуществляют в чередовании с воздухом. Разработку залежи по ступеням осуществляют сверху вниз, при этом нагнетательные и добывающие скважины размещают в подошве каждой ступени. Интервал каждой ступени выбирают в пределах 20-50 м. Разработку каждой нижерасположенной ступени осуществляют после выработки вышерасположенной ступени, при этом уменьшают температуру закачиваемого теплоносителя от ступени к ступени на 30-60°С, причем в нижней ступени поддерживают температуру теплоносителя не ниже 100°С (см. патент РФ №2334096 от 24.09.2007, МПК Е21В 4/24).

Однако данный способ разработки залежи массивного типа предусматривает бурение большого количества горизонтальных скважин, что приводит к увеличению затрат на разработку залежи и снижению эффективности ее разработки. Недостатком способа, взятого за прототип также является то, что при разработке залежи массивного типа с активной гидродинамической связью между ступенями в результате разработки залежи сверху вниз происходит опережающее внедрение подошвенной воды в залежь, рост обводненности добываемой продукции и частичное захоронение запасов нефти в тупиковых порах коллектора нижней ступени, что приводит к сокращению извлекаемых запасов нефти.

Задачей изобретения является повышение эффективности разработки залежи при уменьшении количества пробуренных на залежи скважин и, как результат, снижение затрат на разработку залежи.

Поставленная задача достигается тем, что в заявляемом способе разработки залежи высоковязкой нефти массивного типа осуществляют выделение в разрезе залежи ступеней с одинаковой нефтенасыщенной толщиной, бурение пар встречных добывающих и горизонтальных нагнетательных скважин, расположенных рядами, при этом добывающие скважины располагают ниже нагнетательных скважин, закачку теплоносителя в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин.

Существенными отличительными признаками заявляемого изобретения являются:

- горизонтальные нагнетательные скважины бурят в нижней части нечетных ступеней;

- добывающие скважины бурят в четных ступенях наклоннонаправленными по нисходящей траектории;

- «пятку» каждой добывающей скважины располагают в верхней части четных ступеней;

- «носок» добывающей скважины располагают в нижней части четных ступеней под «пяткой» каждой следующей в ряду нагнетательной скважины.

В дальнейшем при описании способа вместо термина «теплоноситель» будет использован термин «пар».

Указанная совокупность существенных признаков обеспечивает повышение эффективности разработки залежи при сокращении количества скважин, используемых при разработке по сравнению с прототипом. Согласно предлагаемому способу разработку залежи с нефтенасыщенной толщиной 100 м осуществляют двумя ступенями по разрезу залежи толщиной по 50 м каждая. Нагнетательные и добывающие скважины бурят рядами, при этом в каждой ступени бурят одну скважину. Горизонтальные нагнетательные скважины бурят в нижней части нечетных ступеней, встречные добывающие скважины бурят в четных ступенях наклоннонаправленными по нисходящей траектории, длина которых больше длины нагнетательных скважин. «Пятку» каждой добывающей скважины располагают в верхней части четных ступеней, «носок» каждой добывающей скважины располагают в нижней части четных ступеней под «пяткой» каждой следующей в ряду нагнетательной скважины. Таким образом, учитывая увеличение длины добывающей скважины, можно принять, что в предложенном способе две ступени в разрезе залежи по длине нагнетательной скважины будут вскрыты тремя скважинами сравнимыми по длине и условиям проходки, то есть, по сравнению с прототипом, на одну скважину меньше. По длине каждого ряда бурят несколько нагнетательных и добывающих скважин в зависимости от принятой длины нагнетательной скважины. Таким образом, учитывая всю площадь участка разрабатываемой залежи, экономия по количеству скважин будет существенной. Возможен вариант, когда каждая пара нагнетательной и добывающей скважины в ряду расположена практически в одной вертикальной плоскости. Закачка пара в горизонтальную нагнетательную скважину и постоянный отбор нефти через встречную добывающую скважину, пробуренную наклоннонаправленной по нисходящей траектории с длиной значительно больше длины нагнетательной скважины, способствует формированию активных фильтрационных потоков между нагнетательной и добывающей скважинами и усиливает эффект действия гравитационных сил, при этом позволяет охватить тепловым воздействием большую часть разреза залежи и, как результат, повысить эффективность разработки залежи. Также возможен вариант, когда вертикальные плоскости, в которых пробурены нагнетательные горизонтальные скважины и добывающие скважины, разнесены между собой, например, на расстояние до 100 м. Такое расположение скважин позволяет охватить тепловым воздействием дополнительный объем залежи с учетом увеличения площади взаимодействия между скважинами и, как результат, сократить число рядов скважин, необходимых для разработки участка залежи.

Заявленная совокупность существенных признаков неизвестна 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 изобретательный уровень. Изобретение промышленно применимо, так как имеющееся оборудование и технология, разработанная нами, позволяют реализовать способ в полном объеме.

На фиг. 1 показан вариант вскрытия залежи массивного типа эффективной нефтенасыщенной толщиной 100 м нагнетательными и добывающими скважинами, расположенными в двух ступенях; на фиг. 2 показан вариант вскрытия залежи массивного типа эффективной нефтенасыщенной толщиной 160 м нагнетательными и добывающими скважинами, расположенными в четырех ступенях; на фиг. 3 представлена выгрузка из модели, построенной по схеме разбуривания залежи, приведенной на фиг. 1, в виде линий тока, характеризующих движение фильтрационных потоков, показывающих связь между нагнетательной и добывающими скважинами при расположении забоя добывающей скважины в средине нечетной ступени (вариант 3); на фиг. 4 - выгрузка из модели, построенной по схеме разбуривания залежи, приведенной на фиг. 1, в виде линий тока, характеризующих движение фильтрационных потоков, показывающих связь между нагнетательной и добывающими скважинами при расположении забоя добывающей скважины в нижней части нечетной ступени (вариант 4); на фиг. 5 - выгрузка из модели, построенной по схеме разбуривания залежи, приведенной на фиг. 1, в виде линий тока, характеризующих движение фильтрационных потоков, показывающих связь между нагнетательной и добывающими скважинами по заявляемому способу (вариант 5); на фиг. 6 - выгрузка из модели, построенной по схеме разбуривания залежи, приведенной на фиг. 1, показывающая изменение вязкости нефти по разрезу залежи в результате прогрева залежи в конце 30-летнего срока разработки по варианту 3; на фиг. 7 - выгрузка из модели, построенной по схеме разбуривания залежи, приведенной на фиг. 1, показывающая изменение вязкости нефти по разрезу залежи в результате прогрева залежи в конце 30-летнего срока разработки по варианту 4; фиг. 8 - выгрузка из модели, построенной по схеме разбуривания залежи, приведенной на фиг. 1, показывающая изменение вязкости нефти по разрезу залежи в результате прогрева залежи в конце 30-летнего срока разработки по варианту 5;

Способ реализуют следующим образом.

Выделяют в разрезе залежи с нефтенасыщенной толщиной 100 м две ступени 1 и 2 с одинаковой нефтенасыщенной толщиной по 50 м каждая (см. фиг. 1). Возможен вариант осуществления способа при нефтенасыщенной толщине залежи 160 м. В этом случае выделяют в залежи четыре ступени 1, 2, 3 и 4 с одинаковой нефтенасыщенной толщиной по 40 м каждая (см. фиг 2). Способ разработки залежи в этом случае аналогичен способу с двумя ступенями. Предлагаемый способ может быть реализован на пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения с нефтенасыщенной толщиной 100-160 м. Залежь расположена на глубине 1350 м с вязкостью нефти около 710 мПа·с. 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 (ВНК). Высоту расположения «носка» добывающей скважины над подошвой четных ступеней, а также над ВНК определяют с помощью геолого-технологической модели с учетом фильтрационно-емкостных свойств нефтяного пласта. Вскрывают участок залежи парами встречных горизонтальных нагнетательных скважин 5 и добывающих скважин 6, расположенных рядами. Добывающие скважины располагают ниже нагнетательных скважин. Горизонтальные нагнетательные скважины 5 бурят в нижней части нечетных ступеней 1 (см. фиг. 1) или 1, 3 (см. фиг. 2). Добывающие скважины 6 бурят в четных ступенях 2 (см. фиг. 1) или 2, 4 (см. фиг. 2) наклонноаправленными по нисходящей траектории, при этом «пятку» 7 каждой добывающей скважины 6 располагают в верхней части четных ступеней 2, или 2, 4, а «носок» 8 каждой добывающей скважины располагают в нижней части четных ступеней 2, или 2, 4 под «пяткой» 9 каждой следующей в ряду нагнетательной скважины 5, то есть длина добывающей скважины существенно больше длины нагнетательной скважины 5. Вертикальный ствол добывающей скважины обсаживают эксплуатационной колонной, а в интервале нефтяного пласта устанавливают скважинный фильтр. Конструкция добывающей скважины для условий пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения может быть следующей, например: направление: диаметр - 530 мм, длина - 30 м. Кондуктор: диаметр - 426 мм, длина - 452,3 м. Техническая колонна: диаметр - 324 мм, длина - 1191 м. Эксплуатационная колонна: диаметр - 245 мм, длина - 1204 м. Эксплуатационная переходная колонна: диаметр - 178 мм, длина - 1707 м. Фильтр: диаметр - 178 мм, длина - до «носка» скважины. Для отбора жидкости в добывающую скважину спускают глубинно-насосное оборудование. Скважины оборудуют устьевой арматурой.

Конструкция нагнетательной скважины для условий пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения аналогична конструкции добывающей скважины. Перфорационные отверстия в фильтре как добывающих, так и нагнетательных скважин выполняют, например, одинакового размера с разной плотностью по длине фильтра, то есть плотность отверстий на единицу длины фильтра увеличивают от «пятки» к «носку» скважины или разного размера с одинаковой плотностью, то есть площадь сечения отверстий увеличивают к 2 «носку» скважины, что обеспечивает выравнивание профиля притока нефти в скважину. Возможен вариант установки как в добывающих, так и нагнетательных скважинах, например, эквалайзеров - устройств на эксплуатационной колонне различного диаметра и сечения, создающих дополнительное гидравлическое сопротивление течению флюида и, таким образом, выравнивающих распределение депрессии/репрессии по всему стволу скважины. Оборудование нагнетательной скважины выполняют термостойким. В нагнетательную скважину также спускают термопакер с хвостовиком и термоизолированную колонну. Термопакер устанавливают, например, над «пяткой» нагнетательной скважины. Скважины оборудуют термостойкой устьевой арматурой. В нагнетательные скважины 5 осуществляют непрерывную закачку пара, например, со следующими параметрами: температурой 295-305°С при давлении, например, 101-106 атмосфер. В результате закачки пара в пласте образуется паровая камера, которая постоянно расширяется. На границе этой камеры пар конденсируется и вместе с нагретой нефтью под действием сил гравитации стекает к нижней добывающей скважине, из которой с помощью насосов отбирают нефть. Для выравнивания профиля приемистости горизонтальных нагнетательных скважин возможно проведение периодических обработок этих скважин с помощью гелеобразующих химических реагентов типа «Галка», работающих при высоких температурах.

Возможность осуществления предлагаемого способа на залежи высоковязкой нефти массивного типа и эффективность способа была проверена на созданной геолого-технологической модели с толщиной залежи 100 м. Термогидродинамические расчеты для прогнозирования технологических показателей по вариантам проводились с использованием прикладного симулятора. При актуализации созданной геолого-технологической модели было принято, что нефть тяжелая, высоковязкая. В связи с применением термических методов увеличения нефтеотдачи моделирование соответствующего периода добычи выполнялось с применением термической опции симулятора.

Фильтрационная модель построена на основе актуализированной трехмерной цифровой геологической модели. Геологическая модель содержит данные о геометрической структуре рассматриваемого пласта, положениях водонефтяных контактов (ВНК), распределении фильтрационно-емкостных свойств и начальных насыщенностях фаз, а также координатах пластопересечений скважин аналогично условиям пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения.

Геолого-технологическая модель представлена сектором с одним элементом разработки размерами по оси x и y 1550×1450 м с общей толщиной продуктивного пласта 100 м. В продуктивном пласте модели расположены горизонтальная нагнетательная скважина вдоль элемента, под ней проходит добывающая скважина. Общее количество активных ячеек модели составило 152830 штук, граничные условия задавались с учетом фактического снижения давления залежи.

Основные результаты исследования приведены в таблице 2.

Как видно из приведенной таблицы при одинаковых сценарных условиях, а именно при сроке разработки залежи 30 лет на одинаковой площади с одинаковой толщиной залежи и одинаковой накопленной закачкой пара, равной 3529 тыс. т по варианту 1, соответствующему способу по прототипу в соответствии с патентом №2334096 при использовании 4 горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин при разработке залежи двумя ступенями толщиной по 50 м и при расположении по две скважины у подошвы каждой ступени накопленная добыча нефти составляет 431,7 тыс.тонн, коэффициент нефтеотдачи - 9.7% при паронефтяном отношении 8.2 т/т.

Самая низкая накопленная добыча нефти, соответствующая 393.9 тыс. тонн, низкий коэффициент нефтеотдачи 8,9% при высоком паронефтяном отношеним - 9,0 т/т (см. вариант 2) выявилось при моделировании условий разработки залежи, соответствующих способу, указанному как аналог на странице 1, а именно: разработка залежи высоковязкой нефти одной парой встречных горизонтальных скважин, нагнетательной и добывающей, по толщине нефтяного пласта из противоположных точек в одной вертикальной плоскости, при этом добывающую скважину располагают ниже уровня нагнетательной скважины на 5-10 м.

На этой же модели была определена эффективность осуществления способа при различных положениях забоя добывающей наклоннонаправленной скважины, расположенной в четной ступени, при этом предварительно путем моделирования было установлено, что наиболее эффективным является расположение нагнетательной скважины в нижней части нечетной ступени, что предотвращает непроизводительные потери пара в непродуктивные надкровельные породы. При разработке залежи 4 ступенями расположение нагнетательной скважины в нижней части третьей ступени способствует равномерному распределению пара по толщине залежи. При вышеуказанных сценарных условиях было установлено, что при расположении забоя добывающей скважины в средине нечетной ступени накопленная добыча нефти составляет 445,4 тыс. т, коэффициент нефтеотдачи - 10% при паронефтяном отношении - 7,9 т/т (см. вариант 3). При расположении забоя добывающей скважины в нижней части нечетной ступени, например в 10 м от подошвы ступени, накопленная добыча нефти составляет 420,7 тыс. т, коэффициент нефтеотдачи - 9,5% при паронефтяном отношении - 8,4 т/т (см. вариант 4). Самый лучший результат показал вариант 5, когда длина добывающей скважины больше длины нагнетательной скважины, при этом «пятку» добывающей скважины располагают в верхней части четной ступени, а «носок» добывающей скважины располагают в нижней части четной ступени под «пяткой» каждой следующей в ряду нагнетательной скважиной, а именно: накопленная добыча нефти составляет 468,6 тыс. т, коэффициент нефтеотдачи - 10,5% при паронефтяном отношении - 7,5 т/т, то есть происходит увеличение накопленной добычи нефти, повышение коэффициента нефтеотдачи при снижении паронефтяного отношения.

Эффективность предложенного способа по сравнению с вариантами разработки залежи №3 и №4, приведенными в таблице 2, также подтверждается фиг. 3-8, представляющими выгрузки из созданной геолого-технологической модели. Как видно на фиг. 3 и 4, характеризующих соответственно варианты разработки №3 и №4 (см. табл. 2), линии тока, характеризующие движение фильтрационных потоков в пласте, наиболее активны только между нагнетательными и добывающими скважинами, а участок залежи над горизонтальной нагнетательной скважиной и под добывающей скважиной мало охвачен тепловым воздействием. Это подтверждается также соответствующими объемами паровой камеры, а именно по варианту 3 объем паровой камеры составляет 78569,0 м³, по варианту 4 - 73599,0 м³. Также существенно меньше площадь залежи по толщине пласта, характеризующая снижение вязкости нефти за счет теплового воздействия (см. фиг. 6 и 7), соответствующая вариантам разработки залежи №3 и №4. Преимущества заявляемого способа подтверждаются фиг. 5 и фиг. 8. Как видно на фиг. 5, линии тока, характеризующие движение фильтрационных потоков, активны не только между нагнетательной и добывающей скважинами, но и за их пределами, что доказывает активизацию теплового воздействия. Объем паровой камеры соответствующий заявляемому способу составляет 89640,0 м³ (см. вар. 5 табл. 2) и, как результат, достигается снижение вязкости нефти на большей площади по толщине пласта (см. фиг. 8).

При этом, как было отмечено ранее, в предложенном способе, за счет увеличения длины добывающей скважины, при разработке залежи двумя ступенями обе ступени в разрезе залежи по длине нагнетательной скважины будут вскрыты только тремя скважинами, сравнимыми по длине и условиям проходки, то есть, по сравнению с прототипом бурят на одну скважину меньше. По длине каждого ряда бурят несколько нагнетательных и добывающих скважин в зависимости от принятой длины нагнетательной скважины и, учитывая всю площадь участка разрабатываемой залежи, экономия по количеству скважин будет существенной.

Таким образом, исследования подтвердили эффективность заявляемого способа и возможность достижения поставленной задачи - повышение эффективности разработки залежи при уменьшении количества скважин, используемых при разработке залежи.