СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ПОСЛОЙНО-ЗОНАЛЬНО-НЕОДНОРОДНОЙ ЗАЛЕЖИ СВЕРХВЯЗКОЙ НЕФТИ ИЛИ БИТУМА

Предложение относится к нефтяной промышленности, и может найти применение при разработке послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума.

Известен способ теплового вытеснения нефти из горизонтальной скважины (патент RU №2067168, МПК ⁶E21B 43/24, опубл. 27.09.1996 г.), включающий бурение скважины с горизонтальным стволом, установку обсадной колонны и цементирование затрубного пространства выше горизонтального ствола, перфорацию обсадной колонны по кольцевым образующим в оконечной части и в начале горизонтального участка непосредственно перед цементировочной пробкой, после этого спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), центрирование их в обсадной колонне с помощью пакера, который устанавливают за первой группой перфораций, производят подачу теплоносителя через НКТ, а продукт отбирают через вторую группу перфораций и транспортируют по кольцевому межтрубному пространству.

Недостатком данного способа является незначительная эффективность нефтеизвлечения, так как в условиях послойно-зонально-неоднородного пласта охват его воздействием по вертикали и по площади чрезвычайно мал, что приводит к большой продолжительности охвата всего объема пласта воздействием и низким темпам отбора.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума (патент RU №2295030, МПК E21B 43/24, опубл. 10.03.2007 г.), включающий строительство добывающей многоустьевой горизонтальной скважины с дополнительными боковыми стволами, проходящими под глинистым пропластком, и выше нее параллельно добывающей многоустьевой горизонтальной скважине нагнетательной двухустьевой горизонтальной скважины с дополнительными восходящими ответвленными стволами, которые проводят через глинистый пропласток, создание проницаемой зоны между скважинами за счет нагнетания водяного теплоносителя в обе скважины, причем вначале закачивают пар малой степени сухости (с большей жирностью газа) до увеличения приемистости нагнетательной многоустьевой горизонтальной скважины и доли попутной воды в отбираемой продукции, а затем закачивают пар высокой степени сухости (газа малой жирности), объем которого определяют по повышению давления нагнетания, которое поддерживают не превышающим давление раскрытия вертикальных трещин, после создания проницаемой зоны подачу теплоносителя производят только в нагнетательную многоустьевую горизонтальную скважину, а по добывающей многоустьевой горизонтальной скважине производят отбор продукции, продукцию отбирают по добывающей многоустьевой горизонтальной скважине до полной выработки продуктивного пласта, кроме этого дополнительно бурят вертикальные скважины, проходящие через глинистый пропласток, причем их используют как в качестве транспортного канала для фильтрации пара (газа) выше залегания глинистого пропластка и создания паро(газо)нефтяной ванны, так и для подачи отбираемой продукции вниз.

Недостатки данного способа:

- невозможность вовлечения в разработку маломощных продуктивных пластов толщиной менее 10 м, так как в них сложно провести пару скважин;

- недостаточная эффективность нефтеизвлечения, так как высока вероятность прорыва теплоносителя через один или несколько дополнительных восходящих ответвлений, проходящих через наиболее проницаемые участки пласта, в то время как другие участки недостаточно прогреты;

- невозможность отключения выработанных участков продуктивных пластов, что ведет к дополнительным материальным затратам, так как в них продолжают закачивать теплоноситель.

Техническими задачами предлагаемого способа являются вовлечение в разработку маломощных продуктивных пластов толщиной менее 10 м, повышение эффективности нефтеизвлечения за счет более равномерного прогрева продуктивных пластов, а также снижение материальных затрат, так как возможно отключение выработанных участков продуктивных пластов, при этом снижается объем закачиваемого теплоносителя.

Технические задачи решаются способом разработки послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума, включающим определение в залежи двух продуктивных пластов, разделенных слабопроницаемым пропластком, строительство в нижнем пласте выше водонефтяного контакта горизонтальной добывающей скважины, выше которой строят нагнетательную скважину с дополнительными стволами, вскрывающими слабопроницаемый пропласток, закачку теплоносителя в обе скважины до прогрева межскважинного пространства продуктивных пластов, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины.

Новым является то, что в верхнем продуктивном пласте строят нагнетательную скважину, из которой строят дополнительные нисходящие стволы через участки пластов с низкой проницаемостью с вскрытием слабопроницаемого пропластка и дополнительные нисходящие стволы через участки пластов с высокой проницаемостью до гидродинамического сообщения или соединения с добывающей скважиной, при этом расстояние между дополнительными нисходящими стволами определяют с учетом технологических возможностей бурового оборудования для их проводки, а также с возможностью размещения между ними фильтров с регулируемым пропусканием, спускаемых в нагнетательную скважину на колонне труб, располагаемых напротив дополнительных стволов, не сообщенных с добывающей скважиной, и пакеров, изолирующих межтрубное пространство нагнетательной скважины между дополнительными стволами и выше фильтров, причем количество закачиваемого теплоносителя и отбираемой продукции определяют из свойств вскрытых пластов в каждом дополнительном стволе благодаря регулируемым фильтрам.

На фиг. 1 показана закачка теплоносителя в пласт через нагнетательную горизонтальную скважину с дополнительными нисходящими стволами, вскрывающими слабопродуктивный пропласток и добывающую горизонтальную скважину.

На фиг. 2 показаны закачка теплоносителя в пласт через нагнетательную горизонтальную скважину с дополнительными нисходящими стволами, вскрывающими слабопродуктивный пропласток и отбор продукции из добывающей горизонтальной скважины и дополнительных нисходящих стволов, пробуренных до гидродинамического сообщения или соединения с добывающей скважиной.

Способ осуществляется следующим образом.

На послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума выделяют верхний 1 (фиг. 1, 2) и нижний 2 продуктивные пласты. Верхний 1 и нижний 2 продуктивные пласты разделены слабопродуктивным пропластком 3. В верхнем 1 продуктивном пласте бурят нагнетательную горизонтальную скважину 4. В нижнем продуктивном пласте 2 бурят добывающую горизонтальную скважину 5 выше водонефтяного контакта (на фиг. не показан).

В связи с тем, что в пределах любого пласта приемистость отдельных участков может значительно отличаться друг от друга, происходит неравномерное развитие паровой камеры, что приводит к снижению эффективности воздействия на пласт. С использованием гидродинамической модели производят расчет приемистости отдельных участков и определение формы паровой камеры по результатам замеров температуры и давления в соседних скважинах. После этого с целью увеличения приемистости участков с низкой проницаемостью и выравнивания формы паровой камеры производят строительство дополнительных нисходящих стволов 6 из нагнетательной горизонтальной скважины 4 через участки пластов 1, 2 с низкой приемистостью, вскрывающих слабопроницаемый пропласток 3, и дополнительных нисходящих стволов 7 через участки пластов 1, 2 с высокой проницаемостью до гидродинамического сообщения или соединения с добывающей горизонтальной скважиной 5. При выборе расстояния между дополнительными нисходящими стволами 6 и 7 учитывают технологические возможности бурового оборудования (на фиг. не показано) для их проводки, например, необходимо исключить вероятность попадания в соседний ствол при забуривании следующего ствола забойным двигателем с углом перекоса, исключить вероятность слома бурильных труб при бурении дополнительных восходящих стволов, обеспечить вымывание бурового шлама при бурении дополнительных восходящих стволов и так далее. Кроме этого учитывают возможность размещения между ними фильтров 8 с регулируемым пропусканием, например, патент РФ №2485290, спускаемых на колонне труб 9 и располагаемых напротив дополнительных стволов 6, а также пакеров 10, которые изолируют межтрубное пространство 11 нагнетательной скважины 4 между дополнительными стволами 6 и выше фильтров 8.

Осуществляют закачку теплоносителя 12 (фиг. 1) в скважины 4 и 5. При этом количество закачиваемого теплоносителя 12 в нагнетательную скважину 4 осуществляют в зависимости от приемистости участков пластов 1, 2 (чем ниже приемистость, тем больше закачивают пара, и наоборот) благодаря регулируемым фильтрам 8. После прогрева продуктивных пластов 1, 2 прекращают подачу теплоносителя 12 в добывающую горизонтальную скважину 5 и производят из нее отбор продукции 13 (фиг. 2). Кроме этого продукция 13 стекает из верхнего пласта 1 в добывающую скважину 5 по дополнительным нисходящим стволам 7, пробуренным до гидродинамического сообщения или соединения с ней. При этом в нагнетательную горизонтальную скважину 4 продолжают закачивать теплоноситель 12, что позволяет продолжать прогревать верхний 1 и нижний 2 пласты. Таким образом, последовательно производят закачку теплоносителя 12 (фиг. 1) в скважины 4, 5 и отбор продукции 13 (фиг. 2) из скважины 5 до полной выработки верхнего 1 (фиг. 1, 2) и нижнего 2 пластов. При этом в случае выработки запасов отдельных участков верхнего 1 и нижнего 2 пластов, вскрытых дополнительными нисходящими стволами 6, или прорыва через них теплоносителя 12 (фиг. 1), соответствующие им регулируемые фильтры 8 закрывают, а через другие продолжают закачку теплоносителя 12.

С использованием гидродинамической модели проведена сравнительная оценка эффективности предлагаемого способа и способа, взятого за прототип. Для модели заданы следующие параметры: верхний 1 пласт имеет температуру 20°C, давление - 0,5 МПа, нефтенасыщенность - 0,77 д. ед., пористость - 30%, проницаемость - 1,5 мкм² и насыщен высоковязкой нефтью или битумом плотностью 956 кг/м³ и вязкостью 30000 мПа·с, а нижний 2 пласт - температуру 20°C, давление - 0,5 МПа, нефтенасыщенность - 0,6 д. ед., пористость - 30%, проницаемость - 1,5 мкм² и насыщен высоковязкой нефтью или битумом плотностью 956 кг/м³ и вязкостью 30000 мПа·с. Верхний 1 и нижний 2 продуктивные пласты разделены слабопродуктивным пропластком 3 толщиной 3-5 м, имеющим температуру 20°C, давление - 0,5 МПа, нефтенасыщенность - 0,6 д. ед., пористость - 17%, проницаемость - 0,1 мкм². Подошва нижнего 2 продуктивного пласта расположена на глубине 90-95 м. В верхнем 1 продуктивном пласте бурят нагнетательную горизонтальную скважину 4 длиной 450-500 м. В нижнем продуктивном пласте 2 бурят добывающую горизонтальную скважину 5 длиной 450-500 м выше водонефтяного контакта (на фиг. не показан) не менее чем на 2 м. В пластах 1 и 2 по результатам расчета заданы слабопроницаемые участки, через которые пробурены нисходящие дополнительные стволы 6, вскрывающие слабопроницаемый пропласток 3. Между каждой парой нисходящих дополнительных стволов 6 пробурены дополнительные стволы 7 до гидродинамического сообщения или соединения с добывающей горизонтальной скважиной 5 через участки с высокой проницаемостью. Расстояние между дополнительными стволами 6 и 7 - 40-45 м. В результате использования предлагаемого способа удается достичь относительного прироста коэффициента нефтеизвлечения на 16% и уменьшения расхода пара - на 12%.

Предлагаемый способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума позволяет производить вовлечение в разработку маломощных продуктивных пластов толщиной менее 10 м, повысить эффективность нефтеизвлечения за счет более равномерного прогрева продуктивных пластов, а также снизить материальные затраты, так как возможно отключение выработанных участков продуктивных пластов, при этом снижается объем закачиваемого теплоносителя.