Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ СИСТЕМОЙ СКВАЖИН С БОКОВЫМИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ СТВОЛАМИ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежей высоковязкой нефти с водонефтяными зонами небольшой толщины.

Известен способ разработки залежей тяжелых и сверхвысоковязких нефтей, включающий закачку пара в пласт, прогрев пласта с созданием паровой камеры, совместную закачку пара и углеводородного растворителя и отбор продукции. Согласно известному способу, в качестве углеводородного растворителя применяют смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов, основным компонентом которой является бензол, а совместную закачку пара и углеводородного растворителя осуществляют после достижения температуры в паровой камере не менее температуры фазового перехода смеси пара и углеводородного растворителя с поддержкой температуры в паровой камере не ниже температуры фазового перехода смеси паруглеводородный растворитель (патент РФ 2387818, кл. E21B 43/24, опубл. 27.04.2010).

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки месторождений высоковязких нефтей с малыми толщинами пластов методом циклической закачки растворителя и пара в одиночные наклонно направленные скважины, включающий бурение в продуктивном стволе восходящего участка скважины, размещение в этом участке колонны насосно-компрессорных труб с центраторами для циклической закачки растворителя через них и эксплуатационной колонны с насосом для отбора нефти. Согласно известному способу, максимальный угол кривизны восходящего участка скважины расположен в подошвенной части пласта, проводку восходящего участка ведут с углом подъема не менее 5-8° от подошвы пласта, забой восходящего участка располагают ниже кровли не менее 2 м и перед спуском колонны труб, которые выполняют теплоизолированными, восходящий участок скважины оборудуют фильтром с двумя вскрытыми зонами в начале и конце этого участка, а межтрубное пространство между фильтром и колонной труб и между вскрытыми зонами изолируют пакером, при этом насос располагают в пределах подошвенной части продуктивного пласта, выше вскрытой зоны в начале восходящего участка скважины, но ниже забоя восходящего участка скважины, растворитель и пар закачивают поочередно в кровельную часть пласта через вскрытую зону в конце восходящего участка скважины, осуществляют выдержку для распределения тепла в пласте, затем начинают отбор жидкости насосом. Дополнительно циклическую закачку углеводородного растворителя производят поочередно до закачки пара в кровельную часть пласта с давлением, достаточным для расширения порового пространства породы коллектора и сжатия пластового флюида (патент РФ 2455475, кл. E21B 43/24, опубл. 10.07.2012 - прототип).

Общим недостатком известных способов является невысокий коэффициент охвата коллекторов воздействием, что приводит к низкой нефтеотдаче. Кроме того, известные способы не предусматривают использование водонефтяных зон пласта, при их наличии, для повышения эффективности разработки.

В предложенном изобретении решается задача повышения коэффициентов охвата и нефтеизвлечения залежей высоковязких нефтей.

Задача решается тем, что в способе разработки залежи высоковязкой нефти системой скважин с боковыми горизонтальными стволами, включающем бурение на залежи основных вертикальных стволов скважин или выбор уже пробуренных, зарезку из них боковых горизонтальных стволов (БГС), закачку рабочего агента и отбор продукции посредствам оборудования для одновременно-раздельной добычи и закачки, согласно изобретению, выбирают участок залежи, насыщенный нефтью с динамической вязкостью более 400 мПа·с, с водонефтяной зоной, где толщина нефтяной части пласта превышает 10 м, а водоносной - составляет не более 5 м, участок разбуривают пятиточечными элементами вертикальных скважин, из вертикальных стволов каждой скважины проводят зарезку в продуктивном пласте от одного до четырех БГС с управляемыми фильтрами, причем каждый БГС размещают по направлению к соседней скважине, получая, таким образом, систему встречных БГС, причем длину каждого БГС выполняют 0,4-0,5 от расстояния между соседними вертикальными скважинами, а расстояние по вертикали между встречными БГС в продуктивном пласте - не более 2 м, в вертикальных стволах скважин перфорируют водоносную часть пласта, в каждую скважину спускают по две колонны труб, одну из которых запакеровывают у водонефтяного контакта, в каждом элементе центральные скважины применяют для закачки рабочего агента в режиме циркуляции через данные колонны труб, а отбор закачиваемой смеси - через соседние скважины по указанным колоннам труб, вторые колонны труб запакеровывают выше кровли продуктивного пласта и через них осуществляют отбор продукции пласта через БГС, в качестве рабочего агента применяют смесь воды с температурой более 50°С, азота и растворителя, оптимальное соотношение компонентов смеси определяют по лабораторным исследованиям нефтевытеснения на кернах.

Сущность изобретения

На нефтеотдачу залежи с высоковязкой нефтью (более 400 мПа·с) и водонефтяными зонами небольшой толщины (до 5 м) существенное влияние оказывает способность закачиваемого агента к нефтевытеснению и площадь контакта скважины с пластом.

Существующие технические решения не в полной мере позволяют эффективно выполнить данные задачи. В предложенном изобретении решается задача повышения коэффициентов охвата и нефтеизвлечения залежей высоковязких нефтей. Задача решается следующим образом.

На фиг. 1 представлено схематическое изображение участка нефтяной залежи с размещением скважин по пятиточечным элементам и зарезки БГС. На фиг. 2 приведено схематическое изображение разреза по линии Α-A одного элемента с размещением скважин и БГС. Обозначения: 1-13 - вертикальные скважины, 14 - нефтенасыщенная часть пласта, 15 - водонасыщенная часть пласта, 16 - перфорационные отверстия в вертикальных стволах, 17 - колонны труб для закачки рабочего агента, 18 - колонны труб для отбора продукции через БГС, 19 - пакеры у ВНК, 20 - пакеры у кровли 21 продуктивного пласта 14, 21 - кровля продуктивного пласта 14, 3¹, 5¹, 5², 2¹ - БГС, I₃ ¹, I₅ ¹, I₅ ², I₂ ¹ - длины соответственно БГС 3¹, 5¹, 5², 2¹, h - расстояние между БГС по вертикали, L - расстояние между скважинами, ВНК - водонефтяной контакт.

Способ реализуют следующим образом.

Выбирают участок нефтяной залежи с водонефтяной зоной и разбуривают пятиточечными элементами вертикальных добывающих скважин 1-13 (фиг.1) с расстоянием между скважинами L. Или выбирают уже пробуренные скважины. Толщина нефтяной части 14 пласта составляет более 10 м, а водоносной 15 - не более 5 м. Динамическая вязкость нефти - более 400 мПа·с. В продуктивный пласт 14 спускают эксплуатационную колонну и цементируют.

Из вертикальных стволов каждой скважины 1-13 проводят зарезку в продуктивном пласте 14 от одного до четырех БГС с управляемыми фильтрами (или так называемыми «шторками») при возможности с открытым стволом, либо спуском фильтра, причем каждый БГС размещают по направлению к соседней скважине, получая, таким образом, систему встречных БГС.

Рассмотрим вертикальный разрез Α-A вдоль скважин 3, 5, 2 одного элемента (фиг. 2). Из скважины 5 бурят два БГС 5¹, 5² в направлении соответственно скважин 3 и 2. В свою очередь из скважин 3 и 2 бурят по одному БГС 3¹ и 2¹ соответственно в направлении скважины 5. Длину каждого БГС (фиг. 1) выполняют 0,4-0,5 от расстояния L между соседними вертикальными скважинами. Например, длину I₃ ¹ ствола 3¹ выполняют 0.5L, длину I₅ ¹ ствола 5¹ - 0.5L, длину I₅ ² ствола 5² - 0.5L, длину I₂ ¹ ствола 2¹ - 0.4L (фиг. 2). Расстояние по вертикали между встречными БГС в продуктивном пласте выполняют не более h=2 м.

Количество БГС в одной скважине (от одного до четырех) определяется расположением скважины в системе пятиточечных элементов относительно наличия соседних скважин. Так, например, из скважин 4, 5, 8, 11, 13 забуривают по 4 БГС в противоположных направлениях, из скважин 2, 3, 7, 10 - по 2 БГС, из 1, 6, 9, 12 - по 1 БГС (фиг. 1).

В вертикальных стволах скважин 1-13 перфорируют водоносную часть пласта 15, получая перфорационные отверстия 16. Если скважины 1-13 вторично вскрывают нефтеносную часть пласта 14, то данные перфорационные отверстия нефтяной части 14 изолируют.

В каждую скважину 1-13 спускают по две колонны труб 17 и 18, одну из которых 17 запакеровывают пакерами 19 у водонефтяного контакта ВНК. В каждом элементе центральные скважины 5, 8,11, 13 применяют для закачки рабочего агента в режиме циркуляции через данные колонны труб, а отбор закачиваемой смеси - через соседние скважины 1, 2, 3, 4, 6, 7, 9, 10, 12 по указанным колоннам труб 17. Циркуляция происходит по водонасыщенной части пласта 15. Вторые колонны труб 18 запакеровывают пакерами 20 выше кровли 21 продуктивного пласта 14. Через данные колонны труб 18 осуществляют отбор продукции пласта 14 через БГС. Таким образом, закачку рабочего агента и отбор продукции осуществляют посредствам оборудования для одновременно-раздельной добычи и закачки (ОРДиЗ).

В качестве рабочего агента применяют смесь воды с температурой более 50°С, азота и растворителя. Оптимальное соотношение компонентов смеси определяют по лабораторным исследованиям нефтевытеснения на кернах.

Выбор участка залежи с указанными параметрами обусловлен оптимальностью применимости предлагаемого способа. Согласно расчетам, если нефтеносная часть пласта 14 менее 10 м, то запасы залежи не позволяют окупить затраты на закачку растворителя и нагрев. Если толщина водоносной части пласта 15 более 5 м, то эффективность растворителя и тепла значительно снижается ввиду необходимости закачки больших объемов рабочего агента. Также исследования показали, что при динамической вязкости нефти менее 400 мПа·с нефтеотдача может быть достигнута сопоставимой величины при более дешевых способах разработки.

Система из двух встречных БГС между каждой из двух соседних скважин позволяют повысить площадь контакта скважин с продуктивным пластом 14 и отрабатывать данный пласт 14 по площади, а управляемые фильтры - контролировать процесс обводнения. При расстоянии h между горизонтальными стволами более 2 м, согласно расчетам, коэффициент охвата пласта воздействием снижается. Длина стволов менее 0,4 от расстояния между вертикальными скважинами также приводит к снижению коэффициента охвата, а более 0,5 - к появлению «неработающих» участков ствола.

Закачка смеси воды с температурой более 50°С, азота и растворителя (например, толуол) в режиме циркуляции через соседние вертикальные скважины по водонасыщенному участку пласта 2, согласно исследованиям, позволяет максимально эффективно использовать наличие подстилающей воды при разработке. Кроме того, повторное использование закачиваемого агента снижет эксплуатационные затраты. Действие компонентов рабочего агента приводит к снижению вязкости нефти в пласте, что повышает приток нефти к стволам скважин. При температуре менее 50°С эффективность воздействия снижается. Применение оборудования для ОРДиЗ позволяет снизить количество используемых вертикальных скважин.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка залежи.

Результатом внедрения данного способа является повышение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения залежей высоковязких нефтей.

Пример конкретного выполнения способа

На участке водонефтяной залежи с толщиной нефтяной части 14 пласта 10 м и водоносной части 15 пласта 5 м пробурены вертикальные скважины 1-13 (фиг. 1) с расстоянием L=300 м друг от друга. Динамическая вязкость нефти на рассматриваемом участке составляет 400 мПа·с, пластовая температура 25°C. Скважины 1-13 не эксплуатировали пласт 1, а работали на нижележащие объекты.

После отключения нижележащих объектов из стволов вертикальных скважин 1-13 проводят зарезку 32 БГС с управляемыми фильтрами по направлению к ближайшим соседним вертикальным скважинам, причем из скважин 4, 5, 8, 11,13 забуривают по 4 БГС в противоположных направлениях, из скважин 2, 3, 7, 10 - по 2 БГС, из 1, 6, 9, 12 - по 1 БГС (фиг. 1). Длины БГС выполняют (0,4-0,5)·300=120-150 м, а расстояние h между горизонтальными стволами по вертикали - 2 м (фиг. 2). В вертикальных стволах скважин 1-13 перфорируют водоносную часть пласта 15.

Далее спускают в скважины 1-13 по две колонны труб 17, 18, одну из которых 17 запакеровывают пакерами 19 у водонефтяного контакта ВНК. В каждом элементе центральные скважины 5, 8, 11, 13 применяют для закачки рабочего агента в режиме циркуляции через данные колонны труб 17. На устье скважин 5, 8, 11, 13 эжектором смешивают воду, газообразный азот и толуол под устьевым давлением в соотношении 2:20:1 по объему и ведут закачку указанной смеси с расходом 50 м³/сут по колонне труб 17. Соотношение компонентов смеси определяют заранее по лабораторным исследованиям нефтевытеснения на кернах данного пласта. Отбор закачиваемой смеси осуществляют через соседние скважины 1, 2, 3, 4, 6, 7, 9, 10, 12 по колоннам труб 17. Вторые колонны труб 18 запакеровывают пакерами 20 выше кровли 21 продуктивного пласта 14. Через данные колонны труб 18 осуществляют отбор продукции пласта 14 через БГС. Таким образом, закачку рабочего агента и отбор продукции осуществляют посредствам оборудования для ОРДиЗ.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка залежи. В результате разработки рассматриваемого участка залежи, которое ограничили обводнением участка до 98%, было добыто 786,5 тыс.т нефти, коэффициент охвата составил 0,791 д.ед., коэффициент извлечения нефти (КИН) - 0,395 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях добыто 627,2 тыс.т.нефти, коэффициент охвата составил 0,631 д.ед., КИН - 0,315 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,080 д.ед.

Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения нефтяной залежи.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения коэффициентов охвата и нефтеизвлечения залежей высоковязких нефтей.