Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ С ВОДОНАСЫЩЕННЫМИ ЗОНАМИ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти.

Известен способ разработки нефтяной залежи в трещиноватых коллекторах с водонефтяными зонами (патент RU №2578134, МПК Е21В 43/20, опубл. Бюл. №8 от 20.03.2016), включающий строительство вертикальных скважин, определение вскрытых в каждой скважине зон трещиноватости или разуплотнения залежи и нефтенасыщенных уплотненных прослоев, бурение добывающих горизонтальных скважин в нефтенасыщенных уплотненных прослоях ниже кровли пласта на расстоянии 2-5 м и выше водонефтяного контакта на расстоянии не менее 10 м, изоляцию вышеопределенных зон с двух сторон пакерами с установкой между ними управляемых клапанов, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины до достижения обводненности добываемой нефти более 75%, после чего в горизонтальные скважины проводят периодическую закачку водоизолирующих вязких композиций, устойчивых к размыванию водой при открытых управляемых клапанах до повышения давления закачки от начального на 30-50%, но не превышающим давления раскрытия трещин коллектора, таким образом, что выравнивают пластовое давление в горизонтальном стволе добывающей скважины и обеспечивают равномерное вытеснение нефти из пор коллектора снизу вверх по разрезу подошвенной водой.

Недостатками известного способа являются узкая область применения, так как невозможно использовать при термических методах разработки высоковязкой нефти из-за нестабильности водоизолирующих составов, неполное воздействие на пласт, ограниченное интервалом между двумя пакерами, высокая стоимость пакеров с управляемыми клапанами.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума с водонефтяными зонами (патент RU №2522369, МПК Е21В 43/24, опубл. бюл. №19 от 10.07.2014), включающий строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой обсадных колонн, закачку вытесняющего агента с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины, причем в качестве вытесняющего агента используют теплоноситель с температурой не менее 80°С, а перед эксплуатацией скважин проводят исследования для определения водоносных зон, примыкающих к добывающей скважине, после чего обсадную колонну, примыкающую к водоносным зонам этой скважины, последовательно от забоя к устью заполняют водоизолирующим составом, разрушающимся при превышении температуры стабильности данного состава, которую подбирают ниже температуры теплоносителя, после технологической выдержки изолирующего состава скважины вводят в эксплуатацию в обычном режиме.

Недостатками известного способа являются узкая область применения, с учетом того что водоизолирующий состав разрушается при термическом воздействии при превышении температуры стабильности данного состава, что может быть легко достигнуто при добыче высоковязкой нефти с закачкой высокотемпературного пара (более 180°С), также во время эксплуатации погружным насосом происходит частичный вынос некоторого количества водоизолирующего состава ввиду его нестабильности при термическом воздействии и отложение на элементах насоса, в результате снижается эффективность водоизоляционных работ, также снижается производительность насоса вплоть до полного отказа.

Техническими задачами предлагаемого способа являются расширение функциональных возможностей за счет стабильности водоизолирующего состава при воздействии на него в течение продолжительного времени высокими температурами (не менее 180°С), снижение материальных затрат из-за непроизводительной эксплуатации водонасыщенных зон пласта, исключение возможности саморазрушения водоизолирующего состава до создания устойчивой термогидродинамической связи между скважинами, увеличение эффективности работы погружных скважинных насосов за счет исключения попадания водоизолирующего состава на вход насоса.

Поставленная задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами, включающим строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой обсадных колонн, закачку вытесняющего агента с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины, проведение исследований для определения водонасыщенных зон, примыкающих к добывающей скважине, после чего в обсадной колонне, примыкающей к водоносным зонам этой скважины, производят перекрытие этих зон заполнением от забоя к устью водоизолирующим составом, разрушающимся при определенном воздействии, с последующей технологической выдержкой.

Новым является то, что перед исследованиями теплоноситель в виде пара температурой не менее 180°С закачивают в обе скважины до образования паровой камеры, геофизические исследования проводят перед отбором продукции в виде снятия термограммы вдоль ствола добывающей скважины для определения как минимум одной водонасыщенной зоны с пониженной температурой прогрева, после чего ближе не менее 10 м к устью относительно выявленных зон закачивают термостойкий водоизолирующий состав, разрушаемый под действием соляной кислоты, а продолжительность технологической выдержки определяется временем до полного гелеобразования водоизолирующего состава, при эксплуатации после установления устойчивой термогидродинамической связи между скважинами, характеризующейся повышением температуры добываемой жидкости, а также повышением термограммы вдоль ствола скважины, водоизолирующий состав разрушают воздействием соляной кислоты, после чего добывающую скважину опять эксплуатируют в режиме отбора.

На фиг. 1 изображена схема расположения нагнетательной и добывающих скважин с прилегающей водонасыщенной зоной в разрезе нефтяного пласта.

На фиг. 2 изображено изменение термограммы вдоль ствола добывающей скважины до и после установки водоизолирующего состава.

Способ осуществляется следующим образом.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами включает строительство в продуктивном пласте горизонтальной добывающей скважины 1 (фиг. 1) и нагнетательной скважины 2, расположенной выше и параллельно добывающей скважине, установку обсадных колонн с щелями - щелевыми фильтрами (на чертеже не показаны), прогрев пласта закачкой пара температурой не менее 180°С в обе скважины 1 и 2 с созданием паровой камеры. Причем коэффициент расхода пара на один погонный метр фильтровой части горизонтальной скважины составляет для нагнетательной скважины 2 - 8,3-8,6 т/м и для добывающей скважины 1 - 6,4-6,6 т/м при давлении, не превышающем давления гидроразрыва пласта. После этого проводят геофизические исследования со снятием термограммы вдоль ствола добывающей скважины 1 для определения как минимум одной водонасыщенной зоны 3 с пониженной температурой прогрева (фиг. 2), после чего ближе не менее 10 метров к устью относительно выявленных зон 3 (фиг. 1) закачивают термостойкий водоизолирующий состав 4, разрушаемый под действием соляной кислоты. В качестве водоизолирующего состава 4, например, могут использоваться высокопрочные, температуроустойчивые, гелеобразующие композиции на базе биополимера гуары. После технологической выдержки на время до полного гелеобразования начинают эксплуатировать нагнетательную скважину 2 в режиме закачки теплоносителя (пара), а добывающую - 1 в режиме отбора продукции. После установления устойчивой термогидродинамической связи между скважинами 1 и 2, характеризующейся повышением температуры добываемой жидкости, а также повышением термограммы (фиг. 2) вдоль ствола скважины 1 (фиг. 1), водоизолирующий состав 4 разрушают воздействием соляной кислоты. После чего добывающую скважину 1 опять эксплуатируют в режиме отбора. Пример конкретного выполнения способа.

На Ашальчинском месторождении сверхвязкой нефти, находящемся на глубине 93 м, коллектор представлен неоднородными пластами толщиной 15-20 м с наличием водонасыщенных зон, пластовой температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0,7 д. ед., пористостью 30%, проницаемостью 2,65 мкм², плотностью битума в пластовых условиях 960 кг/м³, вязкостью 22000 мПа, пробурили пару горизонтальных скважин: добывающую 1 и нагнетательную 2 на расстоянии примерно 5 м друг от друга, длиной 853 м. Провели прогрев пласта закачкой пара температурой 200°С в обе скважины 1 и 2 с созданием паровой камеры, при этом в верхнюю нагнетательную скважину 2 закачали объем пара 7100 тонн со среднесуточным расходом 120 т/сут, в нижнюю добывающую скважину 1 закачали объем пара 5320 тонн со среднесуточным расходом 95 т/сут. Далее после выдержки на термокапиллярной пропитке на 15 суток провели термобарометрические измерения в добывающей скважине 1 посредством геофизических исследований. По результатам данных исследований определили, что ниже глубины 668 м находится водонасыщенная зона 3 с пониженной температурой прогрева (фиг. 2), после чего в добывающую скважину 1 (фиг. 1) на глубину 651 м (ближе от зоны 3 к устью на 17 м) спустили компоновку НКТ и установкой КУДР-8 (на фиг. 1 не показаны) закачали водоизолирующий состав 4 в объеме 7,6 м³, заполняющий пространство фильтра до забоя. После технологической выдержки - на 48 часов, обеспечивающей полное гелеобразование водоизолирующего состава, спустили электроцентробежный насос - ЭЦН (не показан) на глубину 423 м и начали отбор продукции, обводненность составила 88%, дебит по нефти - 9,6 т/сут. После 5 месяцев эксплуатации и установления устойчивой термогидродинамической связи между скважинами 1 и 2, характеризующейся повышением температуры добываемой жидкости, а также повышением температуры на термограмме (фиг. 2) вдоль ствола скважины 1 (фиг. 1), провели обработку соляной кислотой для разрушения водоизолирующего состава 4. После повторного запуска добывающей скважины в добычу дебит по нефти в течение месяца увеличился до 13,5 т/сут. В ходе технического обслуживания ЭЦН на его конструктивных элементах отложений водоизолирующего состава не обнаружено.

Предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами позволяет расширить функциональные возможности за счет стабильности водоизолирующего состава при воздействии на него в течение продолжительного времени высокими температурами (не менее 180°С), снизить материальные затраты из-за непроизводительной эксплуатации водонасыщенных зон пласта, исключить возможность саморазрушения водоизолирующего состава до создания устойчивой термогидродинамической связи между скважинами, увеличить эффективность работы погружных скважинных насосов за счет исключения попадания водоизолирующего состава на вход насоса.