СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ СВЕРХВЯЗКОЙ НЕФТИ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к разработке залежи сверхвязкой нефти с применением тепла для разогрева продуктивного пласта.

Известен способ разработки залежи сверхвязкой нефти (патент RU 2531412, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.10.2014), включающий бурение пары горизонтальных верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости, прогрев пласта закачкой пара в обе скважины с образованием паровой камеры, разогрев межскважинной зоны пласта, снижение вязкости сверхвязкой нефти, закачку пара в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней горизонтальной добывающей скважины. Согласно изобретению, прогревают пласт закачкой пара в обе скважины до стабилизации величины паронефтяного отношения. После этого поочередно используют три режима разработки залежи сверхвязкой нефти. Первый режим включает закачку пара в нагнетательную скважину и выдержку его в пласте в течение 48-72 часов. Второй режим включает закачку в добывающую скважину пропиленгликоля из расчета 5 м3 на 100 м горизонтального участка добывающей скважины с содержанием основного вещества не менее 98% с выдержкой в пласте в течение 12-24 часов и одновременной циркуляцией водяного пара в нагнетательной скважине. Третий режим включает добычу высоковязкой нефти из добывающей скважины до возрастания величина паронефтяного отношения в 1,5 раза. 1 пр.

Недостатком известного способа является узкая область применения, так как может использоваться эффективно в пределах литологически выдержанного по вертикали и площади пласта с равномерной нефтенасыщенностью

Также известен способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума (патент RU 2295030, МПК Е21В 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.

Недостатками данного способа являются высокие материальные затраты, так как требуется бурение многоустьевых скважин, при этом необходимо также бурение и обустройство вертикальных скважин.

Наиболее близким по сущности и достигаемому результату является (патент RU 2582251, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.04.2016 г.) способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума включает определение в залежи двух продуктивных пластов, разделенных слабопроницаемым пропластком. В нижнем пласте выше водонефтяного контакта строят горизонтальную добывающую скважину. В верхнем продуктивном пласте строят нагнетательную скважину с дополнительными нисходящими стволами, 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. 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. Количество закачиваемого теплоносителя и отбираемой продукции определяют из свойств вскрытых пластов в каждом дополнительном стволе благодаря регулируемым фильтрам.

Недостатками данного способа являются

- большой риск прорыва пара по боковым стволам в добывающую скважину, находящейся в одной плоскости с нагнетательной скважиной;

- недостаточная эффективность нефтеизвлечения за счет бурения восходящих стволов непосредственно над основным стволом.

Технической задачей предложения является увеличение эффективности разработки залежи сверхвязкой нефти за счет увеличения площади охвата залежи сверхвязкой нефти благодаря бурению из добывающей скважины восходящих дополнительных стволов, которые выполнятся последовательно разнонаправленными относительно нагнетательной скважины с исключением прорыва пара из нагнетательной скважины.

Техническая задача решается способом разработки залежи сверхвязкой нефти, включающим строительство в пласте выше водонефтяного контакта или подошвы пласта горизонтальной добывающей скважины, выше которой строят нагнетательную скважину, бурение дополнительных стволов из горизонтального участка скважины, причем расстояние между дополнительными стволами определяют с учетом технологических возможностей бурового оборудования для их проводки, оборудование горизонтального участка добывающей скважины фильтром, закачку теплоносителя в обе скважины до прогрева межскважинного пространства продуктивного пласта, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины.

Новым является то, что проводят гидродинамические исследования, на базе которых дополнительные стволы бурятся восходящими последовательно разнонаправленными относительно нагнетательной скважины из добывающей скважины так, чтобы исключить прорыв пара из нагнетательной скважины, при этом забои дополнительных стволов располагают выше добывающей скважины как минимум на 2 м.

На фиг. 1 изображена схема расположения нагнетательной и добывающей скважин (вид сверху).

На фиг. 2 изображена схема расположения нагнетательной и добывающей скважин в продольном разрезе.

Бурят расположенные друг над другом горизонтальные нагнетательную скважину 1 (фиг. 1 и 2) и добывающую скважину 2 с боковыми стволами 3 в нефтяном пласте 4 (фиг. 2). При этом горизонтальные участки верхней нагнетательной скважины 1 и добывающей скважины 2 располагают в пласте 4 параллельно один над другим в вертикальной плоскости. Перед бурением дополнительных стволов 3 (фиг. 1 и 2) из добывающей скважины 2 гидродинамическими исследованиями определяют расстояние, на котором наименее вероятен прорыв пара из нагнетательной скважины 1 в добывающую 2. Исходя из этих исследований из горизонтального участка добывающей скважины 2 бурятся последовательно в разном направлении от нагнетательной скважины 1 (фиг. 1) восходящие дополнительные стволы 3 (фиг. 2) так, чтобы забои дополнительных стволов 3 располагались выше добывающей скважины как минимум на 2 метра. После чего горизонтальный участок добывающей скважины 2 оснащают противопесочным фильтром (на фиг. 1 и 2 не показан).

Нагнетают пар в добывающую 2 (фиг. 1) и нагнетательную 1 скважины и создают паровую камеру в пласте 4, разогревают межскважинную зону пласта между горизонтальными участками верхней нагнетательной 1 и нижней добывающей 2 скважин, при этом закачиваемый в пласт водяной пар из-за разности плотностей стремится к верхней части нефтенасыщенного интервала пласта 4, создавая увеличивающуюся в размерах паровую камеру. Разогрев пласта 4 приводит к снижению вязкости нефти, и она приобретает подвижность. На поверхности раздела паровой камеры и холодных зон нефтенасыщенных толщин происходит теплообмен, в результате пар конденсируясь преобразуется в воду, которая вместе с разогретой нефтью движется к добывающей скважине 2 с дополнительными стволами 3. Наличие дополнительных стволов 3 добывающей скважины 2 позволяет увеличить площадь фильтрации скважины 2 и охват пласта 4, вовлекая в отбор дополнительные зоны пласта 4, что приводит к увеличению добываемой продукции из пласта 4. После создания паровой камеры осуществляют отбор сверхвязкой нефти через добывающую скважину 2, а водяной пар закачивают только в нагнетательную скважину 1. Разработку залежи сверхвязкой нефти в таком режиме ведут до стабилизации величины паронефтяного отношения: 3-3,5. Паронефтяное отношение определяют, как объем пара закачанного для добычи одной тонны высоковязкой нефти.

Пример конкретного выполнения способа

На Ашальчинском месторождении залежей битума, находящемся на глубине 90 м, расположены неоднородные пласты 4 (фиг. 2) толщиной 20-30 м, 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 на расстоянии друг от друга 5 м пару горизонтальных скважин: добывающую 2 и нагнетательную 1. При анализе геофизических данных было выявлено, что добывающая скважина 2 была пробурена в глинистом пропластке (не показан). В результате этого на этапе эксплуатации исследований отмечался низкий дебит (менее 1 т/сут) по жидкости и по нефти, отсутствовала термогидродинамическая связь с нагнетательной скважиной 1. Определили оптимальное расстояние для исключения прорыва пара между скважинами 1 и 2, которое не менее 3 м. Вследствие этих исследований было принято решение о бурении из существующей эксплуатационной колонны добывающей скважины 2 двух разнонаправленных относительно нагнетательной скважины 1 (фиг 1) боковых ответвлений (стволов) 3 (фиг. 2) с подъемом к забою на 2,5 м выше добывающей скважины 2. В результате бурения была получена хорошая гидродинамическая связь между нагнетательной 1 и добывающей 2 скважинами, при этом наблюдалось увеличение приемистости с 22 до 85 т/сут. После перевода скважины в добычу дебит по нефти составил 15 т/сут.

Предлагаемый способ разработки залежи сверхвязкой нефти позволяет повысить эффективность за счет увеличения площади охвата залежи сверхвязкой нефти благодаря бурению из добывающей скважины восходящих дополнительных стволов, которые выполнятся последовательно разнонаправленными относительно нагнетательной скважины с исключением прорыва пара из нагнетательной скважины.