СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ

Изобретение относится к способам разработки нефтяных месторождений, включающим тепловое воздействие на залежь, содержащую высоковязкую нефть.

Известен способ разработки нефтяных месторождений путем теплового воздействия на залежь высоковязкой нефти с использованием горизонтальных скважин, согласно которому добычу нефти и закачку теплоносителя в пласт осуществляют через одну горизонтальную скважину, в которой установлена перфорированная обсадная колонна и насосно-компрессорные трубы (НКТ) с пакером, перекрывающим кольцевое межтрубное пространство (патент РФ №2067168 от 05.01.94 г., МПК: Е21В 43/24). Закачку теплоносителя в пласт осуществляют через НКТ в оконечную часть обсадной колонны за пакер, а нефть отбирают через перфорацию обсадной колонны в начале горизонтального участка.

Основным недостатком известного способа является недостаточная эффективность нефтеизвлечения, так как при закачке теплоносителя и отборе нефти через одну и ту же скважину происходят быстрые прорывы теплоносителя в кольцевое межтрубное пространство, что не позволяет увеличить охват пласта тепловым воздействием. Увеличение плотности сетки скважин приводит к существенному увеличению затрат на осуществление способа.

Также известен способ разработки нефтяного месторождения, включающий тепловое воздействие на пласт, согласно которому осуществляют добычу нефти и закачку теплоносителя в пласт через одну непрерывную горизонтальную скважину, устье и забой которой выходят на поверхность (патент РФ №2211318 от 21.11.2000 г., МПК: Е21В 43/24). Теплоноситель подают в продуктивный пласт через устье и забой непрерывной скважины до разжижения нефти вокруг ствола скважины по всей длине горизонтального участка, затем через забой скважины осуществляют отбор нефти, а теплоноситель продолжают закачивать через устье скважины.

Недостатками данного способа являются: сложность бурения непрерывной скважины, в частности наклонного выходного участка, большие финансовые и временные затраты на бурение фонда непрерывных скважин, ограниченный охват пласта процессом теплового воздействия и дренирования, что вызывает снижение коэффициента нефтеотдачи.

Наиболее близким по технической сущности, принятым за прототип, является способ разработки месторождения высоковязкой нефти, включающий бурение добывающих скважин и горизонтальных нагнетательных скважин, закачку пара в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин (патент РФ №2285117 от 07.12.2004 г., МПК: Е21В 43/24). Согласно способу бурят вертикальные добывающие скважины, бурят горизонтальную скважину-коллектор большого диаметра и перфорируют ее горизонтальную часть, а также бурят парные горизонтальные скважины, расположенные в одной вертикальной плоскости, при этом забои вертикальных и парных горизонтальных скважин располагают около горизонтальной части скважины - коллектора или пересекают ее, закачку теплоносителя осуществляют через все горизонтальные скважины до перехода нефти в подвижное состояние, а затем по вертикальным скважинам осуществляют добычу нефти.

Основным недостатком известного способа является недостаточная эффективность нефтеизвлечения за счет снижения охвата пласта воздействием теплоносителя, так как из-за расположения забоев вертикальных добывающих скважин и нагнетательных горизонтальных скважин около горизонтальной части скважины - коллектора или пересечения ее происходят быстрые прорывы теплоносителя в скважину-коллектор, а затем в добывающие вертикальные скважины.

Задачей настоящего изобретения является повышение эффективности нефтеизвлечения путем увеличения охвата пласта тепловым воздействием за счет последовательной отработки всей толщины пласта.

Поставленная задача решается тем, что при осуществлении способа разработки нефтяных месторождений высоковязкой нефти, включающего бурение добывающих скважин и горизонтальных нагнетательных скважин, закачку пара в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин согласно изобретению осуществляют бурение добывающей скважины до подошвы продуктивного пласта, каждую горизонтальную нагнетательную скважину бурят с периферии участка под нисходящим углом в направлении подошвы пласта к добывающей скважине до образования между скважинами прямой гидравлической связи, при этом после прорыва пара в добывающую скважину закачивают в нагнетательную скважину, являющуюся источником прорыва пара, изолирующий наполнитель с возможностью образования непроницаемой зоны у забоя скважины, причем закачку изолирующего наполнителя осуществляют до создания первоначального давления нагнетания пара, а цикл закачки изолирующего наполнителя в нагнетательную скважину осуществляют после каждого прорыва пара в добывающую скважину, при этом в качестве изолирующего наполнителя используют, например, глинистый раствор, а образование прямой гидравлической связи между нагнетательной и добывающей скважинами устанавливают по увеличению статического уровня жидкости в добывающей скважине. Способ также предусматривает вариант предварительного прогрева добывающих скважин после вывода их из бурения путем закачки пара, при этом время предварительного прогрева добывающей скважины определяют по формуле:

t=r²/4·а,

где r - расстояние от добывающей до нагнетательной скважины;

а - коэффициент температуропроводности пласта;

Кроме того, изобретение предусматривает несколько вариантов расположения скважин, например: добывающую скважину бурят вертикально, а нагнетательные скважины располагают радиально относительно добывающей скважины или добывающие скважины бурят вертикально с образование куста скважин, а нагнетательные скважины располагают радиально относительно куста, или вертикальные добывающие скважины располагают в ряд, а нагнетательные скважины располагают по обе стороны от ряда добывающих скважин, или добывающую скважину бурят горизонтально, а нагнетательные скважины располагают по обе стороны от добывающей скважины.

Существенными отличительными признаками заявленного изобретения является следующее:

- добывающую скважину бурят до подошвы продуктивного пласта;

- каждую горизонтальную нагнетательную скважину бурят с периферии участка под нисходящим углом в направлении подошвы пласта к добывающей скважине до образования между скважинами прямой гидравлической связи;

- после прорыва пара в добывающую скважину закачивают в нагнетательную скважину, являющуюся источником прорыва пара, изолирующий наполнитель с возможностью образования непроницаемой зоны у забоя скважины, при этом закачку изолирующего наполнителя осуществляют до создания первоначального давления нагнетания пара;

- цикл закачки изолирующего наполнителя в нагнетательную скважину осуществляют после каждого прорыва пара в добывающую скважину;

- образование прямой гидравлической связи между нагнетательной и добывающей скважинами устанавливают по увеличению статического уровня жидкости в добывающей скважине;

- в качестве изолирующего наполнителя используют, например, глинистый раствор;

- осуществляют предварительный прогрев добывающих скважин после вывода их из бурения путем закачки пара;

- время предварительного прогрева добывающей скважины определяют по формуле:

t=r²/4·а,

где r - расстояние от добывающей до нагнетательной скважины;

а - коэффициент температуропроводности пласта;

- добывающую скважину бурят вертикально, а нагнетательные скважины располагают радиально относительно добывающей скважины;

- добывающие скважины бурят вертикально с образованием куста скважин, а нагнетательные скважины располагают радиально относительно куста;

- вертикальные добывающие скважины располагают в ряд, а нагнетательные скважины располагают по обе стороны от ряда добывающих скважин;

- добывающую скважину бурят горизонтально, а нагнетательные скважины располагают по обе стороны от добывающей скважины.

Указанная совокупность существенных признаков за счет создания поэтапных ступенчатых непроницаемых зон у забоя нагнетательных скважин позволяет последовательно увеличивать радиус охвата пласта тепловым воздействием, обеспечивая последовательную выработку новых вовлекаемых в разработку участков продуктивного пласта и, как результат, осуществляя активный прогрев всей толщины пласта существенно увеличить эффективность нефтеизвлечения.

Заявленные отличительные признаки изобретения являются неочевидными для среднего специалиста в данной области. В связи с этим мы считаем, что заявленное изобретение имеет изобретательный уровень. Заявленная совокупность существенных признаков не известна нам из уровня техники, поэтому заявленное изобретение является новым. Изобретение промышленно применимо, т.к. имеющееся оборудование и технология, разработанная нами, позволяют реализовать способ в полном объеме.

На фиг.1 показана схема разработки участка залежи с центральной вертикальной добывающей скважиной и радиальными горизонтальными нагнетательными скважинами.

На фиг.2 показана вышеуказанная схема в плане.

На фиг.3 показана схема разработки участка залежи с центральным кустом вертикальных добывающих скважин и радиальными горизонтальными нагнетательными скважинами.

На фиг.4 показана вышеуказанная схема в плане.

На фиг.5 показана схема разработки участка залежи с расположением вертикальных добывающих скважин в ряд, а нагнетательных скважин по обе стороны от ряда добывающих скважин, причем каждая пара нагнетательных скважин может быть расположена как в одной, так и в разных вертикальных плоскостях относительно ряда добывающих скважин.

На фиг.6 показана вышеуказанная схема в плане.

На фиг.7 показана схема разработки участка залежи с расположением добывающей скважины горизонтально, а нагнетательных скважин по обе стороны от добывающей скважины, причем каждая пара нагнетательных скважин может быть расположена как в одной, так и в разных вертикальных плоскостях относительно горизонтальной добывающей скважины.

На фиг.8 показана вышеуказанная схема в плане.

На фиг.9 показана схема разбуривания участка залежи при разработке многопластового месторождения или слоистой структуре пласта с расположением горизонтальных добывающих скважин или боковых горизонтальных стволов (БГС) и горизонтальных нагнетательных скважин или БГС в каждом изолированном пласте или пропластке.

На фиг.10 показана вышеуказанная схема в плане.

На фиг.11 показана схема осуществления способа при разработке участка залежи с расположением добывающей скважины горизонтально, а нагнетательных скважин по обе стороны от добывающей скважины при образовании прямой гидравлической связи между скважинами.

На фиг.12 показана схема осуществления способа при разработке участка залежи с расположением добывающей скважины горизонтально, а нагнетательных скважин по обе стороны от добывающей скважины при образовании непроницаемой зоны у забоя нагнетательной скважины с помощью изолирующего наполнителя.

На фиг.13 показана вышеуказанная схема с увеличенной непроницаемой зоной у забоя нагнетательной скважины с помощью изолирующего наполнителя.

Способ осуществляют следующим образом.

Разбуривают залежь по одной из приведенных схем. Добывающие скважины 1 бурят до подошвы продуктивного пласта 2. Осуществляют предварительный прогрев добывающих скважин после вывода их из бурения путем закачки пара в добывающую скважину по обсадной колонне, обеспечивая прогрев пристволовой и призабойной частей пласта. Прогрев пласта ведут до достижения паром зоны теплового влияния нагнетательных скважин. Радиус зоны теплового влияния нагнетательной скважины определяют по формуле:

где а - коэффициент температуропроводности пласта;

t - время предварительного прогрева.

Таким образом, время предварительного прогрева равно:

t=r²/4·а,

где r - расстояние от добывающей до нагнетательной скважины.

Возможен вариант ввода добывающих скважин без предварительного прогрева. Каждую горизонтальную нагнетательную скважину 3 бурят с периферии участка под нисходящим углом в направлении подошвы пласта к добывающей скважине 1, при этом осуществляют постоянный контроль за уровнем пластовой жидкости в добывающей скважине 1. При образовании прямой гидравлической связи между добывающей скважиной 1 и нагнетательной скважиной 3 происходит повышение статического уровня пластовой жидкости в добывающей скважине 1 и бурение нагнетательной скважины 3 прекращают. Если в процессе бурения забой нагнетательной скважины приблизился к добывающей скважине на расстояние, например, 5-7 м и при этом не образовалась гидравлическая связь между этими скважинами, то осуществляют искусственное образование гидравлической связи, например, путем увеличения в нагнетательной скважине давления промывочной жидкости выше гидростатического. Возможен вариант осуществления искусственного образования гидравлической связи путем проведения гидроразрыва пласта, при этом в качестве жидкости гидроразрыва используют, например, жидкость на углеводородной основе (дизельное топливо и др.).

После бурения запланированного объема нагнетательных и добывающих скважин нагнетательные скважины оснащают паронагнетательными колоннами 4, устанавливают у кровли продуктивного пласта пакер 5 для предотвращения потерь тепла и осуществляют закачку пара по колонне 4. Возможен вариант, когда закачку теплоносителя в нагнетательные скважины осуществляют по обсадной колонне (на схеме не показано).

В добывающие скважины спускают насосное оборудование и оборудование для регистрации температуры по стволу скважины, например, оптоволоконный кабель, термодатчики (на схеме не показано).

Осуществляют нагнетание теплоносителя, например, пара в нагнетательные скважины 3. Пар из каждой скважины движется по наиболее проницаемой зоне - зоне прямой гидравлической связи (см. фиг.11), отдавая тепло и разогревая нефтяной пласт, образуя зону активного нефтеизвлечения, где происходит конденсация пара, смешивание его с нефтью и дальнейшее продвижение водонефтяной эмульсии к призабойной зоне добывающей скважины. Одновременно происходит прогрев призабойной зоны добывающей скважины, частичное проникновение пара в поры и трещины по всей длине нагнетательной скважины.

При достижении температуры пласта в зоне активного нефтеизвлечения до температуры нагнетаемого пара, процесс теплообмена прекращается и происходит прорыв пара в добывающую скважину 1, что фиксируется регистрирующими приборами. Нагнетательную скважину, являющуюся источником прорыва пара, определяют по падению давления пара, подаваемого в данную скважину. После прорыва пара в добывающую скважину, в нагнетательную скважину, являющуюся источником прорыва пара, закачивают изолирующий наполнитель вместе с паром с возможностью образования непроницаемой зоны у забоя скважины, при этом закачку изолирующего наполнителя осуществляют до создания первоначального давления нагнетания пара. В качестве изолирующего наполнителя используют, например, глинистый раствор. Для закачки изолирующего наполнителя проводят подъем паронагнетательной колонны 4. В случае, если паронагнетательная колонна поднята высоко над забоем скважины, для первого цикла закачки изолирующего наполнителя подъем колонны не проводят. В случае, если закачку пара осуществляют по обсадной колонне, то для закачки изолирующего наполнителя осуществляют спуск насосно-компрессорных труб. Изолирующий наполнитель под действием силы тяжести перекрывает забой нагнетательной скважины (см. фиг.12). Созданная в нагнетательной скважине непроницаемая зона у забоя скважины обеспечивает увеличение расстояния между зоной нагнетания и зоной отбора и изменение траектории движения закачиваемого пара. Таким образом, увеличивается радиус охвата пласта тепловым воздействием и вовлекаются в разработку новые участки продуктивного пласта. Возможен вариант, когда закачку изолирующего наполнителя осуществляют без закачки пара. После этого возобновляют закачку пара с давлением не ниже первоначального до образования нового прорыва пара в добывающую скважину от этой нагнетательной скважины. Цикл закачки изолирующего наполнителя в нагнетательную скважину осуществляют после каждого прорыва пара в добывающую скважину. В процессе осуществления способа ведут контроль за режимами работы всех добывающих и нагнетательных скважин и поэтапную закачку изолирующего наполнителя осуществляют в каждую нагнетательную скважину, из которой произошел прорыв пара в добывающую скважину. При каждом цикле закачки изолирующего наполнителя происходит постоянное увеличение расстояния между зоной нагнетания и зоной отбора и, как результат, увеличение зоны охвата пласта тепловым воздействием, то есть осуществляется активный прогрев всей толщины пласта существенно увеличивающий эффективность нефтеизвлечения (см. фиг.13).

После проведения нескольких циклов закачки изолирующего наполнителя уровень его установится в верхней части пласта. После этого ведут нагнетание пара и отбор жидкости до запланированной выработки запасов. При этом темп нагнетания пара в каждую конкретную нагнетательную скважину регулируют по данным, например, термодатчиков, установленных в добывающих скважинах. При прорыве пара от какой-либо нагнетательной скважины темп нагнетания пара в эту скважину снижают до снижения температуры добываемой жидкости ниже температуры конденсации пара.

При разработке многопластового месторождения или слоистой структуре пласта при осуществлении данного способа возможны различные варианты расположения скважин, например, следующие:

- добывающую вертикальную скважину бурят до подошвы нижнего продуктивного пласта или пропластка, при этом в каждом продуктивном пласте или пропластке устанавливают фильтры или перфорируют обсадную колонну, а горизонтальную нагнетательную скважину бурят в направлении подошвы нижнего продуктивного пласта или пропластка, при этом закачиваемый пар распространяется во все вышележащие пласты или пропластки;

- добывающую вертикальную скважину бурят до подошвы нижнего продуктивного пласта или пропластка, при этом в каждом продуктивном пласте или пропластке устанавливают фильтры или перфорируют обсадную колонну, а горизонтальные нагнетательные скважины или боковые горизонтальные стволы (БГС) бурят в каждом изолированном пласте или пропластке;

- горизонтальные добывающие скважины или БГС и горизонтальные нагнетательные скважины или БГС бурят в каждом изолированном пласте или пропластке (см. фиг.9, 10).

Пример конкретного осуществления.

Предлагаемый способ может быть реализован на Лыа-Ельской площади Ярегского месторождения высоковязкой нефти, представленной терригенным неоднородным трещиноватопористым пластом на глубине 200-220 м, толщиной 15 м, с температурой 6-8°С, с давлением 0,4-0,6 МПа, пористостью 26%, проницаемостью 2-3 мкм², вязкостью нефти 12 Па·с. Рассмотрим вариант разбуривания участка залежи, представленный на фиг.7, 8. С поверхности земли бурят добывающую скважину 1, горизонтальную часть ствола которой располагают в нижней части продуктивного пласта 2 (см. фиг.11). Горизонтальную часть ствола обсаживают эксплуатационной колонной ⊘245 мм с последующей ее перфорацией или устанавливают фильтр ⊘178 мм по всей длине. Из скважины 1 после окончания бурения удаляют технологическую жидкость для установления статического уровня равного текущему пластовому давлению. Возможен вариант предварительного прогрева добывающей скважины после вывода ее из бурения. Так, для условий Ярегского месторождения исходя из оптимального расстояния межу нагнетательной и добывающей скважинами, равного 6 м, время предварительного непрерывного прогрева добывающей скважины составляет 100 сут. С периферии участка по обе стороны от добывающей скважины 1 бурят горизонтальные нагнетательные скважины 3, горизонтальные стволы которых длиной 200 м, вскрывающие продуктивный горизонт толщиной 15 м, располагают под нисходящим углом, равным 4 градусам в направлении подошвы пласта к добывающей скважине. В процессе бурения каждой нагнетательной скважины 3 ведут мониторинг положения статического уровня в скважине 1. Бурение нагнетательных скважин 3 ведут до образования прямой гидравлической связи с добывающей скважиной 1. Об образовании гидравлической связи между скважинами судят по изменению высоты статического уровня в добывающей скважине 1. В случае, когда забой нагнетательной скважины 3 в процессе бурения приблизился к горизонтальному стволу скважины 1 на расстояние примерно 6 метров и гидравлическая связь между скважинами 1 и 3 при этом не образовалась, бурение останавливают. Ствол нагнетательной скважины 3 обсаживают эксплуатационной колонной ⊘245 мм до кровли продуктивного пласта, а в интервале продуктивного пласта устанавливают фильтр ⊘178 мм по всей длине. Скважину оборудуют устьевой арматурой и паронагнететельной колонной 4 ⊘89 мм. Конец паронагнетательной колонны располагают на расстоянии 1-2 метра от забоя скважины 3. Путем нагнетания воды в паронагнетательную колонну 4 на устье увеличивают давление в скважине 3 до повышения гидростатического столба жидкости в добывающей скважине 1, что свидетельствует об образовании гидравлической связи между скважинами 1 и 3. В случае, если гидравлическая связь между нагнетательной и добывающей скважинами не образовалась, осуществляют замену воды в паронагнетательной колонне на жидкость на углеводородной основе, например, дизельное топливо и давление нагнетания увеличивают до давления гидроразрыва. Для условий Ярегского месторождения давление гидроразрыва на забое скважины составляет 4,5-5,0 МПа.

Добывающую скважину 1 оборудуют насосным оборудованием для откачки скважинной жидкости. Наиболее приемлемыми для рассматриваемых условий являются центробежные погружные насосы УЭЦН Д175ON.

Затем подают пар в нагнетательные скважины 3. При этом пар прогревает пристволовую часть пласта скважины за счет теплопроводности и двигается в пласте по пути наименьшего сопротивления (по зоне гидравлической связи) в направлении к добывающей скважине 1. В этой зоне образуется активный теплообмен между паром и нефтяным пластом. Отдав тепло, пар конденсируется и в виде жидкости под действием градиента давления направляется к добывающей скважине 1, при этом происходит разогрев и вынос пластовой нефти в скважину 1. Одновременно ведут откачку жидкости из скважины 1 на поверхность. По мере прогрева зоны, по которой фильтруется пластовая жидкость, происходит увеличение температуры пласта. Постепенно температура этой зоны достигает температуры теплоносителя и теплообмен прекращается. В добывающую скважину 1 прорывается пар.

После прорыва пара в скважину 1, что определяют по повышению температуры в скважине и падению давления нагнетания в скважине 3, нагнетание пара в эту скважину прекращают и закачивают в паронагнетательную колонну 4 на устье скважины изолирующий наполнитель (например, глинистый раствор, приготовленный на нефтяной основе) в объеме 300 литров. Введенный раствор под действием силы тяжести по нагнетательной колонне 4 перемещается на забой скважины. После этого нагнетательную колонну приподнимают на 15-20 метров и проводят пробную закачку теплоносителя в скважину 3. Если давление нагнетания пара в первые часы после возобновления закачки не поднялось до уровня первоначального, то проводят повторный цикл остановки закачки пара и осуществляют закачку изолирующего наполнителя. Закачку пара возобновляют при достижении давления нагнетания пара до первоначальной величины. Закачиваемый наполнитель под действием силы гравитации и потока пара попадает к забою скважины 3, изолирует призабойный интервал этой скважины, длиной примерно 10 метров, увеличивая расстояние между нагнетательной скважиной 3 и добывающей 1. При увеличении этого расстояния расширяется зона распространения пара. Нагнетание теплоносителя и отбор жидкости ведут до нового прорыва пара в скважину 1, после чего закачку изолирующего наполнителя повторяют. Таким образом, обеспечивается повышение эффективности нефтеизвлечения путем увеличения зоны охвата пласта тепловым воздействием за счет создания поэтапных ступенчатых непроницаемых зон у забоя нагнетательных скважин, позволяющих последовательно отрабатывать всю толщину пласта.

После проведения нескольких циклов закачки изолирующего наполнителя уровень его установится в верхней части пласта. После этого ведут нагнетание пара и отбор жидкости до запланированной выработки запасов. При этом темп нагнетания пара в каждую конкретную нагнетательную скважину регулируют по данным, например, термодатчиков, установленных в добывающих скважинах. При прорыве пара от какой-либо нагнетательной скважины темп нагнетания пара в эту скважину снижают до снижения температуры добываемой жидкости ниже температуры конденсации пара.

Закачку пара и добычу нефти ведут до экономически выгодного предела.