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

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

Известен способ добычи углеводородов из подземной залежи битуминозного песка или залежи тяжелой нефти, включающий бурение пары скважин, которая состоит из нагнетательной скважины, заканчивающейся в залежи, и добывающей скважины, заканчивающейся в залежи ниже уровня нагнетательной скважины, создание проницаемой зоны между нагнетательной скважиной и добывающей скважиной за счет нагнетания водяного пара в нагнетательную скважину и добывающую скважину, после создания между нагнетательной скважиной и добывающей скважиной проницаемой зоны прекращение подачи пара в добывающую скважину, подача водяного пара только в нагнетательную скважину, а по добывающей скважине извлечение углеводородов (патент Канады №1130201, кл. Е 21 В 43/24, 1982).

Основным недостатком известного способа является недостаточная эффективность нефтеизвлечения, т.к. в условиях послойно- и зонально-неоднородного пласта охват пласта воздействием по вертикали и по площади чрезвычайно мал, что приводит к большой продолжительности охвата всего объема пласта воздействием и низким темпам отбора.

Известен способ эксплуатации двухустьевой горизонтальной скважины, включающий вскрытие продуктивного пласта, насыщенного высоковязкой нефтью или битумом, горизонтальным стволом и его крепление обсадной эксплуатационной колонной, оборудование устья, перфорацию и освоение скважины. После установки оборудования для отбора углеводородов на втором устье скважину осваивают и начинают добычу из устьев и при приближении контура заводнения к месту установки пакера внутритрубное пространство эксплуатационной колонны в интервале установки пакера перекрывают, например, полимерным тампоном, и устье, расположенное на стороне, противоположной направлению перемещения контура заводнения, используют для нагнетания жидкого или газообразного агента для поддержания пластового давления, а противоположное устье - для добычи углеводородов (Патент РФ №2159317, кл. Е 21 В 43/20, опубл. 2000.11.20).

Известный способ обладает низкой эффективностью подъема вязких нефтей или битумов, так как характеризуется дискретным режимом подъема продукции, что связано с использованием естественной энергии пласта.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума, включающий бурение двухустьевой горизонтальной скважины, крепление ее эксплуатационной колонной, протаскиваемой с одного устья по стволу к другому совместно с пакерами для установки последних в кровле продуктивного пласта, подъем и подачу нефти в выкидную линию на одном из устьев скважины. Устьевые участки эксплуатационной колонны соединяют между собой наземным участком в виде дугообразного трубопровода с идентичным внутренним диаметром с образованием замкнутого канала, упомянутый наземный участок которого закрепляют на опорной раме приводного узла. Для этого в эксплуатационной колонне размещают дополнительную колонну, выполняющую функцию насосно-компрессорной трубы в подземной части и имеющую перфорационные каналы для сообщения с продуктивным пластом. В полости дополнительной колонны на равноудаленных расстояниях друг от друга устанавливают систему цилиндрических элементов, соединенных между собой посредством силовых тяг с формированием замкнутой тяговой системы. Участки подземной части колонны насосно-компрессорных труб от устьев скважины до границ перфорационного участка эксплуатационной колонны совместно с упомянутыми цилиндрическими элементами образуют поршневые насосные пары. В процессе эксплуатации осуществляют принудительное перемещение системы цилиндрических элементов с помощью приводного узла с непрерывным последовательным вытеснением нефти из колонны насосно-компрессорных труб посредством упомянутых выше поршневых насосных пар (Патент РФ №2246001, кп. Е 21 В 43/24, опубл. 2005.02.10).

Известный способ не позволяет разрабатывать залежь с высокой нефтеотдачей вследствие малого поступления высоковязких пластовых флюидов в скважину.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяного месторождения, включающий бурение непрерывной (двухустьевой) скважины с образованием ее выходного участка вверх с наклоном от продуктивного пласта до дневной поверхности, установку в пробуренную скважину обсадной колонны, цементирование затрубного пространства по всей длине, перфорирование обсадной колонны в интервале горизонтального участка, установку внутри обсадной трубы насосно-компрессорных труб с центраторами, подачу теплоносителя по колонне насосно-компрессорных труб с входного и выходного участков, отбор продукта по выходному участку при продолжении закачки теплоносителя по входному участку (Патент РФ №2211318, кп. Е 21 В 43/24, опубл. 27.08.2003) - прототип.

Основным недостатком данного способа является недостаточная эффективность нефтеизвлечения, т.к. при закачке пара и одновременном отборе нефти из одной скважины происходят быстрые прорывы пара, а при циклическом воздействии - непроизводительный расход пара на повторный прогрев остывшего продуктивного пласта за период отбора, т.е. большая энергозатратность и, кроме того, низкий охват пласта воздействием.

В предложенном способе решается задача повышения темпа прогрева, увеличения охвата пласта по площади и вертикали, нефтеизвлечения и сокращения энергетических затрат на проведение процесса теплового воздействия.

Задача решается тем, что в способе разработки послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума, включающем строительство многоустьевой горизонтальной скважины, подачу теплоносителя и отбор продукции, согласно изобретению, определяют в залежи продуктивные пласты и глинистые (слабопродуктивные) пропластки, горизонтальный ствол многоустьевой добывающей горизонтальной скважины проводят преимущественно по продуктивному пласту, из этого ствола бурят дополнительные боковые стволы под глинистым (слабопродуктивным) пропластком, выше по вертикали и параллельно многоустьевой добывающей горизонтальной скважине строят многоустьевую нагнетательную горизонтальную скважину, из которой проводят восходящими через глинистый (слабопродуктивный) пропласток дополнительные боковые стволы, натетают теплоноситель в обе скважины и создают проницаемую зону между многоустьевыми горизонтальными скважинами, после создания проницаемой зоны прекращают подачу теплоносителя в многоустьевую добывающую горизонтальную скважину и по многоустьевой добывающей горизонтальной скважине с дополнительными боковыми стволами отбирают продукцию.

При наличии выдержанных по площади глинистых (слабопродуктивных) пропластков из горизонтального ствола многоустьевой добывающей горизонтальной скважины дополнительные боковые стволы бурят восходящими и их заканчивают выше глинистого (слабопродуктивного) пропластка, дополнительно бурят с поверхности вертикальные скважины, проходящие через глинистый (слабопродуктивный) пропласток и заканчивающиеся ниже глинистого (слабопродуктивного) пропластка преимущественно в продуктивном пласте, причем вертикальные скважины используют как в качестве транспортного канала подачи теплоносителя выше залегания глинистого (слабопродуктивного) пропластка, так и для подачи продукции вниз к многоустьевой добывающей горизонтальной скважине.

Признаками изобретения являются:

1. строительство многоустьевой горизонтальной скважины;

2. подача теплоносителя;

3. отбор продукции;

4. определение в залежи продуктивных пластов и глинистых (слабопродуктивных) пропластков;

5. проведение горизонтального ствола многоустьевой добывающей горизонтальной скважины преимущественно по продуктивному пласту;

6. бурение из горизонтального ствола многоустьевой добывающей горизонтальной скважины дополнительных боковых стволов под глинистым (слабопродуктивным) пропластком;

7. выше по вертикали и параллельно многоустьевой добывающей горизонтальной скважине строительство многоустьевой нагнетательной горизонтальной скважины;

8. проведение из многоустьевой нагнетательной горизонтальной скважины восходящими через глинистый (слабопродуктивный) пропласток дополнительных боковых стволов;

9. нагнетание теплоносителя в обе скважины и создание проницаемой зоны между многоустьевыми горизонтальными скважинами;

10. после создания проницаемой зоны прекращение подачи теплоносителя в многоустьевую добывающую горизонтальную скважину и по многоустьевой добывающей горизонтальной скважине с дополнительными боковыми стволами отбор продукции;

11. при наличии выдержанных по площади глинистых (слабопродуктивных) пропластков из горизонтального ствола многоустьевой добывающей горизонтальной скважины бурение дополнительных боковых стволов восходящими и их заканчивание выше глинистого (слабопродуктивного) пропластка;

12. дополнительно бурение с поверхности вертикальных скважин, проходящих через глинистый (слабопродуктивный) пропласток и заканчивающихся ниже глинистого (слабопродуктивного) пропластка преимущественно в продуктивном пласте;

13. использование вертикальных скважин как в качестве транспортного канала подачи теплоносителя выше залегания глинистого (слабопродуктивного) пропластка, так и для подачи продукции вниз к многоустьевой добывающей горизонтальной скважине.

Признаки 1-3 являются общими с прототипом, признаки 4-10 являются существенными отличительными признаками изобретения, признаки 11-13 являются частными признаками изобретения.

Сущность изобретения

Разработка послойно-зонально-неоднородных залежей высоковязкой нефти и природного битума характеризуется низкими охватом пласта по объему, темпом отбора и нефтеизвлечением. Особенно сильный отрицательный эффект оказывает наличие глинистых (слабопродуктивных) пропластков. Задачей предлагаемого изобретения является повышение охвата пласта по объему, увеличение темпов прогрева пласта и отбора продукции и, как следствие, коэффициента нефтеизвлечения. Задача решается следующим образом.

При разработке послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума определяют в залежи продуктивные пласты и глинистые (слабопродуктивные) пропластки. Проводят горизонтальный ствол многоустьевой добывающей горизонтальной скважины преимущественно по продуктивному пласту. Из этого ствола бурят дополнительные боковые стволы под глинистым (слабопродуктивным) пропластком. Выше по вертикали и параллельно многоустьевой добывающей горизонтальной скважине строят многоустьевую нагнетательную горизонтальную скважину, из которой проводят восходящими через глинистый (слабопродуктивный) пропласток дополнительные боковые стволы. Нагнетают теплоноситель в обе скважины и создают проницаемую зону между многоустьевыми горизонтальными скважинами. После создания проницаемой зоны прекращают подачу теплоносителя в многоустьевую добывающую горизонтальную скважину и по многоустьевой добывающей горизонтальной скважине с дополнительными боковыми стволами отбирают продукцию. При наличии выдержанных по площади глинистых (слабопродуктивных) пропластков из горизонтального ствола многоустьевой добывающей горизонтальной скважины дополнительные боковые стволы бурят восходящими и их заканчивают выше глинистого (слабопродуктивного) пропластка. Дополнительно бурят с поверхности вертикальные скважины, проходящие через глинистый (слабопродуктивный) пропласток и заканчивающиеся ниже глинистого (слабопродуктивного) пропластка преимущественно в продуктивном пласте, причем при закачке теплоносителя вертикальные скважины используют как в качестве транспортного канала подачи теплоносителя выше залегания глинистого (слабопродуктивного) пропластка, а при добыче нефти вертикальные скважины используют для подачи продукции из пространства над глинистым (слабопродуктивным) пропластком вниз к многоустьевой добывающей горизонтальной скважине.

На чертеже представлена схема послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума с нагнетательной и добывающей многоустьевыми горизонтальными скважинами с дополнительными стволами.

На послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума выделяют продуктивный пласт (высокопродуктивную зону) 1 и глинистые (слабопродуктивные) пропластки 2. Высокопродуктивная зона 1 характеризуется следующими показателями: проницаемость 0,1-2,0 мкм², пористость 0,15-0,30 д.ед., нефтенасыщенность 0,70-0,90 д.ед. Глинистые (слабопродуктивные) пропластки 2 характеризуются следующими показателями: проницаемость 0,03-0,10 мкм², пористость 0,13-0,19 д.ед., нефтенасыщенность 0,5-0,8 д.ед. Бурят нагнетательную многоустьевую горизонтальную скважину 3 и добывающую многоустьевую горизонтальную скважину 4 с образованием выходных участков вверх с наклоном до дневной поверхности. Добывающую многоустьевую горизонтальную скважину 4 бурят залегающей ниже уровня и параллельно нагнетательной многоустьевой горизонтальной скважины 3. Из горизонтального ствола добывающей многоустьевой горизонтальной скважины 4 бурят дополнительные боковые стволы 5 под глинистым (слабопродуктивным) пропластком 2. Из нагнетательной многоустьевой горизонтальной скважины 3 бурят восходящими через глинистый (слабопродуктивный) пропласток 2 дополнительные боковые стволы 6. Создают проницаемую зону между нагнетательной многоустьевой горизонтальной скважиной 3 и добывающей многоустьевой горизонтальной скважиной 4 за счет нагнетания теплоносителя (пара и/или газа) в нагнетательную многоустьевую горизонтальную скважину 3 и добывающую многоустьевую горизонтальную скважину 4 с входного и выходного участков (с устьев). Теплоноситель по основным горизонтальным стволам поступает в зону между скважинами 3 и 4, по дополнительным боковым стволам 5 добывающей скважины 4 - за пределы распространения глинистых (слабопродуктивных) пропластков 2, а по дополнительным восходящим боковым стволам 6 нагнетательной скважины 3 - выше их. С поверхности бурят вертикальные скважины 7, проходящие через глинистый (слабопродуктивный) пропласток 2 и заканчивающиеся ниже глинистого (слабопродуктивного) пропластка 2 преимущественно в продуктивном пласте 1 в зоне влияния многоустьевой добывающей горизонтальной скважины 4. Вертикальные скважины 7 используют как в качестве транспортного канала подачи теплоносителя выше залегания глинистого (слабопродуктивного) пропластка 2, так и для подачи продукции вниз к многоустьевой добывающей горизонтальной скважине 4. После создания проницаемой зоны между скважинами 3 и 4 осуществляют отбор продукции по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине 4 путем транспортирования ее к поверхности с помощью поршня (насоса) 8 по обсадной колонне, имеющей два выхода на поверхность. Отбор продукции ведут до полной выработки продуктивного пласта 1.

В качестве теплоносителя используют пар и/или углеводородный газ.

Закачиваемый теплоноситель вследствие разности плотностей закачиваемого пара и/или газа и пластовой нефти образует паро(газо)нефтяную ванну, расширяющуюся вверх и вбок. Дополнительные восходящие боковые стволы 6 из натетательной многоустьевой горизонтальной скважины 3 ускоряют процесс охвата послойно-зонально-неоднородного пласта по вертикали и позволяют вовлечь в процесс продуктивные зоны, расположенные выше глинистого (слабопродуктивного) пропластка 2. Дополнительные боковые стволы 5 из добывающей многоустьевой горизонтальной скважины 4 повышают охват по площади, тем самым увеличиваются охват пласта по объему и темп отбора нефти. Происходит ускоренный прогрев пласта 1 по всему объему. После создания прогретой проницаемой зоны теплоноситель подают только в нагнетательную скважину 3. Отбирают продукт по добывающей скважине 4 путем транспортирования ее с помощью поршня (насоса) 8 к поверхности по обсадной колонне, имеющей два выхода на поверхность. Отбор продукции ведут до полной выработки продуктивного пласта 1.

Теплоноситель закачивают при давлении, равном 0,75-0,85 от бокового горного давления. При этом раскрывается часть трещин в пласте. После снятия давления трещины смыкаются, охват пласта 1 паром увеличивается, за счет чего создается обширная проницаемая зона.

При закачке теплоносителя только в нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину 3 степень сухости закачиваемого пара периодически чередуют. Вначале нагнетают пар малой степени сухости, равной 0,3-0,6 д.ед., который при рабочем давлении нагнетания преимущественно поступает в высокопроницаемую часть продуктивного пласта 1, охватывая неравномерно пласт 1. При уменьшении приемистости нагнетательной двухустьевой горизонтальной скважины 2 и доли попутной воды в отбираемой продукции добывающей скважины 4 переходят на закачку пара высокой степени сухости, равной 0,8-0,9 д.ед. Пар высокой степени сухости с большим содержанием газовой фазы внедряется в неохваченные воздействием интервалы пласта 1, тем самым увеличивая охват пласта прогревом. Закачку пара высокой степени сухости прекращают при повышении давления до 2,1 МПа и переходят на закачку пара малой степени сухости пара, который заполняет новые интервалы пласта 1.

В случае применения в качестве рабочего агента газа процесс осуществляют следующим образом. Вначале нагнетают более жирный или обогащенный тяжелыми углеводородами газ, который при рабочем давлении нагнетания преимущественно поступает в высокопроницаемую часть продуктивного пласта 1, охватывая неравномерно пласт 1. При уменьшении приемистости нагнетательной скважины 3 и доли попутной воды в отбираемой продукции добывающей скважины 4 переходят на закачку малой жирности газа (бедных тяжелыми фракциями). Газ малой жирности внедряется в неохваченные воздействием интервалы пласта 1, тем самым выравнивается фронт охвата пласта. Закачку газа малой жирности прекращают при повышении давления до 2,1 МПа и переходят на закачку более жирного газа, который заполняет новые интервалы пласта 1.

В результате добиваются наиболее полной выработки продуктивного пласта 1.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают месторождение высоковязкой нефти. На месторождении имеется высокопродуктивная зона 1 и глинистые (слабопродуктивные) пропластки 2. Высокопродуктивная зона 1 толщиной 20-30 м находится на глубине 90 м с температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0,77 д.ед., пористостью 30%, проницаемостью 1,5 мкм², с нефтью, имеющей плотность 956 кг/м³ и вязкость 30000 мПа·с. Глинистые (слабопродуктивные) пропластки 2 толщиной 2-4 м находятся на глубине 97 м с температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0,50 д.ед., пористостью 18%, проницаемостью 0,1 мкм², с нефтью, имеющей плотность 956 кг/м³ и вязкость 30000 мПа·с.

Бурят пару скважин, которая состоит из нагнетательной многоустьевой горизонтальной скважины 3 длиной 400 м и добывающей многоустьевой горизонтальной скважины 4 длиной 400 м, залегающей в залежи ниже уровня нагнетательной многоустьевой горизонтальной скважины 3 на 5 м. Проводят исследования скважин (например, потокометрии), по данным исследований находят неработающие участки пласта, являющиеся косвенным признаком наличия глинистых (слабопродуктивных) пропластков 2. Затем из горизонтального ствола добывающей двухустьевой горизонтальной скважины 4 бурят дополнительные боковые стволы 5 длиной 75 м под глинистым (слабопродуктивным) пропластком 2. Из горизонтального ствола нагнетательной двухустьевой горизонтальной скважины 2 проводят восходящими через глинистый (слабопродуктивный) пропласток 2 дополнительные боковые стволы 6. По колоннам насосно-компрессорных труб (на чертеже не показаны) с входного и выходного участков скважин 3 и 4 проводят закачку пара при давлении 1,7 МПа, что равно 0,8 от бокового горного давления. При этом пар распределяется по дополнительным боковым 5 и восходящим стволам 3 скважин. Происходит ускоренный прогрев (охват) неоднородного пласта 1. После снятия давления трещины смыкаются, охват пласта 1 паром увеличивается, за счет чего создается обширная проницаемая зона. Далее пар подают только в нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину 3, причем степень сухости закачиваемого пара периодически чередуют. Вначале нагнетают пар малой степени сухости, равной 0,3-0,6 д.ед., который при рабочем давлении нагнетания 0,8 МПа преимущественно поступает в высокопроницаемую часть продуктивного пласта 1, охватывая неравномерно пласт 1. При уменьшении приемистости нагнетательной двухустьевой горизонтальной скважины 2 и доли попутной воды в отбираемой продукции добывающей скважины 4 переходят на закачку пара высокой степени сухости, равной 0,8-0,9 д.ед. Пар высокой степени сухости с большим содержанием газовой фазы внедряется в неохваченные воздействием интервалы пласта 1, тем самым увеличивая охват пласта прогревом. Закачку пара высокой степени сухости прекращают при повышении давления до 2,1 МПа и переходят на закачку пара малой степени сухости пара, который заполняет новые интервалы пласта 1.

В случае применения в качестве рабочего агента газа процесс осуществляют следующим образом. В пласт 1 вначале нагнетают более жирный или обогащенный тяжелыми углеводородами газ, который при рабочем давлении нагнетания 0,8 МПа преимущественно поступает в высокопроницаемую часть продуктивного пласта 1, охватывая неравномерно пласт 1. При уменьшении приемистости нагнетательной скважины 3 и доли попутной воды в отбираемой продукции добывающей скважины 4 переходят на закачку малой жирности газа (бедных тяжелыми фракциями). Газ малой жирности внедряется в неохваченные воздействием интервалы пласта 1, тем самым выравнивается фронт охвата пласта. Закачку газа малой жирности прекращают при повышении давления до 2,1 МПа и переходят на закачку более жирного газа, который заполняет новые интервалы пласта 1.

После создания проницаемой зоны осуществляют отбор продукции по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине 4 путем транспортирования ее к поверхности с помощью поршня (насоса) 8 по обсадной колонне, имеющей два выхода на поверхность. Отбор продукции ведут до полной выработки продуктивного пласта 1.

Благодаря подаче пара и/или газа по многоустьевым добывающей 4 и нагнетательной 3 скважинам, имеющим дополнительные стволы 5 и 6, при давлении, равном или большем бокового горного, ускоряется прогрев (охват) послойно- и зонально-неоднородного пласта 1. Вследствие периодической смены степени сухости подаваемого пара (жирности газа) увеличивается охват пласта 1 воздействием, равномерно вырабатывается пласт 1 и как результат - существенно повышается нефтеизвлечение. Темп отбора битумной нефти за счет ускорения прогрева пласта (охвата пласта) увеличился с 1,3% до 6,0% от извлекаемых запасов нефти, а затраты пара (газа) на прогрев пласта уменьшаются на 40% по сравнению с прототипом.

Сравнение эффективности применения предлагаемого способа приведено в таблице. Из таблицы следует, что предложенный способ позволяет добыть дополнительно 122,3 тыс. т. нефти.

Применение предложенного способа позволит повысить темпы прогрева и отбора, нефтеизвлечение и сократить энергетические затраты на проведение процесса воздействия.