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 способ не предусматривает вариант расположения водонасыщенных зон в начальной части горизонтального ствола примыкающей к началу фильтра - зона «пятки», при условии отсутствия водонасыщенных зон в зоне окончания горизонтального ствола - зоне «носка».

Техническими задачами предлагаемого способа являются расширение функциональных возможностей за счет стабильности водоизолирующего состава при высоких температурах (не менее 180°С), снижение материальных затрат из-за непроизводительной эксплуатации и нагрева водонасыщенных зон пласта за счет их качественной изоляции, сосредоточение депрессии, создаваемой насосом в добывающей скважине, в нефтенасыщенных участках горизонтального ствола, создание локальной гидродинамической связи между скважинами в зоне «носка» и расширение ее вдоль горизонтальных стволов парных скважин.

Поставленная задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами, включающим строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой обсадных колонн с фильтровыми частями в соответствующих горизонтальных участках, прогрев пласта закачкой в обе скважины горячего рабочего агента с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды, проведение исследований для определения водонасыщенных зон, примыкающих к добывающей скважине, после чего в обсадной колонне, примыкающей к водонасыщенным зонам этой скважины, осуществляют перекрытие этих зон водоизолирующим составом, разрушающимся при внешнем воздействии, с последующей технологической выдержкой, закачку вытесняющего агента в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины.

Новым является то, что в качестве водоизолирующего состава применяют термостойкую гелевую композицию, а вытесняющего агента - пар температурой не менее 180°С, определение водонасыщенных зон проводят в добывающей скважине геофизическими исследованиями в два этапа, первый из которых электрический и/или радиоактивный - до начала закачки пара, а второй термометрический - после прогрева пласта до начала добычи продукции, при обнаружении водонасыщенных зон, вскрытых горизонтальным стволом добывающей скважины со стороны устья, и определения крайних верхней и нижней границ этих зон перед закачкой и продавливанием в поровое пространство продуктивного пласта водоизолирующего состава, ближе к забою не менее чем на 15 м относительно нижней границы водонасыщенной зоны устанавливают глухой разбуриваемый пакер, потом ближе к устью не менее чем на 15 м относительно верхней границы водонасыщенной зоны на насосно-компрессорных трубах - НКТ спускают и устанавливают проходной съемный пакер с выходом в межпакерное пространство не менее чем на 3 метра от съемного пакера, закачку водоизолирующего состава производят по НКТ при давлении, не превышающем давление гидроразврыва пласта, после технологической выдержки съемный пакер извлекают вместе с НКТ, а глухой пакер разбуривают вместе с водоизолирующим составом, оставшимся в стволе скважины, после этого в добывающей скважине размещают спускаемый на НКТ насос ниже глубины интервала закачки водоизолирующего состава не менее чем на 50 м, после чего нагнетательную скважину запускают под закачку пара, а добывающую - под отбор продукции.

На фиг. 1 показана схема профиля пары горизонтальных скважин на этапе циркуляции пара в обе скважины.

На фиг. 2 показана схема профиля пары горизонтальных скважин на этапе закачки водоизолирующего состава.

На фиг. 3 показана схема профиля пары горизонтальных скважин на этапе эксплуатации.

Способ осуществляется следующим образом.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами включает строительство в продуктивном пласте 1 (фиг. 1, 2 и 3) горизонтальной добывающей скважины 2 и нагнетательной скважины 3, расположенной выше и параллельно добывающей скважине 2, установку обсадных колонн с щелями - фильтрами (на чертежах показаны условно), проведение первого этапа геофизических исследований (электрические и/или радиоактивные) для определения нефтенасыщенности вдоль ствола добывающей скважины 2, а также определение водонасыщенных зон 4, примыкающих к добывающей скважине 2.

Далее в нагнетательной скважине 3 (фиг. 1) и в добывающей скважине 2 для закачки пара размещают одну или две колонны насосно-компрессорных труб - НКТ 5 и 6 для соответственно, при длине горизонтального ствола скважины более 700 метров - две колонны НКТ, при менее 700 метров - одну колонну НКТ, при этом при использовании двух НКТ 5 и/или 6 (не показано) конец НКТ 5 и/или 6 меньшего диаметра располагают в начале горизонтального ствола, а конец НКТ 5 и/или 6 большего диаметра во второй половине ствола скважины 3 и 2 соответственно. При этом концы колонн НКТ 6 добывающей скважины 2 размещают со смещением по горизонтали относительно концов НКТ 5 нагнетательной скважины 3 не менее чем на 30 м. На условия расположения НКТ 5 и 6 в скважинах 2 и 3 авторы не претендуют.

В обе скважины 2 и 3 через НКТ 5 и 6 закачивают теплоноситель в виде пара температурой не менее 180°С для образования паровой камеры (на чертеже не показана). На месторождениях Татарстана рекомендуемый коэффициент расхода пара на один погонный метр фильтровой части горизонтальных скважин составляет для нагнетательной скважины 3 - 8,3-8,6 т/м, а для добывающей скважины 2 - 6,4-6,6 т/м при давлении, не превышающем давления гидроразрыва покрышки пласта 1. На режимы закачки авторы не претендуют.

После образования паровой камеры (не показана) до начала добычи продукции проводят второй этап геофизических исследований - термометрический со снятием термограммы вдоль ствола добывающей скважины 2 для определения со стороны устья (не показано) как минимум одной водонасыщенной зоны 4 с пониженной температурой прогрева и уточнения крайних верхней и нижней границ этих зон 4, так как после прогрева интервал зоны 4 может измениться за счет тепловых процессов в пласте 1. При обнаружении водонасыщенных зон 4 (фиг. 2) в начальной зоне (со стороны устья) горизонтального ствола добывающей скважины 2 перед закачкой и продавливанием в поровое пространство продуктивного пласта 1 водоизолирующего состава 7 в виде термостойкой гелевой композиции эти зоны 4 в добывающей скважине перекрывают с двух сторон с запасом не менее 15 м пакерами 8 и 9 для обеспечения надежной водоизоляции. При этом первоначально устанавливают ближе к забою не менее чем на 15 м относительно нижней границы водонасыщенной зоны устанавливают глухой разбуриваемый пакер разбуриваемый пакер 8 (например, см. патенты RU №№ 167386, 2128279, 2441973 и т.п.), потом ближе к устью не менее чем на 15 м относительно верхней границы водонасыщенной зоны на насосно-компрессорных трубах - НКТ 6 спускают и устанавливают проходной съемный пакер 9 (например, см. патенты ПМ RU №№164723, 130624 и т.п.) с выходом в межпакерное пространство не менее чем на 3 метра от съемного пакера 9 для закачки водоизолирующего состава 7.

Осуществляют перекрытие этих зон водоизолирующим составом 7 закачкой при давлении, не превышающем давление гидроразврыва пласта, через НКТ 6 в межпакерное пространство, с последующей технологической выдержкой, после закачки водоизолирующего состава 7, продавки его водой и технологической выдержки съемный пакер 9 извлекают вместе с НКТ 6, а глухой пакер 8, установленный ближе к забою, разбуривают вместе с водоизолирующим составом 7 оставшимся в стволе скважины 2. На способы посадки и извлечения пакеров 8 и 9 авторы не претендуют, так как это зависит от конструкции самих пакеров 8 и 9.

После чего в добывающей скважине 2 (фиг. 3) размещают спускаемый на НКТ 6 насос 10 ниже не менее 40 м глубины интервала установки водоизолирующего состава 7. Вдоль всего ствола скважины 2 может быть размещен оптоволоконный кабель (не показан). Нагнетательную скважину 3 запускают под закачку пара через НКТ 5, а добывающую 2 - под отбор продукции насосом 10 по НКТ 6. При этом создаваемая насосом 10 депрессия будет охватывать влиянием всю дренируемую область обсаженного горизонтального ствола скважины 2 за исключение водонасыщенной зоны 4 с проникшим в пласт водоизолирующим составом 7.

Пример конкретного выполнения способа.

На Черемшанском месторождении сверхвязкой нефти, находящемся на глубине 145 м, коллектор - пласт 1 (фиг. 1) представлен неоднородными пластами толщиной около 20 м с наличием водонасыщенных зон, пластовой температурой 8°С и давлением 0,4 МПа, нефтенасыщенностью 0,69 д. ед., пористостью 29 %, проницаемостью 0,321 мкм², плотностью битума в пластовых условиях 958 кг/м³, вязкостью 14860 мПа*с. В пласте 1 пробурили пару горизонтальных скважин: добывающую - 2 и нагнетательную - 3 на расстоянии примерно 5 м друг от друга, длиной 956 м. После строительства скважин провели геофизические исследования (электрические и радиоактивные) для определения нефтенасыщенности вдоль стволов добывающей 2 и нагнетательной 3 скважин, выявили потенциальные водонасыщенные зоны 4, примыкающие к добывающей скважине 2 на глубине 280 м - 550 м. Провели прогрев пласта 1 закачкой пара температурой 210°С в обе скважины 2 и 3 через НКТ 6 и 5, соответственно, с созданием паровой камеры, при этом в верхнюю нагнетательную скважину 3 закачали объем пара 5400 тонн со среднесуточным расходом 120 т/сут, в нижнюю добывающую скважину 2 закачали объем пара 4100 тонн со среднесуточным расходом 90 т/сут. Далее после выдержки на термокапиллярной пропитке на 17 суток провели термобарометрические измерения в добывающей скважине 2 посредством геофизических исследований. По результатам данных исследований повторно уточнили границы зоны 4 с пониженной температурой прогрева, которая расположена в интервале глубин от 283 м до 560 м добывающей скважины 2. Установили в скважине 2 разбуриваемый глухой пакер 8 (фиг. 2) на глубине 583 м, после чего спустили на НКТ 6 съемный пакер 9 на глубине 267 м с НКТ, проходящим в межпакерную зону на 5 м от пакера 9. После чего через НКТ 6 закачали водоизолирующий состав 7 (состоящий из гуаровой камеди, полиакриламида, окиси цинка, ацетата хрома, формалина) посредством установки КУДР-8 в объеме 17 м³, с давлением на устье 45 атм (давление гидроразрыва пласта 1 было определено равным 55 атм), далее закачали 6 м³ чистой воды. После остановки закачки и технологической выдержки (24 ч) снизили давление в НКТ 6, пакер 8 вернули в транспортное положение извлекли на НКТ 6 из скважины 2. Далее разбурили внутрискважинное пространство скважины 2 с водоизолирующим составом 7 и пакером 8.

После этого спустили электроцентробежный насос - ЭЦН 10 (фиг. 3) на НКТ 6 в добывающую скважину 2 на глубину 715 м, а также оптиковолоконный кабель для контроля динамики температуры вдоль ствола скважины 2, и начали отбор продукции. А в нагнетательную скважину 3 закачивали пар со среднесуточным расходом 100-110 т/сут. После 5 месяцев эксплуатации и установления устойчивой термогидродинамической связи между скважинами 2 и 3, характеризующейся повышением температуры добываемой жидкости, а также повышением термограммы вдоль ствола добывающей скважины 2, обводненность составила 86-88 %, дебит по нефти - 19-22 т/сут.

Предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами позволяет расширить функциональные возможности за счет стабильности водоизолирующего состава при высоких температурах (не менее 180°С), снизить материальные затраты из-за непроизводительной эксплуатации водонасыщенных зон пласта за счет их качественной изоляции, сосредоточить депрессию, создаваемую насосом в добывающей скважине, в нефтенасыщенных участках горизонтального ствола.