Способ разработки массивно-пластовых залежей с высоковязкой нефтью
METHOD FOR DEVELOPMENT OF MASS-RESERVOIR DEPOSITS WITH HIGH VISCOUS OIL

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к тепловым способам разработки массивно-пластовых залежей с высоковязкой нефтью.
Известен способ разработки нефтяных залежей, включающий бурение вертикальных и горизонтальных скважин, расположенных перпендикулярно друг другу. Отбор нефти на начальном этапе осуществляют через все вертикальные и горизонтальные скважины. Затем при снижении пластового давления осуществляют закачку рабочего агента - пластовой воды в одну из горизонтальных скважин до достижения рабочим агентом других перпендикулярно расположенных горизонтальных скважин. Далее, перпендикулярно расположенные горизонтальные скважины используют для циклической закачки рабочего агента, а отбор нефти осуществляют через вертикальные скважины (Патент RU №2166070 от 29.08.2000, МПК: Е21В 43/20).
Однако данный способ не может быть использован при термическом воздействии на массивно-пластовые залежи с высоковязкой нефтью, так как перпендикулярные горизонтальные скважины расположены в одной горизонтальной плоскости, и при закачке рабочего агента последний быстро прорвется во все соседние горизонтальные и вертикальные скважины по разбуренному пласту без осуществления полезной работы по вытеснению нефти из ниже- и вышележащих пластов.
Также известен способ разработки массивно-пластовых залежей с высоковязкой нефтью, включающий выделение в разрезе залежи ступеней с одинаковой толщиной, бурение пар встречных добывающих и горизонтальных нагнетательных скважин, расположенных рядами, при этом добывающие скважины располагают ниже нагнетательных скважин, закачку теплоносителя в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин. Причем горизонтальные нагнетательные скважины бурят в нижней части нечетных ступеней. Добывающие скважины бурят в четных ступенях наклонно-направленными по нисходящей траектории, при этом «пятку» каждой добывающей скважины располагают в верхней части четных ступеней, а «носок» каждой добывающей скважины располагают в нижней части четных ступеней под «пяткой» каждой следующей в ряду нагнетательной скважины. (Патент RU №2580339 от 09.12.2014, МПК: Е21В 43/24).
Недостатком данного способа является неравномерный охват пластов тепловым воздействием по горизонтали.
Наиболее близким по технической сущности, принятый авторами за прототип является способ разработки массивно-пластовых залежей высоковязкой нефти, включающий выделение по толщине залежи верхней зоны для нагнетания теплоносителя и нижележащей зоны для отбора нефти, бурение рядов вертикальных скважин, горизонтальных нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин, расположенных ниже нагнетательных скважин, закачку теплоносителя в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин, при этом вертикальные добывающие и нагнетательные скважины в рядах располагают поочередно. Из вертикальных добывающих скважин высоковязкую нефть отбирают до прорыва в них теплоносителя из горизонтальных нагнетательных скважин, после чего закачку теплоносителя в вертикальные нагнетательные скважины прекращают и переводят их в добывающие, а те добывающие скважины, в которые прорвался теплоноситель, переводят в нагнетательные скважины. В дальнейшем, при прорыве теплоносителя из горизонтальных нагнетательных скважин в вертикальные добывающие скважины, переведенные ранее из нагнетательных скважин, производят обратную замену по переводу вертикальных нагнетательных скважин в добывающие скважины, а вертикальные добывающие - в нагнетательные, и цикл повторяют до полной выработки призабойных зон вертикальных и горизонтальных скважин (Патент RU №2368767 от 31.03.2008, МПК: Е21В 43/24).
Недостатком данного способа является снижение нефтеотдачи пластов залежи за счет короткого рентабельного срока эксплуатации горизонтальных добывающих скважин из-за преждевременного прорыва в них пароконденсата, так как при параллельном расположении горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин между ними быстро устанавливается гидродинамическая связь по вертикали.
Вместе с тем, снижается коэффициент эксплуатации вертикальных скважин при переводе их из нагнетательных в добывающие, так как требуется длительное время для естественного охлаждения их забоев до безопасной температуры работы внутрискважинного насосного оборудования. При этом под действием знакопеременных термобарических нагрузок, возникающих при смене режимов работы с нагнетания теплоносителя на добычу нефти и наоборот, сокращается долговечность работы вертикальных скважин в результате разгерметизации цементной крепи и выхода на поверхность эксплуатационной колонны.
Технической задачей заявленного способа является увеличение нефтеотдачи пластов массивно-пластовой залежи с высоковязкой нефтью за счет продления рентабельного периода эксплуатации пологовосходящих и вертикальных добывающих скважин и увеличения долговечности их работы в результате использования стабильных термобарических режимов эксплуатации при одновременной интенсификации теплового воздействия за счет регулирования и активизации тепловых потоков и фильтрационных потоков нефти во всем объеме залежи.
Поставленная задача достигается тем, что в заявленном способе разработки массивно-пластовых залежей с высоковязкой нефтью осуществляют выделение по толщине залежи с высоковязкой нефтью верхней зоны для нагнетания теплоносителя и нижележащей зоны для отбора нефти, бурение рядов вертикальных добывающих скважин, горизонтальных нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин, расположенных ниже нагнетательных скважин, закачку теплоносителя в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин.
Существенными отличительными признаками заявленного способа являются:
- бурят горизонтальные нагнетательные скважины навстречу друг другу в шахматном порядке между рядами вертикальных скважин,
- бурят горизонтальные добывающие скважины в виде пологовосходящих перпендикулярно горизонтальным нагнетательным скважинам и также размещают навстречу друг другу в шахматном порядке между рядами добывающих вертикальных скважин,
- размещают «пятки» всех пологовосходящих добывающих скважин у подошвы залежи, а «носки» всех пологовосходящих добывающих скважин - у кровли зоны для отбора нефти,
- перфорируют все вертикальные добывающие скважины по всей толщине залежи,
- выделяют по длине горизонтальных нагнетательных скважин участки сближения этих скважин с верхними половинами-«хвостами» пологовосходящих добывающих скважин и перфорируют интервалы горизонтальных нагнетательных скважин вне участков сближения скважин,
- перфорируют верхние половины-«хвосты» всех пологовосходящих добывающих скважин,
- осуществляют закачку теплоносителя в горизонтальные нагнетательные скважины, при этом на начальной стадии закачки теплоносителя отбор нефти из пологовосходящих и вертикальных добывающих скважин осуществляют с одинаковым темпом,
- ограничивают темп отбора нефти из пологовосходящих добывающих скважин при прорыве в них пароконденсата и увеличивают темп отбора нефти из вертикальных добывающих скважин, сохраняя общий первоначальный темп отбора нефти из залежи,
- изолируют все интервалы перфорации в верхних половинах-«хвостах» пологовосходящих добывающих скважин после снижения дебита нефти в этих скважинах ниже рентабельного уровня, а также наиболее обводненные интервалы перфорации в нижних половинах по толщине залежи вертикальных добывающих скважин,
- перфорируют нижние половины стволов пологовосходящих добывающих скважин и участки сближения горизонтальных нагнетательных скважин, ранее невскрытые перфорацией, и продолжают отбор нефти с одинаковым темпом через нижние половины пологовосходящих добывающих скважин и через верхние половины по толщине залежи вертикальных добывающих скважин,
- ограничивают темп отбора нефти из пологовосходящих добывающих скважин при прорыве в них пароконденсата и увеличивают темп отбора нефти из вертикальных добывающих скважин, сохраняя общий первоначальный темп отбора нефти из залежи,
- отбор нефти из пологовосходящих и вертикальных добывающих скважин ведут до снижения их дебита нефти ниже рентабельного уровня.
Во всех вертикальных и пологовосходящих добывающих скважинах перфорацию осуществляют по всей толщине вскрытых ими продуктивных пластов залежи, а в горизонтальных нагнетательных скважинах - во всех вскрытых их горизонтальной частью продуктивных пластах.
Под рентабельным уровнем дебита нефти во всех вертикальных и пологовосходящих добывающих скважинах принимают дебит нефти, при котором обводненность добываемой продукции этих скважин не превышает 98%.
При дальнейшем описании заявленного способа вместо термина «теплоноситель» использован термин «пар». Под термином «нефть» в описании заявленного способа подразумевают, как безводную нефть, так и жидкость, представляющую собой нефть с пароконденсатом и пластовыми водами, добываемую на разных стадиях разработки залежи.
Указанная совокупность существенных признаков обеспечивает возможность регулирования работы добывающих и нагнетательных скважин по всему разрезу залежи. При этом на начальном этапе разработки происходит интенсивный разогрев нефти в верхней половине залежи, причем поинтервальное перфорирование горизонтальных нагнетательных скважин, вне участков сближения этих скважин с верхними половинами-«хвостами» пологовосходящих добывающих скважин, позволяет синхронизировать продвижение теплового фронта от всех горизонтальных нагнетательных скважин к верхним половинам-«хвостам» встречных пологовосходящих добывающих скважин. Вместе с тем, отбор нефти только из верхних половин-«хвостов» пологовосходящих добывающих скважин и вертикальных добывающих скважин способствует формированию многочисленных фильтрационных потоков между нагнетательными и добывающими скважинами, как в вертикальном направлении за счет эффекта термогравитационного дренирования пластов, так и в горизонтальном направлении за счет создания депрессии у забоев вертикальных добывающих скважин и дополнительного воздействия вытесняющих сил со стороны горизонтальных нагнетательных скважины на образующуюся паровую камеру за счет непрерывно закачиваемого пара. При прорыве пароконденсата в верхние половины-«хвосты» пологовосходящих добывающих скважин увеличивают отбор нефти из вертикальных добывающих скважин, активизируя движение фильтрационных потоков к этим скважинам, при этом основная выработка запасов нефти происходит из средней части залежи, где расположены верхние половины-«хвосты» встречных пологовосходящих добывающих скважин, к которым притекает разогретая нефть из верхней части залежи - зоны нагнетатения теплоносителя. После снижения дебита нефти в верхних половинах-«хвостах» пологовосходящих добывающих скважин ниже рентабельного уровня изолируют в них все интервалы перфорации, а также наиболее обводненные интервалы перфорации в нижних половинах по толщине залежи вертикальных добывающих скважин. Последующая перфорация нижних половин стволов пологовосходящих добывающих скважин и дополнительная перфорация ранее невскрытых участков сближения горизонтальных нагнетательных скважин активизирует прогрев продуктивных пластов и стимулирует отбор из них нефти в нижней части залежи. Заявленный способ, обеспечивая стабильные термобарические режимы работы всех типов скважин и возможность регулирования движения тепловых потоков по всему разрезу залежи, позволяет увеличить охват продуктивных пластов залежи тепловым воздействием, а возможность активизации фильтрационных потоков нефти по всему разрезу залежи в процессе осуществления способа,- способствует продлению периода рентабельной эксплуатации пологовосходящих и вертикальных добывающих скважин и увеличению нефтеотдачи пластов залежи.
Указанная совокупность существенных признаков неизвестна нам из уровня техники, поэтому, мы считаем, что заявленный способ является новым. Отличительные признаки заявленного способа являются неочевидными для среднего специалиста в данной области. В связи с этим, мы считаем, что заявленный способ соответствует критерию «изобретательный уровень».
Заявленный способ промышленно применим, так как имеющееся оборудование и технология, разработанная нами, позволяют реализовать его в полном объеме.
На фиг. 1 показан вариант вскрытия массивно-пластовой залежи с высоковязкой нефтью толщиной 100 м, вид сверху; на фиг. 2 показан вариант вскрытия массивно-пластовой залежи с высоковязкой нефтью толщиной 100 м, вид сбоку; на фиг. 3 показан вариант вскрытия массивно-пластовой залежи с высоковязкой нефтью толщиной 150 м, вид сверху; на фиг. 4 показан вариант вскрытия массивно-пластовой залежи с высоковязкой нефтью толщиной 150 м, вид сбоку; на фиг. 5 представлена выгрузка из секторной геолого-гидродинамической модели в аксонометрической проекции, демонстрирующая траектории скважин, расположенных по схеме заявляемого способа при толщине залежи 100 м; на фиг. 6 представлена выгрузка из секторной геолого-гидродинамической модели в аксонометрической проекции, демонстрирующая траектории скважин, расположенных по схеме заявляемого способа при толщине залежи 150 м; на фиг. 7 представлена схема распространения паровой камеры в соответствии со способом по патенту №2580339 - аналогу (расчетный вариант 1), на фиг. 8 представлена схема распространения паровой камеры в соответствии со способом по патенту №2368767 - прототипу (расчетный вариант 2), на фиг. 9 представлена схема распространения паровой камеры по заявляемому способу при вскрытии верхних половин-«хвостов» пологовосходящих добывающих скважин и вертикальных добывающих скважин по всей толщине залежи (расчетный вариант 3); на фиг. 10 представлена схема распространения паровой камеры по заявляемому способу при изоляции перфорационных отверстий верхних половин-«хвостов» пологовосходящих добывающих скважин и наиболее обводненных интервалов перфорации в нижних половинах по толщине залежи вертикальных добывающих скважин (расчетный вариант 3); на фиг. 11 представлена выгрузка из секторной геолого-гидродинамической модели в виде линий тока, характеризующих распределение фильтрационных потоков между нагнетательными и добывающими скважинами по расчетному варианту 1, соответствующая схеме на фиг. 7; на фиг. 12 представлена выгрузка из секторной геолого-гидродинамической модели в виде линий тока, характеризующих распределение фильтрационных потоков между нагнетательными и добывающими скважинами по расчетному варианту 2, соответствующая схеме на фиг. 8; на фиг. 13 представлена выгрузка из секторной геолого-гидродинамической модели в виде линий тока, характеризующих распределение фильтрационных потоков между нагнетательными и добывающими скважинами по заявляемому способу при вскрытии верхних половин-«хвостов» пологовосходящих добывающих скважин и вертикальных добывающих скважин по всей толщине залежи (расчетный вариант 3), соответствующая схеме на фиг. 9; на фиг. 14 представлена выгрузка из секторной геолого-гидродинамической модели в виде линий тока, характеризующих распределение фильтрационных потоков между нагнетательными и добывающими скважинами по заявляемому способу при изоляции перфорационных отверстий верхних половин-«хвостов» пологовосходящих добывающих скважин и наиболее обводненных интервалов перфорации в нижних половинах по толщине залежи вертикальных добывающих скважин (расчетный вариант 3), соответствующая схеме на фиг. 10; на фиг. 15 представлена выгрузка из секторной геолого-гидродинамической модели, показывающая распределение температуры в градусах Цельсия по разрезу залежи по патенту №2580339 - аналогу (расчетный вариант 1), соответствующая схеме на фиг. 7; на фиг. 16 представлена выгрузка из секторной геолого-гидродинамической модели, показывающая распределение температуры в градусах Цельсия по разрезу залежи по патенту №2368767 - прототипу (расчетный вариант 2), соответствующая схеме на фиг. 8; на фиг. 17 представлена выгрузка из модели, показывающая распределение температуры в градусах Цельсия по разрезу залежи по заявленному способу (расчетный вариант 3), соответствующая схеме на фиг. 9; на фиг. 18 представлена выгрузка из секторной геолого-гидродинамической модели, показывающая распределение температуры в градусах Цельсия по разрезу залежи по заявленному способу (расчетный вариант 3), соответствующая схеме на фиг. 10; на фиг. 19 представлена выгрузка из секторной геолого-гидродинамической модели, показывающая распределение температуры в градусах Цельсия на виде сверху по патенту №2580339 - аналогу (расчетный вариант 1), соответствующая схеме на фиг. 7; на фиг. 20 представлена выгрузка из секторной геолого-гидродинамической модели, показывающая распределение температуры в градусах Цельсия на виде сверху по патенту №2368767 - прототипу (расчетный вариант 2), соответствующая схеме на фиг. 8; на фиг. 21 представлена выгрузка из модели, показывающая распределение температуры в градусах Цельсия на виде сверху по заявленному способу (расчетный вариант 3), соответствующая схеме на фиг. 9; на фиг. 22 представлена выгрузка из секторной геолого-гидродинамической модели, показывающая распределение температуры в градусах Цельсия соответственно на виде сверху по заявленному способу (расчетный вариант 3), соответствующая схеме на фиг. 10; на фиг. 23 показаны графики изменения нетфеотдачи пластов залежи во времени для трех указанных расчетных вариантов.
Заявленный способ реализуют следующим образом.
Разбуривают участок массивно-пластовой залежи высоковязкой нефти, вертикальными добывающими скважинами 1 (см. фиг. 1-4) по одной из известных равномерных квадратных сеток с редкой или средней плотностью на всю толщину залежи 2, отбирают керн, проводят геофизические и гидродинамические исследования, устанавливают наличие и активность подошвенной водоносной области, перфорируют вертикальные скважины 1 по всей толщине вскрытых ими продуктивных пластов залежи 2 и осуществляют их пробную эксплуатацию, при этом условно выделяют по толщине залежи верхнюю зону 3 для нагнетания пара и нижележащую зону 4 для отбора нефти.
В случае, если толщина массивно-пластовой залежи составляет примерно 100 м, залежь условно делят на верхнюю зону 3 для нагнетания пара и нижележащую зону 4 для отбора нефти в соотношении 1/2 и 1/2 (см. фиг. 1-2). В случае, если толщина массивно-пластовой залежи составляет более 100 м, залежь условно делят на верхнюю зону 3 для нагнетания пара и нижележащую зону 4 для отбора нефти в соотношении 1/3 и 2/3 (см. фиг. 3-4).
Осуществляют пробную эксплуатацию вертикальных скважин 1 посредством отбора из них нефти на естественном режиме и прекращают отбор нефти при снижении пластового давления до давления, близкого к давлению насыщения нефти газом (на 10% выше давления насыщения нефти газом). Используя результаты бурения, исследования и пробной эксплуатации вертикальных добывающих скважин, строят и адаптируют секторную геолого-гидродинамическую модель участка залежи.
Бурят горизонтальные нагнетательные скважины 5 и 6 навстречу друг другу в шахматном порядке между рядами вертикальных добывающих скважин 1 в разных вертикальных плоскостях в условной верхней зоне 3 для нагнетания пара в целях уплотнения исходной сетки скважин участка залежи, при этом все горизонтальные скважины бурят параллельными друг другу. Оптимальную траекторию бурения горизонтальных нагнетательных скважин определяют на основе адаптированной секторной геолого-гидродинамической модели участка залежи, а также устанавливают оптимальное расстояние между горизонтальными нагнетательными скважинами и кровлей залежи для минимизации потерь пара во вмещающие породы, расположенные над кровлей залежи.
Бурят по оптимальным траекториям, также определенным при помощи адаптированной секторной геолого-гидродинамической модели участка залежи, пологовосходящие добывающие скважины 7 и 8 тоже в целях уплотнения исходной сетки скважин участка залежи перпендикулярно горизонтальным нагнетательным скважинам 5 и 6 и размещают навстречу друг другу в шахматном порядке между рядами вертикальных добывающих скважин 1 в разных вертикальных плоскостях, при этом «пятки» всех пологовосходящих добывающих скважин 7 и 8 размещают у подошвы залежи 2. «Носки» всех пологовосходящих добывающих скважин 7, 8 размещают у кровли (позицией и надписью не обозначено) нижележащей зоны 4 для отбора нефти. При вскрытии массивно-пластовой залежи с высоковязкой нефтью более 100 м разбуривание залежи осуществляют удлиненными пологовосходящими добывающими скважинами 7 и 8. При этом «пятки» пологовосходящих скважин смещают относительно соседней параллельной пологовосходящей скважины вдоль рядов вертикальных скважин с возможностью образования в соседнем элементе разбуривания, в одном межрядье вертикальных скважин, одной пологовосходящей скважины, а также верхней половины-«хвоста» соседней пологовосходящей скважины. Возможен вариант размещения траекторий таких удлиненных скважин как в одной вертикальной плоскости с расстоянием по вертикали между траекториями примерно 50 м, так и вариант размещения траекторий в разных вертикальных плоскостях с расстоянием по горизонтали между траекториями от 30 м до 50 м (см. фиг. 3, 4, 6).
Таким образом, верхние половины-«хвосты» всех пологовосходящих добывающих скважин 7 и 8 условно, визуальными перекрестиями на виде сбоку, (см. фиг. 2, 4), делят нижележащую зону 4 отбора нефти на среднюю часть (позицией не показано), где располагаются только верхние половины-«хвосты» всех пологовосходящих добывающих скважин 7 и 8 и нижнюю часть, где располагаются только нижние половины всех пологовосходящих добывающих скважин 7 и 8.
Выделяют по длине горизонтальных нагнетательных скважин 5 и 6 участки сближения этих скважин с верхними половинами-«хвостами», пологовосходящих добывающих скважин 7 и 8 и перфорируют интервалы горизонтальных нагнетательных скважин во всех вскрытых их горизонтальной частью продуктивных пластах залежи 2 вне участков сближения скважин для предотвращения преждевременных прорывов пара в пологовосходящие добывающие скважины. Каждая горизонтальная нагнетательная скважина 5 и 6, при виде сверху (см. фиг. 1, 3), условно перекрещивается с пологовосходяшими добывающими скважинами 7 и 8 в участках сближения скважин.
При разбуривании залежи толщиной около 100 м каждая горизонтальная нагнетательная скважина условно перекрещивается с одной пологовосходящей добывающей скважиной, при этом можно определить расстояние, например, 9 по вертикали на участке сближения между горизонтальной скважиной, например, 6 и верхней половиной-«хвостом» пологовосходящей добывающей скважины 7, а также расстояние 10 на участке сближения между скважинами 5 и 8 (см. фиг. 2). Над каждым таким участком сближения в горизонтальных скважинах расположен неперфорируемый участок, соответственно 11 и 12 (см. фиг. 1).
При разбуривании залежи толщиной более 100 м удлиненными пологовосходящими скважинами каждая горизонтальная нагнетательная скважина условно перекрещивается с двумя встречными пологовосходящими добывающими скважинами. При этом можно выделить минимальное расстояние 13 по вертикали в участке сближения между горизонтальной нагнетательной скважиной, например, 6 и верхней половиной-«хвостом» пологовосходящей добывающей скважины 7, то есть с ближней пологовосходящей скважиной 7, а также максимальное расстояние 14 по вертикали в участке сближения между горизонтальной нагнетательной скважиной 6 и верхней половиной-«хвостом» встречной пологовосходящей добывающей скважины 8, то есть удаленной встречной пологовосходящей добывающей скважиной 8, пробуренной в соседнем ряду между вертикальными добывающими скважинами (см. фиг. 4). Таким образом, в участках сближения каждой горизонтальной нагнетательной скважины 5 и 6 с верхними половинами-«хвостами» встречных пологовосходящих добывающих скважин 7 и 8 расположены неперфорируемые участки 15 и 16. (см. фиг. 3). Длину неперфорируемых участков горизонтальных нагнетательных скважин в участках сближения с верхними половинами-«хвостами» пологовосходящих добывающих скважин определяют следующим образом. Если горизонтальная нагнетательная скважина имеет два участка сближения с верхними половинами-«хвостами» встречных пологовосходящих добывающих скважин (см. фиг. 3-4), то принимают длину неперфорируемого участка 15 горизонтальной нагнетательной скважины 6 над участком сближения с ближней верхней половиной-«хвостом» пологовосходящей добывающей скважины 7 равной расстоянию не более удвоенного расстояния 14 по вертикали между этой горизонтальной скважиной и удаленной верхней половиной-«хвостом» встречной пологовосходящей скважины 8. Длину неперфорируемого участка 16 горизонтальной нагнетательной скважины 6 над участком сближения с удаленной верхней половиной-«хвостом» встречной пологовосходящей добывающей скважины 8 принимают равной расстоянию не более удвоенного расстояния 13 по вертикали между этой горизонтальной нагнетательной скважиной 6 и ближней верхней половиной-«хвостом» встречной пологовосходящей добывающей скважины 7. Таким образом, длина неперфорируемого участка 15 горизонтальной нагнетательной скважины 6 на участке сближения с ближней верхней половиной-«хвостом» пологовосходящей добывающей скважиной 7 больше, чем длина неперфорируемого участка 16 в участке сближения этой горизонтальной нагнетательной скважины 6 с удаленной верхней половиной-«хвостом» встречной пологовосходящей добывающей скважины 8, что позволяет синхронизировать процессы продвижения теплового фронта к пологовосходящим добывающим скважинам.
Учитывая, что вариант разбуривания залежи толщиной 100 м (фиг. 1-2) является частным случаем варианта разбуривания залежи толщиной более 100 м (фиг. 3-4), то расстояния 9, 10 по вертикали между горизонтальными нагнетательными скважинами 5, 6 и верхними половинами-«хвостами» пологовосходящих скважин 7-8 равны расстоянию 13 на фиг. 3-4. Соответственно, длина неперфорируемых участков 11 и 12 горизонтальных нагнетательных скважин на фиг. 1-2 равна длине неперфорируемого участка 15 горизонтальных нагнетательных скважин на фиг. 3-4.
Далее перфорируют верхние половины-«хвосты» всех пологовосходящих добывающих скважин 7, 8 по всей толщине вскрытых ими продуктивных пластов залежи 2. Осуществляют закачку пара в горизонтальные нагнетательные скважины 5 и 6, при этом на начальной стадии закачки пара отбор нефти из вертикальных 1 и верхних половин-хвостов пологовосходящих добывающих скважин 7 и 8 осуществляют с одинаковым темпом. За счет непрерывно закачиваемого пара паровая камера постоянно расширяется. На границе паровой камеры пар конденсируется, после чего под действием сил гравитации, а также за счет создания депрессии у забоев вертикальных скважин 1 образовавшийся пароконденсат «стекает» вместе с разогретой нефтью к добывающим скважинам. При прорыве пароконденсата в верхние половины-«хвосты» пологовосходящих добывающих скважин 7 и 8 ограничивают темп отбора нефти их этих скважин и увеличивают темп отбора нефти из вертикальных добывающих скважин 1, сохраняя общий первоначальный темп отбора нефти из залежи, активизируя движение фильтрационных потоков к вертикальным скважинам. После снижения дебита нефти в пологовосходящих 7 и 8 добывающих скважинах через верхние половины-«хвосты» ниже рентабельного уровня изолируют все интервалы перфорации в верхних половинах-«хвостах» пологовосходящих добывающих скважин 7 и 8 и наиболее обводненные интервалы перфорации в нижних половинах по толщине залежи вертикальных добывающих скважин 1. Перфорируют нижние половины стволов пологовосходящих добывающих скважин 7 и 8 и участки горизонтальных нагнетательных скважин, ранее невскрытые перфорацией: 11 и 12 на фиг. 1 и 15-16 на фиг. 3, и продолжают отбор нефти с одинаковым темпом через нижние половины пологовосходящих добывающих скважин 7 и 8 и через перфорационные отверстия в верхней половине по толщине залежи вертикальных добывающих скважин 1. При прорыве пароконденсата в пологовосходящие добывающие скважины 7 и 8 через нижние половины ограничивают темп отбора нефти из этих скважин и увеличивают темп отбора нефти из вертикальных добывающих скважин 1 через верхние половины по толщине залежи, активизируя обор нефти из верхней части залежи, при этом сохраняют общий первоначальный темп отбора нефти из залежи. На этой стадии возможен вариант осуществления способа с ограничением темпа закачки пара в горизонтальные нагнетательные скважины. Отбор нефти из пологовосходящих и вертикальных добывающих скважин ведут до снижения их дебита ниже рентабельного уровня. Схемы распространения паровых камер по известным способам и заявленному способу визуализированы авторами на фиг. 7-10. Учитывая расположение горизонтальных нагнетательных скважин и добывающих скважин и соответствующий им характер распространения теплового фронта в пласте, объем паровой камеры в заявленном способе значительно больше, чем в известных способах, при этом максимальное увеличение охвата пласта тепловым воздействием достигается после изоляции верхних половин-«хвостов» пологовосходящих добывающих скважин и изоляции нижних половин вертикальных добывающих скважин, когда тепловой фронт расширяется и достигает новых участков залежи, а именно нижних половин пологовосходящих скважин и верхних половин вертикальных скважин. Такое увеличение охвата пластов тепловым воздействием обеспечивается в том числе и за счет доперфорации ранее невскрытых участков горизонтальных нагнетательных скважин (см. фиг. 10).
Заявленный способ может быть реализован, например, на пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения, которая расположена в интервале абсолютных глубин от (-950) м до (-1500) м и имеет вязкость пластовой нефти около 700 мПа*с. По своему геологическому строению залежь является массивно-пластовой, то есть в ее разрезе по результатам детальной корреляции скважин и типизации отобранного керна выделяются отдельные продуктивные пласты, но которые благодаря своей развитой вертикальной трещиноватости образуют единый карбонатный массив.
Рассмотрим вариант разработки участка залежи в ее неразбуренной зоне с толщиной пластов от кровли до водонефтяного контакта (ВНК), равной 150 м, согласно заявленному способу. Абсолютная глубина кровли залежи на этом участке расположена на отметке 1160 м. Абсолютная глубина ВНК составляет 1310 м. Площадь участка равна 100 га. Конструкция вертикальных добывающих скважин может быть, например, следующей: направление: диаметр - 426 мм, длина - 30 м. Кондуктор: диаметр - 324 мм, длина - 450 м. Техническая колонна: диаметр - 245 мм, длина - 1300 м. Эксплуатационная колонна: диаметр - 168 мм, длина - 1500 м. После обсадки вертикальные скважины цементируют с подъемом цемента до устья. Для добычи нефти вертикальные скважины оборудуют устьевой арматурой и спускают в них глубинно-насосное оборудование.
Конструкция горизонтальных нагнетательных скважин может быть, например, следующей: направление: диаметр - 426 мм, длина - 30 м. Кондуктор: диаметр - 324 мм, длина - 450 м. Техническая колонна: диаметр - 245 мм, длина - 1300 м. Эксплуатационная колонна: диаметр - 178 мм, длина - 2000 м. После обсадки нагнетательные скважины цементируют с подъемом цемента до устья. Для закачки пара нагнетательные скважины оборудуют термостойкой устьевой арматурой и спускают в них термопакер и термоизолированную колонну лифтовых труб. Термопакер устанавливают, например, над кровлей продуктивного пласта залежи. Устьевые рабочие параметры закачиваемого в нагнетательные скважины пара могут быть, например, следующими: температура - 300-310°С, давление - 8,5-10 МПа, степень сухости - 70-80%.
Основное отличие в конструкции пологовосходящих добывающих скважин от конструкции горизонтальных нагнетательных скважин заключается в том, что длина эксплуатационной колонны пологовосходящих скважин может достигать 3000 м, в случае, если они являются удлиненными. В остальном конструкции обоих типов скважин совпадают. После обсадки пологовосходящие добывающие скважины также цементируют с подъемом цемента до устья, а для добычи нефти - оборудуют устьевой арматурой и спускают глубинно-насосное оборудование.
Возможен вариант установки как в пологовосходящих добывающих, так и в горизонтальных нагнетательных скважинах вспомогательных статических или динамических устройств контроля притока или приемистости, обеспечивающих выравнивание депрессии или репрессии на пласт в пологой и горизонтальной части стволов этих скважин, а также распределенных датчиков контроля забойных температуры и давления.
Расстояние по горизонтали между тремя рядами вертикальных добывающих скважин на рассматриваемом участке залежи не превышает 500 м. Абсолютная глубина расположения двух горизонтальных нагнетательных скважин составляет 1185 м. Минимальное расстояние по вертикали на участке сближения между горизонтальной нагнетательной скважиной и верхней половиной-«хвостом» пологовосходящей добывающей скважины, то есть с ближней пологовосходящей скважиной, примерно равно 40 м, а максимальное расстояние по вертикали на участке сближения между горизонтальной нагнетательной скважиной и верхней половиной-«хвостом» встречной пологовосходящей добывающей скважины, то есть удаленной встречной пологовосходящей скважиной, пробуренной в соседнем ряду между вертикальными скважинами, примерно равно 60 м. Длина неперфорируемого участка горизонтальной скважины над участком сближения с ближней верхней половиной-«хвостом» пологовосходящей добывающей скважины примерно равна 120 м, а длина неперфорируемого участка горизонтальной нагнетательной скважины над участком сближения с удаленной верхней половиной-«хвостом» встречной пологовосходящей добывающей скважины примерно равна 80 м. Тогда общая длина неперфорированных участков горизонтальных нагнетательных скважин примерно равна 200 м. Расстояние по вертикали между траекториями каждой удлиненной пологовосходящей скважины и каждой верхней половиной-«хвостом» соседней удлиненной пологовосходящей скважиной, пробуренными в одном межрядье вертикальных скважин в одной вертикальной плоскости, составляет примерно 50 м. «Пятки» пологовосходящих добывающих скважин расположены примерно у подошвы нефтенасыщенной части залежи на глубине 1310 м.
Возможность осуществления и технологическая эффективность заявленного способа для условий пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения были проверены на специально созданной секторной геолого-гидродинамической модели ее рассматриваемого участка. Прогнозирование технологических показателей расчетных вариантов разработки участка проводилось с использованием прикладного симулятора. В процессе инициализации секторной геолого-гидродинамической модели было принято, что нефть залежи является тяжелой и высоковязкой, а ее продуктивные пласты имеют трещинно-кавернозно-поровый тип пустотного пространства. В связи с применением термического воздействия моделирование соответствующего периода разработки участка выполнялось при помощи термической опции прикладного симулятора.
Гидродинамическая модель участка залежи построена на основе сетки его геологической модели, которая содержала данные о траекториях и пласто-пересечениях всех пробуренных на этом участке скважин, распределении фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов и начальных насыщенностях пластовых флюидов. Дополнительно в гидродинамическую модель загружены данные о фактической истории разработки участка на естественном упруго-водонапорном режиме. Геолого-гидродинамическая модель представлена сектором, включающим один элемент разработки и имеющим размеры, равные 1700 м, 1850 м и 150 м, вдоль осей X, У и Z, соответственно. Другие параметры секторной геолого-гидродинамической модели сведены в таблицу 1.
Основные результаты прогнозирования технологической эффективности расчетных вариантов разработки участка залежи по заявляемому способу (расчетный вариант 3) в сравнении с аналогом по патенту №2580339 (расчетный вариант 1) и с прототипом по патенту №2368767 (расчетный вариант 2) представлены в таблице 2.
Из таблицы 2 видно, что при одинаковой продолжительности расчетов в 30 лет и одинаковой накопленной закачке пара в 7800 тыс.т, накопленная добыча нефти по заявляемому способу существенно выше и составляет 1638,6 тыс.т. при паронефтяном отношении 4,8 т/т. При этом теплопотери с добываемой жидкостью значительно меньше и Составляют 589 421 ГДж.
3
Преимущества заявленного способа и прогнозируемый характер распространения паровых камер, представленный на фиг. 7-10, подтверждаются также выгрузками из секторной геолого-гидродинамической модели в виде линий тока, представленными на фиг. 13-14. Как видно на фиг. 13, линии тока охватывают не только участки пластов между горизонтальными нагнетательными и пологими добывающими скважинными, но и выходят на значительное расстояние от этих участков в направлении к вертикальным добывающим скважинам, что подтверждает активизацию теплового воздействия в залежи, при этом изоляция перфорационных отверстий верхних половин-«хвостов» пологовосходящих добывающих скважин и наиболее обводненных интервалов перфорации в нижних половинах по толщине залежи вертикальных добывающих скважин процесс еще более усиливает охват залежи тепловым воздействием и в разработку вовлекаются новые пласты, что наглядно демонстрируется фиг. 14, при этом объем паровой камеры на этой стадии реализации заявленного способа составляет 43556 м. Таким образом, число линий тока согласно заявленному способу существенно больше по сравнению с числом линий тока по известным способам, представленным на фиг. 11 по известному способу по патенту №2580339, взятому за аналог, и на фиг. 12 по известному способу по патенту №2368767, принятому за прототип, что также доказывает преимущество заявленного способа.
Преимущества заявленного способа и прогнозируемый характер распространения паровых камер, представленный на фиг. 7-10, также подтверждаются соответствующими выгрузками из секторной геолого-гидродинамической модели, показывающими распределение пластовой температуры в градусах Цельсия по разрезу залежи и на виде сверху, представленными соответственно на фиг. 15-18 и фиг. 19-22. Сравнение распределения пластовых температур в градусах Цельсия позволяет визуально оценить охват залежи как по разрезу, так и по площади и убедиться сколь существенным является увеличение охваченного объема залежи по заявленному способу, при этом характер распределения пластовой температуры в градусах Цельсия, представленный на фиг. 17 и 21, соответствует стадии реализации способа, когда вскрыты верхние половины-«хвосты» пологовосходящих добывающих скважин и вертикальные добывающие скважины по всей толщине залежи, а также соответствует характеру распространения паровой камеры, приведенной на фиг 9. При осуществлении заявленного способа на более поздней стадии, когда осуществлена изоляция перфорационных отверстий верхних половин-«хвостов» пологовосходящих добывающих скважин и наиболее обводненных интервалов перфорации в нижних половинах по толщине залежи вертикальных добывающих скважин и доперфорированы ранее невскрытые участки горизонтальных нагнетательных скважин, площадь теплового воздействия еще более расширяется, охватывая новые участки залежи, что наглядно продемонстрировано на фиг. 18 и 22, соответствующим характеру распространения паровой камеры, приведенной на фиг 10.
Увеличение нефтеотдачи пластов залежи во времени по заявленному способу демонстрируется фиг. 23, где кривая 19, соответствующая заявленному способу значительно выше кривой 17, демонстрирующей изменение нефтеотдачи пластов залежи по известному способу по патенту №2368767, принятому за прототип, и выше кривой 18, демонстрирующей изменение нефтеотдачи пластов залежи по известному способу по патенту №2580339, взятому за аналог, при этом первые три года по всем способам достигается одинаковая нефтеотдача, так как разработку залежи во всех случаях осуществляют на естественном упруго-водонапорном режиме.
Таким образом, выполненные расчеты на секторной геолого-гидродинамической модели участка залежи подтвердили эффективность заявленного способа и возможность достижения поставленной задачи - увеличение нефтеотдачи продуктивных пластов при одновременном увеличении эффективности теплового воздействия за счет регулирования и активизации тепловых потоков и фильтрационных потоков нефти во всем объеме залежи, при этом продлевается рентабельный период эксплуатации пологовосходящих и вертикальных добывающих скважин и увеличивается долговечность их работы.