СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ СВЕРХВЯЗКОЙ НЕФТИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ СКВАЖИН С НАКЛОННЫМИ УЧАСТКАМИ
DEVELOPMENT METHOD OF HIGH-VISCOSITY OIL DEPOSIT USING WELLS WITH INCLINED SECTIONS

Изобретение относится к разработке залежи сверхвязкой нефти с применением тепла, сложенной из пластов с малой толщиной продуктивного пласта.
Известен «Способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин» (патент РФ №2340768, МПК 8 E21B 43/24, опубл. в бюл. №32 от 10.12.2008 г.), включающий закачку теплоносителя через двухустьевую горизонтальную нагнетательную скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры и отбор продукции через двухустьевую горизонтальную добывающую скважину, при этом прогрев продуктивного пласта начинают с закачки пара в обе скважины, разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость нефти или битума, а паровую камеру создают закачкой теплоносителя с возможностью пробивания последнего к верхней части продуктивного пласта и увеличения размеров паровой камеры в процессе отбора продукции, при котором снимают термограммы паровой камеры, анализируют состояние ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков, и с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем смены направления фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции, при этом объем закачки теплоносителя через устья нагнетательной скважины и/или отбор продукции через устья добывающей скважины изменяют в соотношении, %: (10-90):(90-10).
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, большие финансовые затраты на строительство двухустьевой скважины (стоимость строительства двухустьевой скважины в три раза дороже в сравнении с одноустьевой скважиной);
- во-вторых, большие материальные затраты, связанные с тем, что термодатчики размещены по всей длине стволов двухустьевых скважин;
- в-третьих, для эффективного осуществления данного способа необходимо изменять объемы закачки и отбора, при этом объем закачки теплоносителя через устья нагнетательной скважины и/или отбор продукции через устья добывающей скважины изменяют в соотношении, %: (10-90):(90-10);
- в-четвертых, горизонтальные стволы не позволяют создать эффективную паровую камеру в пластах со сверхвязкой нефтью при их малой толщине, вследствие того, что горизонтальные стволы расположены друг над другом в одной вертикальной плоскости.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин (патент RU №2379494, МПК 8 E21B 43/24, опуб. 20.01.2010 г. в бюл. №2), горизонтальные участки которых размещены параллельно одна над другой в вертикальной плоскости продуктивного пласта, оснащенных колонной насосно-компрессорных труб, позволяющих вести одновременно закачку теплоносителя и отбор продукции, закачку теплоносителя, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции через добывающую скважину по насосно-компрессорным трубам и контроль технологических параметров пласта и скважины, при этом окончания колонн насосно-компрессорных труб располагают на противоположных концах условно горизонтального участка скважин, прогрев продуктивного пласта начинают с закачки пара в обе скважины, разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость высоковязкой нефти, а паровую камеру создают закачкой теплоносителя, распространяющегося к верхней части продуктивного пласта с увеличением размеров паровой камеры, в процессе отбора продукции, периодически, 2-3 раза в неделю, определяют минерализацию попутно отбираемой воды, анализируют влияние изменения минерализации попутно отбираемой воды на равномерность прогрева паровой камеры и с учетом изменения минерализации попутно отбираемой воды осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем регулирования режима закачки теплоносителя или отбора продукции скважин до достижения стабильной величины минерализации попутно отбираемой воды.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, небольшая площадь прогрева продуктивного пласта сверхвязкой нефти, связанная с конструкцией горизонтальной скважины и обусловленная тем, что в большей степени прогревается только приствольная часть горизонтального участка и, как следствие, малый объем паровой камеры, что снижает объем разогретой вязкой нефти, подлежащей отбору на поверхность;
- во-вторых, низкая эффективность применения данного способа в продуктивных пластах с высоковязкой нефтью малой толщины (2-7 метров) из-за того, что горизонтальные участки размещены параллельно один над другим в одной вертикальной плоскости продуктивного пласта, поэтому в продуктивных пластах с малой толщиной из-за небольшого расстояния между горизонтальными участками их практически невозможно пробурить, а если это удается, то невозможно создать эффективную паровую камеру, поскольку близость расположения горизонтальных стволов в процессе разработки будет способствовать не разогреву и расширению паровой камеры, а прямому прорыву теплоносителя (пара) из горизонтального ствола нагнетательной скважины в горизонтальный ствол добывающей скважины;
- в-третьих, большие материальные и финансовые затраты на строительство отдельных добывающих и нагнетательных горизонтальных скважин;
- в-четвертых, постоянная закачка пара приводит к большим энергетическим затратам как при подготовке пара, так и при его закачке.
Задачей изобретения является создание способа разработки залежи сверхвязкой нефти, позволяющего увеличить площадь охвата прогревом залежи и, как следствие, увеличить объем отбора разогретой высоковязкой нефти за счет увеличения объема паровой камеры, а также увеличение эффективности прогревания пластов с высоковязкой нефтью паровой камерой в пластах с малой толщиной от 2 до 7 м с возможностью снижения материальных и финансовых затрат, а также энергетических затрат на осуществление способа.
Поставленная задача решается способом разработки залежи сверхвязкой нефти с использованием скважин с наклонными участками, включающим бурение скважин, оснащение каждой скважины колонной насосно-компрессорных труб (НКТ), закачку теплоносителя, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры закачкой теплоносителя, распространяющегося к верхней части продуктивного пласта с увеличением размеров паровой камеры, снижение вязкости сверхвязкой нефти, отбор продукции из скважины по колонне НКТ и контроль технологических параметров продуктивного пласта и скважины, в процессе отбора продукции, периодическое определение минерализации попутно отбираемой воды, анализ влияния изменения минерализации попутно отбираемой воды на равномерность прогрева паровой камеры, и с учетом изменения минерализации попутно отбираемой воды осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем регулирования режима закачки теплоносителя или отбора продукции скважин до достижения стабильной величины минерализации попутно отбираемой воды, ведут одновременную закачку теплоносителя и отбор продукции.
Новым является то, что бурят, как минимум, две скважины с наклонными участками в продуктивном пласте, причем наклонные участки скважин бурят в двух вертикальных плоскостях, находящихся на расстоянии 1-2 метра друг от друга и навстречу друг к другу с приближением участков к серединам каждого участка и с их последующим отдалением, при этом каждый наклонный участок разделяют на два интервала вскрытия продуктивного пласта установкой пакера, спускаемого в скважину в составе колонны НКТ, а окончания колонн НКТ располагают на концах наклонных участков, причем каждую колонну НКТ оснащают насосом для отбора разогретой вязкой нефти, при этом в верхние интервалы вскрытия продуктивного пласта периодически закачивают теплоноситель, а из нижних интервалов вскрытия продуктивного пласта производят постоянный отбор продукции.
На фиг.1 и 2 схематично изображен способ разработки залежи сверхвязкой нефти с использованием скважин с наклонными участками.
Предложенный способ осуществляется следующим образом.
Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с использованием скважин с наклонными участками включает бурение скважин, причем бурят, как минимум, две скважины 1 и 1' (см. фиг.1 и 2) с соответствующими наклонными участками 2 и 2' (см. фиг.1) в продуктивном пласте 3 малой толщины от 2 до 7 м, которыми представлена залежь высоковязкой нефти, причем наклонные участки 2 и 2' бурят в двух вертикальных плоскостях 4 и 4' (см. фиг.2), находящихся на расстоянии h=1-2 метра друг от друга, наклонные участки 2 и 2' бурят навстречу друг к другу с приближением участков скважин 1 и 1' к серединам 5 и 5' каждого наклонного участка 2 и 2'.
1
2
Например, расстояние L между наклонными участками 2 и 2' у кровли 6 продуктивного пласта 3 (см. фиг.1) равно 300 м к серединам 5 и 5' они приближаются друг к другу, а после того как минуют свои середины 5 и 5' вновь отдаляются друг от друга и к подошве 7 продуктивного пласта 3, расстояние L между наклонными участками 2 и 2', например, составляет 250 м. Далее производят крепление скважин 1 и 1' соответствующими обсадными колоннами с перфорированными отверстиями в наклонных участках 2 и 2' продуктивного пласта 3. Оснащают каждую скважину 1 и 1' (см. фиг.1 и 2) колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) 8 и 8' с пакером 9 и 9' соответственно.
Каждый наклонный участок 2 и 2' разделяют на два интервала вскрытия продуктивного пласта 3 (как указано выше, выполненных в виде перфорированных отверстий обсадных колонн): 10 и 11; 10' и 11' установкой (посадкой) пакера 9 и 9', при этом окончания колонн НКТ 8 и 8' располагают на концах наклонных участков 2 и 2' соответствующих скважин 1 и 1'. Например, на расстоянии b=1-2 метра (см. фиг.1) выше забоев соответствующих скважин 1 и 1', что позволяет снизить время нахождения разогретой сверхвязкой нефти непосредственно у забоев скважин 1 и 1' до попадания внутрь колонн НКТ 8 и 8', соответственно, и тем самым сократить потери тепла разогретой высоковязкой нефти до ее отбора на устье скважин 1 и 1'.
Снабжают колонны НКТ 8 и 8' (см. фиг.1 и 2) соответствующими насосами 12 и 12' любой известной конструкции, например винтовыми. Оснастить колонну НКТ 8 и 8' насосами 12 и 12' можно как в процессе спуска колонн НКТ 8 и 8' в соответствующие скважины 1 и 1', так и после в зависимости от конструкции насосов 12 и 12'.
В верхние интервалы 10 и 10' вскрытия продуктивного пласта 3 (перфорированных отверстий обсадных колонн) скважин 1 и 1' по их затрубным пространствам 13 и 13' колонн НКТ 8 и 8', соответственно, закачивают периодически теплоноситель (например, пар), например с помощью парогенераторных установок (на фиг.1 и 2 не показано), размещенных на устье скважин 1 и 1'.
i1
i2
i1
i2
Пар поступает в продуктивный пласт 3 через верхние интервалы 10 и 10', так как ниже этих интервалов в скважинах 1 и 1' герметично посажены пакера 9 и 9'. Пар прогревает продуктивный пласт 3 с созданием паровой камеры Qi (см. фиг.1), причем общий объем паровой камеры Qi состоит из двух паровых камер Q, образованной напротив верхнего интервала вскрытия 10 продуктивного пласта 3 скважины 1 с наклонным участком 2 и Q, образованной напротив верхнего интервала вскрытия 10' продуктивного пласта 3 скважины 1' с наклонным участком 2', т.е. Qi=Q+Q.
11
12
1
11
12
21
22
2
21
22
Периодичность закачки пара зависит от физико-химических свойств высоковязкой нефти, скорости распространения пара в паровой камере и др. и определяется опытным путем для каждой залежи высоковязкой нефти. Например, производят закачку пара в объеме по 1000 тонн в каждый их верхних интервалов 10 и 10' наклонных участков 2 и 2' соответствующих скважин 1 и 1' с последующей остановкой закачки пара на 2-3 суток для расширения паровой камеры до Q и Q, соответственно, т.е. Q=Q+Q. После чего закачку пара возобновляют в том же объеме по 1000 тонн в каждый их верхних интервалов 10 и 10' наклонных участков 2 и 2' соответствующих скважин 1 и 1' с последующей остановкой закачки пара на 2-3 суток для расширения паровой камеры до Q и Q, т.е. Q=Q+Q, соответственно. В дальнейшем процесс периодической закачки пара повторяют.
Закачиваемый периодически пар, из-за разницы плотностей, пробивается к верхней части продуктивного пласта 3, создавая увеличивающуюся в размерах паровую камеру. На поверхности раздела паровой камеры и холодных нефтенасыщенных толщин постоянно происходит процесс теплообмена, в результате которого пар конденсируется в воду и вместе с разогретой сверхвязкой нефтью стекают вниз к нижним интервалам 11 и 11' (перфорированные отверстия обсадных колонн) наклонных участков 2 и 2' соответствующих скважин 1 и 1' под действием силы тяжести. Рост паровой камеры вверх продолжается с каждым периодом закачки до тех пор, пока она не достигнет кровли 6 продуктивного пласта 3, а затем она начинает расширяться в стороны по всей малой толщине продуктивного пласта 3, при этом сверхвязкая нефть всегда находится в контакте с высокотемпературной паровой камерой Qi.
Таким образом, за счет увеличения объема паровой камеры увеличивается площадь охвата прогревом залежи высоковязкой нефти и, как следствие, увеличивается объем отбора продукции.
Разогретая сверхвязкая нефть (продукция) стекает вниз и поступает в нижние интервалы 11 и 11' (перфорированные отверстия обсадных колонн) наклонных участков 2 и 2' соответствующих скважин 1 и 1'.
Отбор продукции из скважин 1 и 1' производят по внутренним пространствам 14 и 14' колонн НКТ 8 и 8' с помощью соответствующих насосов 12 и 12' из нижних интервалов 11 и 11' наклонных участков 2 и 2' соответствующих скважин 1 и 1'.
Таким образом, ведут одновременную закачку пара через затрубные пространства 13 и 13' скважин 1 и 1' в верхнюю часть продуктивного пласта 3 и отбор продукции из нижней части продуктивного пласта по внутренним пространствам 14 и 14' колонн НКТ 8 и 8' на устье соответственно скважин 1 и 1'.
i1
2i
В процессе периодической закачки пара происходит распространение пара к верхней части продуктивного пласта 3. Это происходит с увеличением размеров (объемов) обеих паровых камер Q и Q одновременно с увеличением общего объема паровой камеры Qi, при этом происходит снижение вязкости высоковязкой нефти по всей малой толщине пласта с высоковязкой нефтью и увеличивается объем разогретой высоковязкой нефти.
В процессе разработки залежи сверхвязкой нефти производят контроль технологических параметров продуктивного пласта 3 и скважин 1 и 1' в процессе отбора продукции. Для этого периодически, 2-3 раза в неделю определяют минерализацию попутно отбираемой воды в продукции, как описано в патенте №2379494 МПК 8 E21B 43/24, опубл. в бюл. №2 от 20.01.2010 г., анализируют влияние изменения минерализации попутно отбираемой воды на равномерность прогрева паровой камеры и с учетом изменения минерализации попутно отбираемой воды осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем регулирования режима закачки теплоносителя в затрубные пространства 13 и 13' соответствующих колонн НКТ 8 и 8' скважин 1 и 1' или отбора продукции по внутренним пространствам 14 и 14' соответствующих колонн НКТ 8 и 8' скважин 1 и 1' до достижения стабильной величины минерализации попутно отбираемой воды.
В продуктивных пластах 3 со сверхвязкой нефтью и малой толщиной (2-10 метров) бурение скважин 1 и 1' с наклонными участками 2 и 2' в вертикальных плоскостях, находящихся на расстоянии 1-2 метра друг от друга, в которых наклонные участки бурят с приближением наклонных участков навстречу друг к другу к серединам каждого участка и с последующим их отдалением друг от друга, позволяет произвести эффективный разогрев нефти за счет увеличения охвата пласта паровой камерой, что в свою очередь, позволяет произвести полную выработку запасов высоковязкой нефти из пластов с малой толщиной.
Выполнение скважин с двумя интервалами вскрытия, выполненными в наклонных участках, разделенных пакером, позволяет использовать одну скважину как в виде нагнетательной, так и в виде добывающей, что позволяет снизить материальные и финансовые затраты на строительство скважин в целом при разработке залежи высоковязкой нефти.
Предложенный способ разработки залежи сверхвязкой нефти позволяет увеличить площадь охвата прогревом залежи и, как следствие, увеличить объем отбора разогретой сверхвязкой нефти за счет постепенного увеличения общего объема паровой камеры в процессе разработки залежи сверхвязкой нефти, сложенной из продуктивных пластов малой толщины.
Кроме того, предложенный способ позволяет высокоэффективно производить прогревания пластов с высоковязкой нефтью паровой камерой в пластах с малой толщиной от 2 до 7 м благодаря бурению как минимум двух скважин с наклонными участками в продуктивном пласте. Эти наклонные участки скважин бурят в двух вертикальных плоскостях, находящихся на расстоянии 1-2 метра друг от друга, и навстречу друг к другу с приближением участков к серединам каждого участка и с последующим их отдалением.
Также предложенный способ позволяет снизить материальные и финансовые затраты за счет строительства одной скважины, посредством которой одновременно возможно производить как закачку теплоносителя по затрубному пространству колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), так и отбор разогретой сверхвязкой нефти по внутреннему пространству колонны НКТ с помощью насоса, при этом периодическая закачка пара позволяет сократить энергетические затраты на подготовку и закачку пара и без потери эффективности работы паровой камеры производить разогрев сверхвязкой нефти в продуктивном пласте.