Способ разработки залежи сверхвязкой нефти на поздней стадии
DEVELOPMENT METHOD OF SUPER-VISCOUS OIL DEPOSIT AT LATE STAGE

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам увеличения добычи сверхвязкой нефти на месторождении за счет расширения областей этой залежи, прогреваемых паром, для добычи из нее продукции.
Известен способ разработки месторождения высоковязких нефтей или битумов (патент RU № 2531963, МПК Е21В 43/24, опубл. 27.10.2014 в Бюл. № 30), включающий строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, а также вертикальных наблюдательных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры, при этом разработку месторождения сверхвязкой нефти ведут с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины и отбора жидкости из добывающих скважин с контролем объема паровой камеры, причем наблюдательные скважины вскрывают ниже нижней добывающей горизонтальной скважины как минимум на 0,5 м, но выше уровня водонефтяного контакта (ВНК) на 0,5÷1 м, строят дополнительную скважину между близлежащими парами горизонтальных скважин, причем если площадь распространения паровой камеры в продуктивном пласте меньше расстояния между парами добывающих и нагнетательных скважин, то строят дополнительную горизонтальную скважину, если больше - то вертикальную, при этом дополнительные скважины вскрывают ниже нижней добывающей горизонтальной скважины как минимум на 0,5 м, но не ниже уровня ВНК более чем на 0,5 м, производят прогрев теплоносителем дополнительных скважин до создания термогидродинамической связи с близлежащими парами горизонтальных скважин с последующим переводом на отбор продукции для обеспечения симметричного и равномерного распространения паровой камеры вокруг пар горизонтальных скважин, в качестве теплоносителя используется перегретый пар или пар с углеводородным растворителем, или пар с инертным газом.
Недостатками данного способа являются большие временные и финансовые затраты из-за необходимости строительства дополнительных горизонтальных скважин с поверхности без учета содержания нефти в пробуренных интервалах, что также снижает эффективность использования.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежи сверхвязкой нефти на поздней стадии (патент RU № 2675114, МПК Е21В 43/24, опубл. 17.12.2018 в Бюл. № 35), включающий строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, оснащенных в горизонтальной части соответствующими фильтрами-хвостовиками, прогрев залежи закачкой теплоносителя - пара в обе скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, закачку пара через нагнетательные скважины, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль состояния паровой камеры, причем после выработки участка залежи в одной из пар скважин останавливают закачку пара и отбор жидкости, после снижения температуры в добывающей скважине ниже 80°С из остывшей добывающей скважины извлекают фильтр-хвостовик, из добывающей скважины производят бурение нового горизонтального ствола, оснащаемого впоследствии фильтром-хвостовиком, в направлении не охваченных разработкой участков, производят закачку пара в обе скважины для получения гидродинамической связи между стволами и поддержания необходимой температуры, закачивают пар через нагнетательную скважину и осуществляют отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через новый ствол добывающей скважины с контролем состояния паровой камеры.
Недостатками данного способа являются сложность реализации и большие временные и финансовые затраты, связанные с необходимостью извлечения фильтра-хвостовика из добывающей скважины, что также может привести к аварийным ситуациям, связанным с застреванием фильтра-хвостовика в стволе скважины при извлечении.
Технической задачей предполагаемого изобретения является создание безаварийного способа разработки залежи сверхвязкой нефти на поздней стадии позволяющего с наименьшими затратами времени произвести строительство нового горизонтального ствола из добывающей скважины.
Техническая задача решается способом разработки залежи сверхвязкой нефти на поздней стадии, включающим строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, оснащенных в горизонтальной части соответствующими фильтрами-хвостовиками, прогрев залежи закачкой теплоносителя - пара в обе скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, закачку пара через нагнетательные скважины, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль состояния паровой камеры, причем после выработки участка залежи в одной из пар скважин останавливают закачку пара и отбор жидкости, после снижения температуры в добывающей скважине ниже пороговой из остывшей добывающей скважины производят бурение нового горизонтального ствола, оснащаемого впоследствии фильтром-хвостовиком, в направлении не охваченных разработкой участков, с последующей закачкой пара в обе скважины для получения гидродинамической связи между стволами и поддержания необходимой температуры, закачивают пар через нагнетательную скважину и осуществляют отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через новый ствол добывающей скважины с контролем состояния паровой камеры.
Новым является то, что в качестве пороговой температуры принимают 60°С и менее, перед строительством нового горизонтального ствола в добывающую скважину спускают клин-отклонитель с направлением скоса в сторону не охваченных разработкой участков, вырезают окно в обсадной колонне добывающей скважины, через которое впоследствии бурят новый горизонтальный ствол.
Способ реализуется в следующей последовательности.
Способ разработки залежи высоковязкой нефти, включает строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой фильтров-хвостовиков, располагаемых в горизонтальном участке соответствующей скважины. Прогрев залежи производят закачкой теплоносителя (пара) в обе скважины с прогревом продуктивного пласта залежи и созданием паровой камеры. После чего закачку пара осуществляют через нагнетательную скважину, отбирают продукцию за счет парогравитационного дренажа через добывающую скважину и контроль за состоянием паровой камеры (например, не показанными на фигурах датчиками температуры и/или давления, спускаемыми в добывающую скважину и/или нагнетательную скважину при строительстве).
После выработки участка залежи в скважинах останавливают соответственно закачку пара и отбор жидкости, после снижения температуры в добывающей скважине ниже 60°С в ней и близлежащих скважинах проводят геофизические исследования для определения не охваченных разработкой участков залежи. В остывшую добывающую скважину спускают клин-отклонитель с направлением скоса в сторону не охваченных разработкой участков для вырезания фрезой в обсадной колонне добывающей скважины окна, через которое впоследствии бурят новый горизонтальный ствол, оснащаемый в последствии фильтром-хвостовиком. Далее производят закачку пара в обе скважины для получения гидродинамической связи между стволом нагнетательной скважины и новым горизонтальным стволом добывающей скважины и поддержания необходимой температуры. После чего закачивают пар через нагнетательную скважину и осуществляют отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через новую добывающую с новым горизонтальным стволом, осуществляя контроль за состоянием паровой камеры (например, не показанными на фигурах датчиками температуры и/или давления, спускаемыми в стволы соответствующих скважин при строительстве).
Пример конкретного выполнения
2
3
На Ашальчинской залежи битума, находящемся на глубине 85 м, залежь представлена неоднородными пластами толщиной 20-30 м пластовой температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0,7 д.ед., пористостью 30%, проницаемостью 2,65 мкм, плотностью битума в пластовых условиях 960 кг/м, вязкостью 22000 мПа, пробурили пару горизонтальных скважин верхнюю нагнетательную скважину на абсолютной отметке 12 метров и нижнюю добывающую скважину на абсолютной отметке 8 метров с горизонтальными участками, снабженными соответствующими фильтрами-хвостовиками длинной 500 м, которые расположены друг над другом. Прогрев залежи 1 произвели закачкой пара в объеме 8000 т и при температуре 220°С в обе скважины с прогревом продуктивного пласта залежи и созданием паровой камеры через 2 мес. Далее производили закачку пара в объеме 65 т/сут через нагнетательную скважину с отбором продукции через добывающую скважину в объеме 110 т/сут. После выработки запасов с участка залежи закачку пара и отбор продукции прекратили. После снижения температуры в нагнетательной скважине до 80°С, а в добывающей - до 55°С, из скважины остановили. В добывающей скважине и близлежащих скважинах провели геофизические исследования и определили неохваченные разработкой участки залежи. В остывшую добывающую скважину спустили клин-отклонитель (см. патент RU № 2565620), скос которого при помощи геолокационного оборудования, расположенного выше клина-отклонителя, направили в сторону не охваченных разработкой участков. Вырезали фрезой в обсадной колонне добывающей скважины окно, из которого потом пробурили из существующей эксплуатационной колонны скважины новый горизонтальный ствол в направлении не введенного в разработку участка залежи. Новый горизонтальный ствол оснастили фильтром-хвостовиком (не показан) длиной 500 м. Далее осуществили закачку пара в суммарном объеме 3600 т в добывающую скважину и начали постоянную закачку пара в нагнетательную скважину в объеме 70 т/сут для получения гидродинамической связи между стволом нагнетательной скважины и новым горизонтальным стволом добывающей скважины и поддержания необходимой температуры. После чего производиться постоянная закачка пара в объеме 70 т/сут через нагнетательную скважину и осуществляется отбор продукции за счет паро-гравитационного дренажа через новую добывающую скважину с новым горизонтальным стволом в объеме 125 т/сут. Контроль за состоянием паровой камеры осуществлялся датчиками температуры и давления на оптико-волоконном кабеле (не показан), спущенном в новый горизонтальный ствол добывающей скважины.
При реализации способа время на строительство нового горизонтального ствола по сравнению с аналогом снизилось в среднем на 16% и полностью исключились аварийные ситуации.
Предлагаемый способ разработки залежи сверхвязкой нефти на поздней стадии позволяет с наименьшими затратами времени произвести строительство нового горизонтального ствола из добывающей скважины, исключая аварийные ситуации, связанные с извлечением фильтра перед строительством нового горизонтального ствола.