СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ
METHOD FOR DEVELOPMENT OF HIGH-VISCOSITY OIL DEPOSIT

Изобретение относится к технологиям разработки нефтяных пластов с помощью добывающих и нагнетательных скважин. Разработанный способ разработки может быть использован на нефтяных месторождениях, где добыча высоковязкой нефти из пластов ведется тепловым методом вытеснения нефти горячей водой или перегретым паром.
Разработка нефтяного пласта путем вытеснения нефти из порового пространства водой или другим вытесняющим агентом ведется на большинстве нефтяных месторождений России и на многих месторождениях мира. Обычно в нагнетательные скважины через колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) закачивают воду или другой вытесняющий агент, а из других скважин - нефтедобывающих - добывают нефть приемлемым способом: фонтанным или механизированным способом. Таким образом, для эффективной разработки нефтяной залежи необходимо минимум две скважины - нагнетательная скважина и добывающая. Существуют многофункциональные скважины, которые содержат в себе возможности нагнетательных и нефтедобывающих скважин.
Использование одной скважины для закачки воздействующего на пласт агента и одновременного отбора нефти без смены подземного оборудования предложено по изобретению «Способ добычи высоковязкой нефти из наклонно направленной скважины методом циклической закачки пара в пласт» (патент РФ №2436943, опубл. 20.12.2011). Скважина имеет восходящий конечный участок ствола, обсаженный фильтром, который имеет только две зоны перфорационных отверстий - в начальной (низшей точке) и конечной части (высшей точки в зоне пласта). Теплоизолированная колонна труб для закачки пара проводится до конца фильтра и отсекается от остальной части скважины пакером. Подаваемый в колонну труб пар проникает в продуктивный пласт, разогревает высоковязкую нефть, которая стекает в зону нижних перфорационных отверстий фильтра и далее поднимается на поверхность земли насосным оборудованием, расположенным в нижней части второй колонны насосно-компрессорных труб.
По изобретению отсутствует возможность организации системы скважин, обеспечивающих плоскопараллельную фильтрацию пластовых флюидов с исключением образования застойных зон.
Известна конструкция скважины с горизонтальными и одновременно параллельными участками с функциями закачки вытесняющего агента и отбора пластовой нефти по патенту РФ на изобретение №2594027 «Способ скважинной разработки участка нефтяного пласта» (опубл. 10.08.2016). Применительно к добыче высоковязкой нефти путем закачки пара в пласт в качестве вытесняющего агента данная конструкция скважины имеет два недостатка:
- при значительной нефтенасыщенной толщине пласта при закачке пара в отдаленный горизонтальный участок скважины верхние зоны пласта не прогреваются, вязкость нефти не снижается и нефть не вовлекается в движение в сторону второго горизонтального ствола скважины - зоны отбора пластовой нефти; образуются застойные зоны, пласт вырабатывается только частично;
- существуют определенные теплопотери при движении пара от участка отбора нефти к участку закачки вытесняющего агента.
Для добычи высоковязкой нефти (ВВН) с помощью силы гравитации и значительного снижения вязкости нефти в России первые двухуровневые скважины появились в 1998 году (источник информации: стр. 238 и 228 книги Ибатуллина P.P. Технологические процессы разработки нефтяных месторождений. - М.: ВНИИОЭНГ, 2011. - 304 с.). По известной технологии SAGD (SteamAssistedGravityDrainage) в нефтяном пласте друг над другом по вертикали на небольшом расстоянии (порядка 4-7 метров) располагают два горизонтальных ствола двух скважин. В верхний подают под давлением пар с температурой до 200°С, а из ствола нижней скважины откачивают нефть с минимальной вязкостью, так как температура в непосредственной близости от скважины повышается со временем до 100-120°С. Вокруг верхней – паронагнетательной - скважины образуется паровая камера в виде треугольного овала с основанием в сторону кровли пласта и остроконечной верхушкой - в сторону подошвы пласта и добывающей скважины. Распространение теплового фронта по пласту будет происходить в форме расширяющейся паровой камеры. При расположении нескольких пар скважин системы SAGD на участке нефтяной залежи вблизи подошвы пласта образуются значительные по объему застойные зоны пласта, не вовлекаемые в разработку, то есть в движение нефти в сторону горизонтальной скважины по отбору нефти.
Известна конструкция многозабойной скважины с двумя горизонтальными стволами по патенту РФ на изобретение №2585297 (опубл. 27.05.16, бюл. 15). Вертикальная часть скважины заканчивается двумя горизонтальными ответвлениями, расположенными в одном направлении параллельно друг другу. Такую скважину очень удобно использовать для технологии SAGD следующим образом - в верхний ствол закачивать пар, а из нижнего ствола откачивать насосом нефть. Вместо двух скважин используется только одна многофункциональная скважина. Имеется лишь один недостаток при использовании нескольких таких скважин при системной разработке залежи ВВН. Тепловое воздействие на высоковязкую нефть будет таким же, как и при использовании двух отдельных скважин - с расположением стволов скважин друг над другом по вертикали. Будет высокая доля остаточной, не вовлеченной в движение нефти - в подошвенной части пласта. По заявляемому изобретению патент РФ на изобретение №2585297 рассматривается как прототип.
1
2
2
Рассмотренная конфигурация (форма) теплового фронта по технологии SAGD, а значит, и линий движения подогретой нефти объясняется одновременным действием двух сил, приложенных к частичке нефти: гравитационной силы тяжести F (она действует вниз) и силы, возникающей из-за разности давлений в стволах нагнетательной скважины и нижележащей добывающей скважины - F. Сила F также направлена вертикально вниз.
2
Технической задачей по изобретению является организация в нефтяной залежи плоскопараллельной фильтрации пластовой жидкости с помощью системы многофункциональных скважин, причем фильтрация жидкости в поровом пространстве залежи должна происходить не только в вертикальном направлении, но и в горизонтальном направлении с тем, чтобы исключить возможность образования застойных зон в объеме всей залежи, особенно вблизи подошвы пласта. Выполнить это можно, на наш взгляд, возложив бóльшую значимость силе тяжести, действующей на частичку нефти, путем организации разной направленности силы тяжести и второй силы F.
Поставленная задача выполняется тем, что согласно способу разработки залежи высоковязкой нефти, который состоит в закачке в пласт вытесняющего агента, в частности пара, через вышележащий горизонтальный ствол многофункциональной скважины и отборе пластовой нефти из нижележащего также горизонтального ствола скважины, расположенного параллельно верхнему стволу, по длине полосообразного элемента (ПЭ) нефтяной залежи или выбранному направлению залежи располагают многофункциональные скважины с двумя горизонтальными стволами последовательно друг за другом так, чтобы в зоне пласта расстояния по горизонтали между стволами по закачке пара и отбору нефти были одинаковыми, причем стволы по закачке пара должны располагаться со смещением на половину расстояния между стволами относительно нижележащих стволов по отбору нефти, благодаря чему вертикальная проекция каждого ствола по закачке пара на плоскость со стволами по отбору нефти окажется на равном расстоянии от стволов по отбору нефти.
Новая расстановка стволов многофункциональных скважин в пространстве пласта приведена в аксонометрии на фиг. 1 и в разрезе - на фиг. 2. На фиг. 1 условно обозначены цифрами: 1 - вертикальные стволы скважин, 2 - верхний горизонтальный ствол, предназначенный для закачки пара по всей своей длине, 3 - нижележащий горизонтальный ствол, предназначенный для сбора нефти по всей своей длине, 4 - ствол скважины с наклоном для смещения ствола 3 на среднюю позицию под двумя ближайшими стволами 2. Под позицией 5 обозначен пласт (залежь) с высоковязкой нефтью.
Таким образом, для организации способа разработки залежи нефти использована двухуровневая скважина по патенту на изобретение №2585297 с существенным изменением - ствол по отбору нефти смещен относительно верхнего ствола по закачке пара на необходимое расстояние.
Для более удобного восприятия объемной картины расположения горизонтальных стволов трех многофункциональных двухствольных скважин в виде трех треугольников показано этажное расположение стволов в плоскости сечения (фиг. 2). Ближе к кровле пласта расположены стволы для подачи пара, а ближе к подошве пласта находятся стволы для отбора нефти.
1
2
На фиг. 2 в плоскости разреза пласта (проходит перпендикулярно к оси горизонтальных стволов скважин) показаны направления сил F (сила тяжести) и F (сила давления), действующих в изменившихся условиях в сравнении с существующим сегодня положением по системе SAGD. Условные обозначения на фиг. 2 такие же, как и на фиг. 1: 2 - горизонтальный ствол по закачке пара в пласт, 3 - горизонтальный ствол по отбору нефти из пласта, 5 - пласт (залежь) с высоковязкой нефтью, 6 - форма паровой камеры или области прогрева и движения нефти, 7 - остаточная нефть в подошвенной части пласта.
1
2
1
2
Как и ранее, сила тяжести F действует вертикально вниз, а сила Fдействует, как и ранее, по направлению от большего давления в сторону меньшего давления, то есть от нагнетательного ствола в сторону ствола по отбору нефти. Слагающие этих сил (силы F) направлены в промежуточные точки А и В в подошве пласта, которые находятся между горизонтальным стволом по отбору нефти и вертикальной проекцией горизонтального ствола по закачке пара. Такая новая направленность результирующих сил способствует иной конфигурации паровой камеры и теплового фронта - более рациональной. Благодаря организованному по изобретению смещению линий закачки пара относительно линии отбора нефти происходит более полное вытеснение нефти паром в объеме пласта, так как разнонаправленность сил F и F приводит к расширению площади нагрева нефти в рассматриваемой плоскости сечения нефтяного пласта. По изобретению площадь остаточной нефти в сечении пласта значительно меньше, чем при существующей системе разработки ВВН по технологии SAGD.
По способу ожидается достижение двух положительных эффектов для нефтедобывающего предприятия:
1. Залежь высоковязкой нефти разрабатывается вдвое меньшим количеством скважин с горизонтальным окончанием ствола скважины в продуктивном пласте благодаря применению усовершенствованной формы многофункциональной скважины с двумя горизонтальными стволами. Усовершенствование состоит в том, что нижележащий горизонтальный ствол смещен по горизонтали на половину расстояния между горизонтальными стволами по подаче пара в кровельной зоне пласта.
2. Конструкция скважины с двумя уровнями горизонтальных скважин отвечает всем требованиям многофункциональных скважин, когда в скважину закачивается вытесняющий агент и из нее же отбирается пластовая нефть. В вертикальном стволе скважины выше ствола с паром поддерживается высокая температура, вследствие чего добываемая нефть не успевает остыть при подъеме до устья скважины. Этот положительный эффект двухтрубной системы в стволе скважины будет максимально востребован при значительной глубине залежи высоковязкой нефти.
На взгляд авторов, предметом защиты по изобретению является то, что предложена система расположения многофункциональных скважин, которая обеспечивает плоскопараллельное движение флюидов как в вертикальном, так и в горизонтальном направлении, вследствие чего обеспечивается более полная выработка пласта.