СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ С ВОДОНЕФТЯНЫМИ ИНТЕРВАЛАМИ
METHOD OF DEVELOPMENT OF HIGH DEPOSITS OF HIGH VISCOSITY OIL WITH WATER-OIL INTERVALS

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к термическим способам добычи высоковязкой нефти и/или битума при наличии водонефтяных интервалов или водонефтяного контакта.
Известен способ разработки нефтебитумной залежи (патент RU №2287677, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.11.2006), включающий бурение горизонтальной скважины, бурение дополнительной горизонтальной скважины под горизонтальной скважиной в пределах этого же продуктивного пласта, закачку теплоносителя в верхнюю горизонтальную скважину, добычу высоковязкой нефти и/или битума из нижней горизонтальной скважины.
Недостатками данного способа являются техническая сложность регулирования режима отбора жидкости и закачки пара, длительные сроки обводненного начального периода разработки залежи, высокие энергетические затраты.
Также известен способ разработки нефтяной залежи с водонефтяными зонами (патент RU №2387812, МПК Е21В 43/24, опубл. 24.04.2010), включающий бурение по крайней мере одной горизонтальной добывающей и одной нагнетательной скважин, закачку вытесняющего агента через нагнетательную и отбор продукции через добывающую скважины. Добывающую горизонтальную скважину размещают параллельно водонефтяной зоне на расстоянии, позволяющем вести эксплуатацию скважины с безводным режимом.
Недостатками данного способа являются низкая эффективность при эксплуатации залежей с водонасыщенными зонами с неравномерной по горизонтали поверхностью, что осложняет установку режима отбора жидкости из скважины, предотвращающего подтягивание пластовых вод на забой скважины.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума водонефтяными зонами (патент RU №2522369, МПК Е21В, опубл. 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, при этом 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 данного способа являются:
- сложность реализации, так как требуется использование точных пропорций химических реагентов, при даже небольшой ошибке, связанной с изменением термических условий в пласте, эффективность резко падает, а гелевая пробка может разрушиться ранее установленного срока до прогрева пласта за счет термоокислительной и механической деструкции, что может привести к подтягиванию пластовых вод к горизонтальному участку скважины;
- при установке гелевой пробки в начало горизонтального участка скважины - «пяточную» часть или в середину горизонтального участка скважины - среднюю часть - блокируется призабойная - «носочная» часть горизонтального участка скважины, следовательно, «носочная» часть скважины разработкой не охватывается, то есть уменьшается площадь фильтрации, снижая дебит добывающей скважины.
Технической задачей предлагаемого изобретения является создание простого и надежного в использовании способа разработки залежи высоковязкой нефти с водоносными интервалами, позволяющего максимально использовать площадь фильтрации добывающей скважины для увеличения ее дебита.
Техническая задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти с водонефтяными интервалами, включающим строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой фильтров-хвостовиков, располагаемых в горизонтальном участке скважины, проведение геофизических исследований перед эксплуатацией скважин для определения водонефтяных интервалов, примыкающих к добывающей скважине, изоляцию водонефтяных интервалов, закачку вытесняющего агента с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды и температурой выше 80°С в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины.
Новым является то, что проводят геофизические исследования для определения водонефтяных интервалов перед спуском фильтра-хвостовика, а изоляцию водонефтяных интервалов производят снабжением фильтра-хвостовика изнутри патрубками с герметизирующими колпачками, которые располагают напротив водонефтяных интервалов, после получения гидродинамической связи между нагнетательной и добывающей скважиной, равномерного прогрева и увеличения пластовой температуры около добывающей скважины до 80°-100°С вскрывают водонефтяной интервал, разрушая изнутри срезные заглушки для притока дополнительной продукции в скважину.
На чертеже изображена схема реализации предлагаемого способа в разрезе нефтяного пласта.
Способ реализуют следующим образом.
При разработке залежи 1 высоковязкой нефти и/или битума методом закачки пара в пласт бурят горизонтальную нагнетательную скважину 2 и добывающую скважину 3, которую располагают на 5-10 м ниже нагнетательной 2. При помощи геофизических исследований выявляют водонефтяной интервал 4. До спуска в добывающую скважину 3 фильтра-хвостовика 5 часть его изнутри оснащают патрубком с заглушками 6 (показано условно). Фильтр-хвостовик 5 спускают в скважину так, чтобы его часть с заглушками 6 располагалась напротив водонефтяного интервала 4 (с обводненностью продукции более 70%), исключая закачку пара в водонефтяной интервал 4 и приток обводненной продукции из него. Закачивают пар в нагнетательную скважину 2 не превышающего давления гидроразрыва пласта. После чего из добывающей скважины 3 производят отбор продукции, в ходе добычи проводят термодинамическое исследование с целью определения профиля притока жидкости из пласта.
После получения гидродинамической связи между нагнетательной 2 и добывающей 3 скважинами, равномерного прогрева и увеличения пластовой температуры около добывающей скважины до 80°-100°С срезают (специальной воронкой, фрезой или долотом) заглушки 6 изнутри фильтра-хвостовика 5 в установленном водонефтяном интервале 4, обеспечивая дополнительный приток нефти в добывающую скважину 3 за счет увеличения площади фильтрации и подвижности добываемой нефти. Поскольку обводненность добываемой продукции в этот период не менее 80%, то вскрытие водонефтяного интервала 4 не приведет к значительному увеличению суммарной обводненности продукции.
Пример конкретного выполнения способа
2
3
На Ашальчинском месторождении залежей битума, находящемся на глубине 90 м, залежь 1 представлена неоднородными пластами толщиной 20-30 м с наличием водонефтяных интервалов 4, 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: добывающую 3 и нагнетательную 2. Провели геофизические исследования добывающей 3 скважины, по результатам которых был определен водонефтяной интервал 4 с обводненностью продукции 74%. Часть фильтра-хвостовика 5 изнутри оснастили патрубком с заглушками 6 и разместили ее напротив водонефтяного интервала 4. В нагнетательную скважину 2 закачивали пар, а из добывающей 3 отбирали продукцию с мониторингом температуры. После повышения около добывающей скважины 3 пластовой температуры до 87°С с перепадом температуры по длине скважины 3 - ±2°С и образования устойчивой гидродинамической связи между нагнетательной 2 и добывающей 3 скважинами, произвели спуск в фильтр-хвостовик 5 долота (не показано) диаметром d=142,9 мм с разрушением изнутри заглушек 6 в водонефтяном интервале 4 и обеспечением притока продукции через этот интервал 4. В результате дебит из добывающей скважины возрос с 11 т/с до 16,5 т/с, что составляет 50%, при обводненности добываемой продукции - 84%.
Предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонефтяными интервалами прост и надежен в использовании и позволяет увеличить дебит не менее чем на 50% за счет увеличения площади фильтрации добывающей скважины.