Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с глинистой перемычкой
METHOD FOR DEVELOPING SUPER-VISCOUS OIL RESERVOIR WITH CLAY BRIDGE

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи сверхвязкой нефти или битума с наличием глинистой перемычки и применением парогравитационного дренирования.
Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума, включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента (пара в чередовании с воздухом) через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Горизонтальный ствол добывающей скважины проводят в 1,5-2,5 м над подошвой продуктивного пласта, горизонтальный ствол перфорируют. Выше горизонтального ствола добывающей скважины на 3,5-4,5 м размещают низ вертикальной нагнетательной скважины, перфорированной в интервале 0,5-1,5 м от низа. Вертикальную нагнетательную скважину размещают от вертикального ствола добывающей скважины на расстоянии, большем 2/3 длины горизонтального участка добывающей скважины, вплоть до конца горизонтального ствола (патент РФ №2334095, кл. E21B 43/24, опубл. 20.09.2008).
Недостатком известного способа является низкий охват залежи действием рабочего агента и его быстрый прорыв к горизонтальному стволу добывающей скважины. Кроме того, при наличии глинистой перемычки (непроницаемого пропластка) эффективность способа значительно снижается. В результате нефтеотдача от применения известного способа остается низкой.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин гидравлического разрыва пласта - ГРП, включающий бурение вертикальной нагнетательной и горизонтальной добывающей скважин в залежи, представленной верхней и нижней частями продуктивного пласта, разделенными непроницаемым пропластком, крепление вертикальной нагнетательной и горизонтальной добывающей скважины обсадными колоннами, перфорацию обсадных колонн, закачку теплоносителя через вертикальную нагнетательную скважину и отбор продукции через горизонтальную добывающую скважину. Бурят вертикальную нагнетательную скважину со вскрытием непроницаемого пропластка, перфорируют обсадную колонну в верхней и нижней частях продуктивного пласта и в непроницаемом пропластке, в вертикальной нагнетательной скважине производят ГРП в интервале непроницаемого пропластка, осуществляют крепление трещины, затем определяют направление развития трещины по азимуту и высоту трещины разрыва, затем дополнительно бурят как минимум одну вертикальную нагнетательную скважину на расстоянии 150 м от первой вертикальной нагнетательной скважины перпендикулярно направлению развития трещины разрыва, бурение горизонтальной добывающей скважины осуществляют на расстоянии 5 м ниже забоев вертикальных нагнетательных скважин и перпендикулярно направлению трещин разрыва ГРП, осуществляют закачку теплоносителя через вертикальные нагнетательные скважины и отбор продукции через горизонтальную добывающую скважину, при снижении дебита на 50% от первоначального значения осуществляют поинтервальные ГРП из горизонтальной добывающей скважины в интервалах между вертикальными нагнетательными скважинами с вскрытием непроницаемого пропластка с образованием трещин, трещины разрыва крепят с применением утяжеленного проппанта (патент РФ №2633887, кл. E21B 43/267, E21B 43/24, опубл. 19.10.2017 - прототип).
Известный способ позволяет лишь частично разрушить непроницаемый пропласток, т.к. залежи высоковязкой нефти или битума в большинстве случаев залегают на глубине 100-300 м и трещины ГРП при этом распространяются в горизонтальной плоскости. Кроме того, вертикальные нагнетательные скважины приводят к невысокому охвату пласта воздействием со стороны пара. Таким образом, коэффициент нефтеизвлечения от применения известного способа остается низким.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи сверхвязкой нефти.
Задача решается тем, что в способе разработки залежи сверхвязкой нефти с глинистой перемычкой, включающем бурение в продуктивном пласте паронагнетательной горизонтальной скважины и, расположенной ниже, горизонтальной добывающей скважины, проведение гидравлического разрыва пласта, закачку пара в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины, согласно изобретению, горизонтальные стволы длиной L добывающей и нагнетательной скважин размещают параллельно в вертикальной плоскости и под углом не более 15° в горизонтальной плоскости, при отсутствии гидродинамической связи между стволами добывающей и нагнетательной скважин при закачке пара в течение не более 12 месяцев, бурят 1-2 вертикальные скважины, которые размещают в вертикальной плоскости - на расстоянии (0,3-0,7)⋅L от носка горизонтальных стволов скважин, а в горизонтальной плоскости - на расстоянии не более 0,2⋅L от горизонтальных стволов скважин, проводят исследования и определяют наличие глинистой перемычки, препятствующей указанной гидродинамической связи, в данных вертикальных скважинах из продуктивной части отбирают образцы пород, в том числе глин, проводят геомеханические исследования, по результатам которых подбирают оптимальный дизайн, рабочие жидкости и проппант для гидравлического разрыва перемычки, гидравлический разрыв перемычки проводят таким образом, чтобы создать как горизонтальные, так и вертикальные трещины, затем вертикальные скважины осваивают закачкой пара в течение 1-6 месяцев, в последующем данные вертикальные скважины используют для контроля и регулирования разработки участка пласта между горизонтальными стволами добывающей и нагнетательной скважин, а также для подачи химических реагентов с целью повышения нефтеизвлечения и/или блокирования обводнившихся участков пласта. Сущность изобретения.
Под сверхвязкой понимается нефть с вязкостью не менее 10000 сПз. Для разработки залежи сверхвязкой нефти широко используют технологию парогравитационного дренирования. Однако, при наличии глинистой перемычки (непроницаемого пропластка или линзы) охват пласта воздействием по стороны пара незначителен, т.к. не удается создать гидродинамическую связь между горизонтальными стволами добывающей и нагнетательной скважин. В результате происходит недовыработка остаточных запасов нефти и, соответственно, нефтеотдача залежи остается невысокой. Существующие технические решения не в полной мере позволяют решить указанную задачу. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи сверхвязкой нефти. Задача решается следующим образом.
На фигуре представлено схематическое изображение участка залежи сверхвязкой нефти с размещением скважин.
Обозначения: 1 - продуктивный пласт залежи сверхвязкой нефти, 2 - горизонтальная добывающая скважина, 3 - горизонтальная паронагнетательная скважина, 4 - вертикальные скважины, 5 - глинистая перемычка, ГРП - гидравлический разрыв пласта, L - длины горизонтальных стволов скважин 2 и 3.
Способ реализуют следующим образом.
В продуктивном пласте 1 залежи сверхвязкой нефти бурят горизонтальную добывающую скважину 2, горизонтальный ствол длиной L которой проводят в нижней части продуктивного пласта 1 (при рассмотрении в вертикальной плоскости).
Выше добывающей скважины 2 бурят горизонтальную паронагнетательную скважину 3 с длиной L горизонтального ствола. Горизонтальные стволы добывающей 2 и нагнетательной 3 скважин размещают параллельно в вертикальной плоскости и под углом не более 15° в горизонтальной плоскости. Согласно расчетам, параллельное размещение горизонтальных стволов в вертикальной плоскости позволяет снизить скорость обводнения добывающей скважины 2. При угле между горизонтальными стволами скважин 2 и 3 более 15° в горизонтальной плоскости, снижается нефтеотдача ввиду уменьшения охвата продуктивного пласта 1 воздействием со стороны пара.
После освоения скважины 2 и 3 пускают в работу. При отсутствии гидродинамической связи между стволами добывающей 2 и нагнетательной 3 скважин при закачке пара в течение не более 12 месяцев, скважины 2 и 3 останавливают. Бурят 1-2 вертикальные скважины 4. Данные вертикальные скважины 4 размещают в вертикальной плоскости - на расстоянии (0,3-0,7)⋅L от носка горизонтальных стволов скважин 2 и 3, а в горизонтальной плоскости - на расстоянии не более 0,2⋅L от горизонтальных стволов скважин 2 и 3. Согласно исследованиям, гидродинамическая связь в зависимости от геолого-физических характеристик продуктивного пласта 1 может устанавливаться достаточно продолжительное время, но не более года. Поэтому, нет необходимости закачивать пар более 12 месяцев, если отсутствует реакция со стороны добывающей скважины 2. Бурение более двух вертикальных скважин 4 в большинстве случаев экономически не оправдано, т.к. 1-2 скважин 4 достаточно, для того чтобы выявить непроницаемую глинистую перемычку 5. Очевидно, что если размеры такой перемычки 5 невелики, то за 12 месяцев реакция добывающей скважины 2 от закачки пара возникнет и, соответственно, нет необходимости в бурении вертикальных скважин 4. При размещении вертикальных скважин 4 на расстоянии менее 0,3⋅L и/или более 0,7⋅L в вертикальной плоскости от носка горизонтальных стволов скважин 2 и 3, последующий гидроразрыв пласта не позволяет эффективно создавать гидродинамическую связь между добывающей 2 и нагнетательной 3 скважинами, что приводит к низкой нефтеотдаче. Аналогично не удается создать эффективную гидродинамическую связь между добывающей 2 и нагнетательной 3 скважинами при размещении вертикальных скважин 4 на расстоянии более 0,2⋅L в горизонтальной плоскости от горизонтальных стволов скважин 2 и 3.
Далее в вертикальных скважинах 4 проводят геофизические исследования и определяют наличие глинистой перемычки 5, препятствующей указанной гидродинамической связи. В данных вертикальных скважинах 4 из продуктивной части пласта 1 отбирают образцы пород, в том числе глин, проводят геомеханические исследования. По результатам геомеханических исследований подбирают оптимальный дизайн, рабочие жидкости и проппант для гидравлического разрыва глинистой перемычки 5.
Гидравлический разрыв глинистой перемычки 5 проводят таким образом, чтобы создать как горизонтальные, так и вертикальные трещины. Т.к. залежи сверхвязких нефтей залегают в основном неглубоко, то при гидравлическом разрыве продуктивного пласта 1 образуются преимущественно горизонтальные трещины. Для создания вертикальных трещин необходимо дополнительно закачивать отклонители.
Затем вертикальные скважины 4 осваивают закачкой пара в течение 1-6 месяцев для ускорения создания гидродинамической связи между скважинами 2 и 3. Одновременно в работу пускают скважины 2 и 3. Согласно исследованиям, при закачке пара в вертикальные скважины 4 более 6 месяцев, темпы отбора нефти снижаются.
В последующем вертикальные скважины 4 используют для контроля и регулирования разработки участка продуктивного пласта 1 между горизонтальными стволами добывающей 2 и нагнетательной 3 скважин, а также для подачи химических реагентов с целью повышения нефтеизвлечения и/или блокирования обводнившихся участков продуктивного пласта 1.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи сверхвязкой нефти.
Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи залежи сверхвязкой нефти.
Примеры конкретного выполнения способа.
Пример 1.
Продуктивный пласт 1 залежи сверхвязкой нефти представлен терригенными отложениями. Средняя нефтенасыщенная толщина составляет 17 м, глубина залегания кровли пласта - 190 м, начальное пластовое давление - 1,9 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях - 16000 мПа⋅с, начальная пластовая температура 8°С.
В продуктивном пласте 1 бурят горизонтальную добывающую скважину 2, горизонтальный ствол длиной L=300 м которой проводят в нижней части продуктивного пласта 1 (при рассмотрении в вертикальной плоскости).
Выше добывающей скважины 2 бурят горизонтальную паронагнетательную скважину 3 с длиной горизонтального ствола L=300 м. Горизонтальные стволы добывающей 2 и нагнетательной 3 скважин размещают параллельно в вертикальной плоскости и под углом 15° в горизонтальной плоскости.
После освоения скважины 2 и 3 пускают в работу. В течение 12 месяцев при закачке пара отсутствовала гидродинамическая связь между стволами добывающей 2 и нагнетательной 3 скважинами. Скважины 2 и 3 останавливают. Бурят одну вертикальную скважину 4, которую размещают в вертикальной плоскости - на расстоянии 0,3⋅L от носка горизонтальных стволов скважин 2 и 3, а в горизонтальной плоскости - на расстоянии 0,2⋅L от горизонтальных стволов скважин 2 и 3.
Далее в вертикальной скважине 4 проводят геофизические исследования и определяют наличие глинистой перемычки 5, препятствующей указанной гидродинамической связи. В данных вертикальных скважинах 4 из продуктивной части пласта 1 отбирают образцы пород, в том числе глин, проводят геомеханические исследования. По результатам геомеханических исследований подбирают оптимальный дизайн, рабочие жидкости и проппант для гидравлического разрыва глинистой перемычки 5. В качестве жидкости гидравлического разрыва используют SlickWater, в качестве проппанта - кварцевый песок фракции 16/20 меш.
Гидравлический разрыв глинистой перемычки 5 проводят таким образом, чтобы создать как горизонтальные, так и вертикальные трещины. Для создания вертикальных трещин в процессе гидравлического разрыва продуктивного пласта 1 и крепления трещин проппантом периодически закачивают отклонители - вязкие композиции на основе полимеров (например, полиакриламид).
Затем вертикальную скважину 4 осваивают закачкой пара в течение 1 месяца. Одновременно в работу пускают скважины 2 и 3. В последующем вертикальную скважину 4 используют для контроля и регулирования разработки участка продуктивного пласта 1 между горизонтальными стволами добывающей 2 и нагнетательной 3 скважин, а также для подачи химических реагентов с целью повышения нефтеизвлечения (например, ароматические углеводороды) и/или блокирования обводнившихся участков продуктивного пласта 1 (например, гелеобразующие составы).
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи сверхвязкой нефти.
В результате разработки, которое ограничили достижением обводненности добывающей скважины до 98% при снижении дебита нефти до значения 0,5 т/сут., было добыто 41,6 тыс.тонн нефти, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) составил 0,394 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 37,8 тыс.тонн нефти, коэффициент нефтеизвлечения - КИН составил 0,358 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,036 д.ед.
Пример 2.
Выполняют как пример 1. Коллектор характеризуется иными геолого-физическими характеристиками. Бурят две вертикальные скважины 4. Одну из скважин 4 размещают в вертикальной плоскости - на расстоянии 0,7⋅L, а другую - на расстоянии 0,3⋅L от носка горизонтальных стволов скважин 2 и 3. После проведения гидравлического разрыва продуктивного пласта 1 вертикальные скважины 4 осваивают закачкой пара в течение 6 месяцев.
Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент охвата неоднородного участка залежи сверхвязкой нефти за счет разрушения глинистой перемычки гидравлическим разрывом продуктивного пласта и, как следствие, повысить коэффициент нефтеизвлечения.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи залежи сверхвязкой нефти.