Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин гидроразрыва пласта
HIGH-VISCOSITY OIL OR BITUMEN RECOVERY METHOD, USING HYDRAULIC FRACTURES

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к разработке залежей высоковязкой нефти или битума, содержащих непроницаемые коллекторы с применением трещин гидроразрыва пласта (ГРП).
Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума (патент RU №2494240, МПК E21B 43/24, опубл. 27.09.2013 г., бюл. №27), включающий бурение нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин с расположением забоя нагнетательной скважины над средней частью горизонтальной добывающей скважины, крепление обсадными колоннами добывающей и нагнетательных скважин, перфорацию обсадных колонн, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие горизонтальные скважины с контролем температуры продукции, при превышении допустимой температуры установку пакера и последующий его перенос в добывающей скважине для отбора в участке горизонтального ствола с более низкой температурой. Нагнетательную скважину бурят над добывающей скважиной ей навстречу, причем горизонтальный участок добывающей скважины вскрывают с уплотнением перфорационных отверстий от устья к забою, а участок нагнетательной скважины - от забоя к устью. Пакер устанавливают после прорыва теплоносителя из нагнетательной скважины в добывающую с возникновением гидродинамической связи между этими скважинами для отсечения участка прорыва теплоносителя, при последующем прорыве теплоносителя из нагнетательной скважины в добывающую над установленным пакером его последовательно переустанавливают выше участков прорыва теплоносителя.
Недостатками способа являются:
- во-первых, низкая эффективность реализации способа разработки залежи, представленной верхней и нижней частями продуктивного пласта, разделенных непроницаемым коллектором, обусловленная тем, что при наличии в залежи высоковязкой нефти или битума непроницаемого коллектора (глинистого пропластка) охват залежи тепловым воздействием резко снижается, при этом необходимо увеличивать закачку теплоносителя, при этом отбор нефти из добывающей горизонтальной скважины не увеличивается, что приводит к скорому перетоку теплоносителя напрямую в ствол горизонтальной добывающей скважины и обводнению добываемой продукции, т.е. низкий коэффициент полезного действия теплоносителя, создающего тепловой эффект;
- во-вторых, низкая надежность реализации способа, связанная с тем, что перфорируется весь ствол добывающей горизонтальной скважины, что вызывает постепенно обводнение за счет перетока теплоносителя в ствол добывающей скважины, для уменьшения которого необходимо уже в процессе отбора высоковязкой нефти или битума периодически отсекать обводнившийся интервал горизонтальной добывающей скважины пакером;
- в-третьих, высокие затраты на реализацию в процессе разработки залежи высоковязкой нефти или битума, так как необходимо привлекать бригаду ремонта скважины с целью установки или переустановки пакера в стволе горизонтальной добывающей скважины, при этом необходимо остановить обе скважины, прекратить закачку теплоносителя и отбор продукции, после установки или переустановки пакера вновь прогревать паровую камеру, успевшую остыть за время ремонта скважины, закачкой теплоносителя;
- в-четвертых, неравномерная и неполная выработка запасов высоковязкой нефти или битума из залежи вследствие последовательного обводнения интервала горизонтального ствола и отсечения его пакером и, как следствие, низкий охват тепловым воздействием.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой нефти или битумов (патент RU №2494241, МПК E21B 43/24, опубл. 27.09.2013 г., бюл. №27), включающий бурение нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин с расположением забоя нагнетательной скважины над средней частью горизонтальной добывающей скважины, крепление обсадными колоннами добывающей и нагнетательных скважин, перфорацию обсадных колонн, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие горизонтальные скважины с контролем температуры продукции, при превышении допустимой температуры установку пакера и последующий его перенос в добывающей скважине для отбора в более низкотемпературном участке горизонтального ствола. При этом нагнетательную скважину бурят над добывающей скважиной ей навстречу, пакер устанавливают после прорыва теплоносителя из нагнетательной скважины в добывающую с возникновением гидродинамической связи между этими скважинами для отсечения участка прорыва теплоносителя. При последующем прорыве теплоносителя из нагнетательной скважины в добывающую над установленным пакером его последовательно переустанавливают выше участков прорыва теплоносителя.
Недостатками способа являются:
- во-первых, низкая эффективность реализации способа разработки залежи, представленной верхней и нижней частями продуктивного пласта, разделенных непроницаемым коллектором, обусловленная тем, что при наличии в залежи высоковязкой нефти или битума непроницаемого коллектора (глинистого пропластка) охват залежи тепловым воздействием резко снижается, при этом необходимо увеличивать закачку теплоносителя, при этом отбор нефти из добывающей горизонтальной скважины не увеличивается, что приводит к скорому перетоку теплоносителя напрямую в ствол горизонтальной добывающей скважины и обводнению добываемой продукции, т.е. низкий коэффициент полезного действия теплоносителя, создающего тепловой эффект;
- во-вторых, низкая надежность реализации способа, связанная с тем, что перфорируется весь ствол добывающей горизонтальной скважины, что вызывает постепенное обводнение за счет перетока теплоносителя в ствол добывающей скважины, для уменьшения которого необходимо уже в процессе отбора высоковязкой нефти или битумов периодически отсекать обводнившийся интервал горизонтальной добывающей скважины пакером;
- в-третьих, высокие затраты на реализацию в процессе разработки залежи высоковязкой нефти или битума, так как необходимо привлекать бригаду ремонта скважины с целью установки или переустановки пакера в стволе горизонтальной добывающей скважины, при этом необходимо остановить обе скважины, прекратить закачку теплоносителя и отбор продукции, после установки или переустановки пакера вновь прогревать паровую камеру, успевшую остыть за время ремонта скважины, закачкой теплоносителя;
- в-четвертых, неравномерная и неполная выработка запасов высоковязкой нефти или битума из залежи вследствие последовательного обводнения интервала горизонтального ствола и отсечения его пакером и, как следствие, низкий охват тепловым воздействием.
Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности и надежности реализации способа, снижение затрат на реализацию способа, а также обеспечение равномерной и полной выработки запасов высоковязкой нефти или битума из залежи и увеличение охвата залежи тепловым воздействием теплоносителя.
Поставленные технические задачи решаются способом разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин гидроразрыва пласта - ГРП, включающим бурение нагнетательной горизонтальной скважины над добывающей горизонтальной скважиной ей навстречу в залежи, представленной верхней и нижней частями продуктивного пласта, разделенными непроницаемым коллектором, крепление обсадными колоннами добывающей и нагнетательной скважин, перфорацию обсадных колонн, закачку теплоносителя через нагнетательную горизонтальную скважину, отбор продукции через добывающую горизонтальную скважину.
min
Новым является то, что нагнетательную горизонтальную скважину бурят в верхней части продуктивного пласта в направлении главного минимального напряжения σ, перфорируют обсадную колонну нагнетательной горизонтальной скважины на забое, производят прогрев интервала перфорации и выполняют из него гидроразрыв с созданием первой трещины, вскрывающей непроницаемый коллектор сверху вниз, причем для создания первой трещины закачивают жидкость гидроразрыва с облегченным проппантом в концентрации, обеспечивающей развитие первой трещины вниз, крепят первую трещину закачкой жидкости-носителя с проппантом, создают гидродинамическую связь между верхней и нижней частями продуктивного пласта, затем геофизическими методами определяют длину первой трещины, после чего на расстоянии 3-5 м ниже первой трещины параллельно нагнетательной горизонтальной скважине в нижней части продуктивного пласта бурят добывающую горизонтальную скважину, перфорируют обсадную колонну добывающей горизонтальной скважины на забое, выполняют прогрев интервала перфорации и производят из него гидроразрыв с созданием второй трещины, вскрывающей непроницаемый коллектор снизу вверх, причем для создания второй трещины закачивают жидкость гидроразрыва с утяжеленным проппантом в концентрации, обеспечивающей развитие второй трещины вверх, производят крепление второй трещины закачкой жидкости-носителя с проппантом и создают гидродинамическую связь между нижней и верхней частями продуктивного пласта, оснащают скважины эксплуатационным оборудованием, производят закачку теплоносителя по нагнетательной горизонтальной скважине через первую трещину в залежь, а отбор высоковязкой нефти или битума из залежи производят через вторую трещину по добывающей горизонтальной скважине.
На фиг. 1 и 2 схематично и последовательно изображен процесс реализации способа.
Способ реализуют следующим образом.
Залежь высоковязкой нефти и битума (на фиг. 1 и 2 показана условно) представлена верхней 1' и нижней 1ʺ частями продуктивного пласта, разделенных непроницаемым коллектором 1ʺ.
min
В верхней части продуктивного пласта 1' (см. фиг. 1) бурят нагнетательную горизонтальную скважину 2 в направлении главного минимального напряжения пласта σ. Крепят нагнетательную горизонтальную скважину обсадной колонной и перфорируют (на фиг. 1 и 2 не показано) ее на забое. Перфорацию осуществляют любым известным перфоратором, например перфоратором гидромеханическим (ПГМ) конструкции «ТатНИПИнефть».
Перед проведением гидроразрыва в интервал перфорации спускают электронагреватель (на фиг. 1 и 2 не показан) и производят прогрев, например, в течение 12 ч с целью снижения связывающего действия высоковязкой нефти или битума на скелет породы в процессе проведения ГРП.
3
3
3
Далее через интервал перфорации на забое нагнетательной горизонтальной скважины 2 (см. фиг. 1) выполняют ГРП с созданием первой трещины 3, вскрывающей непроницаемый коллектор 1ʺ сверху вниз, причем для создания первой трещины 3 закачивают жидкость гидроразрыва с облегченным проппантом 4 в концентрации, обеспечивающей развитие первой трещины вниз. Например, используют проппант мелкой фракции 50/70 меш с плотностью 1050 кг/м, который закачивают с жидкостью гидроразрыва (гелированная жидкость) плотностью 1150 кг/м концентрацией 200 кг/м. Вследствие того, что плотность облегченного проппанта 4 ниже плотности жидкости гидроразрыва происходит развитие трещины 3 вниз, а сверху образуется плотная набивка из облегченного проппанта 4 мелкой фракции 50/70 меш, исключающая развитие трещины 3 вверх.
3
3
Производят крепление первой трещины 3 закачкой жидкости-носителя с проппантом 5, например, фракции 20/40 меш плотностью 2700 кг/м концентрацией 600 кг/м и создают гидродинамическую связь между верхней 1' и нижней 1ʺ частями продуктивного пласта сквозь непроницаемый коллектор 1'''.
Геофизическими методами с помощью акустического прибора MPAL определяют закрепленную длину первой трещины 3, например 1=7 м (см. фиг. 1).
После чего на расстоянии 3-5 м, например, на 4 м ниже первой трещины 3 параллельно нагнетательной горизонтальной скважине 2 в нижней части продуктивного пласта бурят добывающую горизонтальную скважину 6.
Крепят добывающую горизонтальную скважину 6 обсадной колонной и перфорируют (на фиг. 1 и 2 не показано) ее на забое. Перед проведением гидроразрыва в интервал перфорации спускают электронагреватель (на фиг. 1 и 2 не показан) и производят прогрев, например, в течение 12 ч.
Далее через интервал перфорации на забое нагнетательной горизонтальной скважины 2 (см. фиг. 2) выполняют ГРП с созданием второй трещины 7, вскрывающей непроницаемый коллектор 1" снизу вверх, причем для создания второй трещины 7 с жидкостью гидроразрыва закачивают утяжеленный проппант 8 в концентрации, обеспечивающей развитие второй трещины вверх.
3
3
3
Например, используют проппант фракции 12/18 меш, утяжеленный бисером стеклянным с плотностью 3600 кг/м, который закачивают с жидкостью гидроразрыва (гелированная жидкость) плотностью 1050 кг/м концентрацией 400 кг/м. Вследствие того, что плотность утяжеленного проппанта 8 выше плотности жидкости гидроразрыва, происходит развитие трещины 7 вверх, а снизу образуется плотная набивка из утяжеленного проппанта 8, исключающая развитие трещины 7 вниз.
3
3
Производят крепление второй трещины 7 закачкой жидкости-носителя с проппантом 9, например, фракции 20/40 меш плотностью 2700 кг/м концентрацией 600 кг/м и создают гидродинамическую связь между нижней 1ʺ и верхней 1' частями продуктивного пласта сквозь непроницаемый коллектор 1'''.
Оснащают скважины 2 и 6 эксплуатационным оборудованием, например, в нагнетательную горизонтальную скважину спускают колонну труб с пакером (см. фиг. 1 и 2), который сажают в нагнетательной горизонтальной скважине перед первой трещиной 3, а в добывающую горизонтальную скважину 6 (см. фиг. 1 и 2) спускают насос 10 (см. фиг. 2) на колонне труб (на фиг. 1 и 2 не показана).
Производят закачку теплоносителя по колонне труб нагнетательной горизонтальной скважины через первую трещину 3 (см. фиг. 2) в залежь, а отбор высоковязкой нефти или битума из залежи производят через вторую трещину 7 насосом 10 через добывающую горизонтальную скважину 6.
В залежи между верхней 1' и нижней 1ʺ частями продуктивного пласта создается паровая камера, которая постепенно расширяется справа налево 11' и 11ʺ, т.е. от первой трещины 3, созданной с забоя нагнетательной горизонтальной скважины 2 в сторону второй трещины 7, созданной с забоя добывающей горизонтальной скважины 6, при этом происходит постепенный разогрев высоковязкой нефти или битума в залежи одновременно в верхней 1' и нижней 1ʺ частях продуктивного пласта. За счет сил гравитации разогретая высоковязкая нефть или битум попадает во вторую трещину 7, по которой стекает в добывающую горизонтальную скважину, откуда насосом 10 отбирается на поверхность.
3
3
3
3
Повышается эффективность реализации способа в залежи высоковязкой нефти или битума с непроницаемым коллектором (глинистым пропластком), из-за последовательного выполнения трещин ГРП с забоев нагнетательной и добывающей скважин (стволы которых выполнены навстречу друг другу). С целью исключения развития трещины вверх, выполняемой из ствола нагнетательной горизонтальной скважины, в процессе разрыва применяют утяжеленный проппант фракции 12/18 меш (плотностью 3600 кг/м с последующим креплением трещины проппантом фракции 20/40 меш плотностью 2700 кг/м), а для предотвращения развития вниз трещины, выполняемой из ствола добывающей горизонтальной скважины в процессе разрыва, применяют облегченный проппант фракции 50/70 меш плотностью 1050 кг/м с последующим креплением трещины проппантом фракции 20/40 меш плотностью 2700 кг/м.
Это позволяет разорвать непроницаемый коллектор и образовать гидродинамическую связь между верхней и нижней частями продуктивного пласта в залежи, увеличить охват залежи тепловым воздействием, исключить необходимость увеличения закачки теплоносителя, добиться увеличения отбора высоковязкой нефти или битума из добывающей горизонтальной скважины за счет равномерного вытеснения высоковязкой нефти или битума по всему пространству продуктивного пласта и через трещину ГРП в ствол горизонтальной добывающей скважины.
Повышается коэффициент полезного действия теплоносителя, создающего тепловой эффект разогревания в паровой камере в процессе перемещения вдоль горизонтальных стволов добывающей и нагнетательной скважин, что с одной стороны поддерживает температуру закачиваемого теплоносителя, не давая ему остыть в стволе нагнетательной горизонтальной скважины, а с другой - поддерживает температуру разогретой высоковязкой нефти или битума в горизонтальном стволе добывающей скважины.
В процессе реализации способа перфорируют только забои нагнетательной и добывающей горизонтальных скважин, из которых производится ГРП с последующим креплением трещин, а это исключает обводнение (попадание воды) в добывающую горизонтальную скважину до полной выработки залежи высоковязкой нефти или битума за счет передвижения фронта вытеснения теплоносителя от забоя негнетательной скважины к забою добывающей скважины, благодаря чему повышается надежность реализации способа.
Обеспечивается равномерная и полная выработка запасов высоковязкой нефти или битума, а также увеличивается охват залежи тепловым воздействием теплоносителя вследствие расширения тепловой камеры не сверху вниз, как описано в прототипе, а от забоя нагнетательной горизонтальной скважины к забою добывающей горизонтальной скважин по всей высоте на расстоянии по вертикали между горизонтальными стволами нагнетательной и добывающей скважин.
Снижаются затраты на реализацию способа в процессе разработки залежи высоковязкой нефти или битума, так как прогревание залежи за счет выполнения трещин ГРП из забоев нагнетательной и добывающей горизонтальных скважин с образованием гидродинамической связи между трещинами ГРП происходит по всему пространству залежи. В связи с этим исключается применение пакера с целью периодического отсечения ствола добывающей горизонтальной скважины в процессе отбора высоковязкой нефти или битума, поэтому отсутствует необходимость привлечения бригады ремонта скважины с целью установки или переустановки пакера в горизонтальной добывающей скважины, а также остановки скважины, прекращения закачки теплоносителя и отбора продукции.
Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин ГРП позволяет:
- повысить эффективность и надежность реализации способа;
- снизить затраты на реализацию способа;
- обеспечить равномерную и полную выработку запасов высоковязкой нефти или битума из залежи;
- увеличить охват залежи тепловым воздействием теплоносителя.