СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ И ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ С ТЕРМИЧЕСКИМ ВОЗДЕЙСТВИЕМ
METHOD FOR DEVELOPMENT OF HIGH-VISCOSITY AND HEAVY OIL WITH THERMAL ACTION

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, в частности к способам теплового воздействия на залежь, содержащую высоковязкую и тяжелую нефть.
Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2062865, МПК 8 Е21В 43/00, Е21В 43/24 опубл. в бюл. № от 27.06.1996 г.), включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин, вертикальных и горизонтальных добывающих скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины и добычу пластовых флюидов через добывающие скважины, при этом горизонтальные скважины располагают вдоль рядов вертикальных добывающих скважин на минимальном расстоянии от их забоев, одновременно с закачкой теплоносителя через нагнетательные вертикальные скважины осуществляют периодическую закачку теплоносителя через горизонтальные скважины до его прорыва в вертикальные добывающие скважины, затем подают вытекающий агент в вертикальные скважины под давлением, достаточным для выноса песка, а через горизонтальные скважины осуществляют отбор песка и пластового флюида.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, небольшой охват тепловым воздействием залежи и, как следствие, низкие коэффициенты охвата и нефтеотдачи залежи высоковязкой и тяжелой нефти;
- во-вторых, вытесняющий агент подают в вертикальные скважины под давлением, достаточным для выноса песка, что может привести к росту уровня водонефтяного контакта (ВНК). В результате добываемая продукция быстро обводняется и резко увеличивается процент ее обводненности и в скором времени разработка залежи высоковязкой нефти становится нерентабельной.
Также известен способ теплового воздействия на залежь высоковязкой нефти (патент RU №2199656, Е21В 43/24, опубл. в Бюл. №6 от 27.02.2003 г.), включающий бурение рядов вертикальных нагнетательных и добывающих скважин, бурение горизонтальных скважин вдоль рядов вертикальных скважин, периодическую закачку теплоносителя, например пара, в горизонтальные скважины и отбор нефти из вертикальных добывающих скважин, при этом отбор ведут также из вертикальных нагнетательных скважин, а в период прекращения закачки пара ведут отбор из горизонтальных скважин, являющихся источником прорыва пара в вертикальные скважины, а после выработки пласта в районе призабойной зоны всех скважин переходят к площадной закачке вытесняющего агента, например воды, в вертикальные нагнетательные скважины, одновременно отбирая нефть из остальных скважин.
Недостатками данного способа являются небольшой охват тепловым воздействием участков пласта и, как следствие, низкие коэффициенты охвата и нефтеотдачи залежи высоковязкой нефти, быстрое обводнение залежи вследствие остывания теплоносителя и кольматации пласта.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием (патент RU №2368767, Е21В 43/24, опубл. в Бюл. №27 от 27.09.2009 г.), включающий бурение рядов вертикальных нагнетательных и добывающих скважин, бурение горизонтальных нагнетательных скважин вдоль рядов вертикальных скважин, закачку теплоносителя в горизонтальные скважины и отбор высоковязкой и тяжелой нефти из вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, при этом под каждой нагнетательной горизонтальной скважиной в пределах этого же продуктивного пласта бурят дополнительную горизонтальную добывающую скважину для отбора высоковязкой и тяжелой нефти, а вертикальные добывающие и нагнетательные скважины в рядах располагают поочередно, при этом из вертикальных добывающих скважин высоковязкую тяжелую нефть отбирают до прорыва в них теплоносителя из горизонтальных нагнетательных скважин, после чего закачку теплоносителя в вертикальные нагнетательные скважины прекращают и переводят их в добывающие, а те добывающие скважины, в которые прорвался теплоноситель, переводят в нагнетательные скважины, в дальнейшем при прорыве теплоносителя из горизонтальных нагнетательных скважин в вертикальные добывающие скважины, переведенные ранее из нагнетательных скважин, производят обратную замену по переводу вертикальных нагнетательных скважин в добывающие скважины, а вертикальные добывающие - в нагнетательные и цикл повторяют до полной выработки призабойных зон вертикальных и горизонтальных скважин.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, небольшой охват тепловым воздействием залежи и, как следствие, низкие коэффициенты охвата и нефтеотдачи залежи высоковязкой и тяжелой нефти;
- во-вторых, невозможно регулировать температуру добываемой продукции в процессе разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти;
- в-третьих, дороговизна осуществления способа, связанная со строительством большого количества как вертикальных, так и горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин.
Задачей изобретения является снижение себестоимости осуществления способа с возможностью регулирования температуры добываемой продукции в процессе разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти в стволе горизонтальной добывающей скважины, а также увеличение охвата тепловым воздействием залежи высоковязкой и тяжелой нефти.
Поставленная задача решается способом разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием, включающим бурение горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин, закачку теплоносителя в нагнетательные скважины и отбор высоковязкой и тяжелой нефти из добывающих скважин.
Новым является то, что горизонтальную нагнетательную скважину бурят по направлению к горизонтальной добывающей скважине в том же интервале, с последующим строительством из горизонтальных участков разнонаправленных боковых стволов параллельных горизонтальной добывающей скважине с шагом 50-400 м от нее и вторичным вскрытием этих стволов, причем температуру добываемой продукции из добывающей скважины регулируют отключением близлежащих к добывающей скважине боковых стволов нагнетательной скважины для снижения температуры или включением в работу ранее отключенных боковых стволов нагнетательной скважины для повышения температуры.
На фигуре 1 схематично изображен предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием на начальной стадии.
На фигуре 2 схематично изображен предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием при увеличении температуры добываемой продукции.
На фигуре 3 схематично изображен предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием при снижении температуры добываемой продукции.
n
n
n
n
Способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием включает бурение расположенных в пределах одной залежи 1 (см. фиг.1) горизонтальных нагнетательных 2 2'; 2"…2 и добывающих 3; 3'; 3"…3 скважин, причем горизонтальные нагнетательные скважины 2 2'; 2"…2 бурят перпендикулярно к центру горизонтальных добывающих скважин 3; 3'; 3"…3 в том же интервале залежи 1.
Рассмотрим предлагаемый способ на примере одной пары горизонтальной нагнетательной 2 и горизонтальной добывающей скважины 3 (см. фиг.1).
n
n
Из горизонтального участка 4 горизонтальной нагнетательной скважины 2 производят строительство разнонаправленных боковых стволов 5; 5'; 5"…5, параллельных горизонтальной добывающей скважине 3 с шагом 50-400 м от нее и вторичным вскрытием этих боковых стволов 5; 5'; 5"…5.
n
n
Далее производят обустройство горизонтальной добывающей скважины 3 насосным оборудованием (на фиг. не показано). Начинают закачку теплоносителя (пара, горячей воды, газа), например, пара в горизонтальный участок 4 горизонтальной нагнетательной скважины 2. Теплоноситель по горизонтальному участку 4 горизонтальной нагнетательной скважины 2 попадает сначала в ее боковые стволы 5; 5'; 5"…5, а оттуда в залежь 1, где начинает прогревать высоковязкую и тяжелую нефть напротив горизонтальной добывающей скважины 3. В процессе закачки теплоносителя поддерживают расчетный температурный режим закачки теплоносителя (например, 200°С и давление закачиваемого теплоносителя Р=15 МПа) таким образом, чтобы пар, образующий паровую камеру в залежи 1 между боковыми стволами 5; 5'; 5"…5 и размещенной в том же интервале залежи 1 горизонтальной добывающей скважины 3, не конденсировался в воду, поднимая уровень водонефтяного контакта, чтобы избежать преждевременного обводнения отбираемой продукции (разогретой высоковязкой и тяжелой нефти).
По мере закачки теплоносителя происходит прогревание высоковязкой и тяжелой нефти, которая разжижается, то есть снижается вязкость и в прогретом состоянии высоковязкая и тяжелая нефть поступает через перфорационные отверстия 6 и 7 в ствол горизонтальной добывающей скважины 3, откуда попадает на прием насоса (на фиг.1, 2 и 3 не показано), расположенного в горизонтальном участке горизонтальной добывающей скважины 3, который производит отбор прогретой высоковязкой и тяжелой нефти на поверхность. В процессе разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием производят контроль за температурой добываемой продукции в стволе горизонтальной добывающей скважины 3, например, с помощью снятия термограмм посредством температурных датчиков, спущенных в скважину на оптико-волоконном кабеле, как описано в патенте RU №2340768 «Способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых скважин» (опуб. в бюл. №34 от 10.12.2008 г.).
Например, установленный практическими исследованиями залежи 1 оптимальный температурный режим добываемой продукции в стволе горизонтальной добывающей скважине 3 находится в интервале 45°С-80°С, поскольку при превышении верхнего значения этого интервала возможен прорыв теплоносителя в ствол горизонтальной добывающей скважины 3 и соответственно преждевременное обводнение добываемой продукции, и наоборот, при снижении температуры добываемой продукции в стволе горизонтальной добывающей скважине 3 ниже нижнего значения затрудняется отбор высоковязкой и тяжелой нефти из ствола горизонтальной добывающей скважины 3 (отбираемая из ствола горизонтальной добывающей скважины 3 продукция становится более вязкой и, как следствие, снижается КПД насоса, увеличиваются энергозатраты и т.д.).
При повышении температуры (контролируется снятием термограмм) добываемой продукции из горизонтальной добывающей скважины 3 выше верхнего значения, как указано выше, свыше 80°С. Останавливают горизонтальную нагнетательную скважину 2 и производят отключение (см. фиг.2) близлежащей к горизонтальной добывающей скважине 3 боковых стволов 4 и 4' горизонтальной нагнетательной скважины 2 для снижения температуры добываемой продукции в стволе горизонтальной добывающей скважине 3 путем спуска в горизонтальный участок 4 горизонтальной нагнетательной скважины 2 и посадки в нем перед входом в боковые стволы 4 и 4' горизонтальной нагнетательной скважины 2 любого известного глухого пакера 8, например, извлекаемый пакер-пробку конструкции ТатНИПИнефть (г.Бугульма, Республики Татарстан, Российская Федерация) см. патент RU №2346142 «Пакер-пробка» опубл. в бюл. №4 от 10.02.2009 г.).
n
После чего запускают горизонтальную нагнетательную скважину 2 в работу. Теплоноситель по горизонтальному участку 4 горизонтальной нагнетательной скважины 2 попадает сначала в ее боковые стволы 5; 5'; 5"…5, а оттуда в залежь 1, где начинает прогревать высоковязкую и тяжелую нефть напротив горизонтальной добывающей скважины 3. По мере закачки теплоносителя происходит прогревание высоковязкой и тяжелой нефти, которая разжижается, то есть снижается вязкость и в прогретом состоянии высоковязкая и тяжелая нефть поступает через перфорационные отверстия 6 и 7 в горизонтальную добывающую скважину 3, откуда попадает на прием насоса, расположенного в горизонтальном участке горизонтальной добывающей скважины 3, который производит отбор прогретой высоковязкой и тяжелой нефти на поверхность и одновременно продолжают вести контроль за температурой добываемой продукции в стволе горизонтальной добывающей скважины 3 снятием термограмм.
При снижении температуры добываемой продукции в стволе горизонтальной добывающей скважины 3 ниже нижнего значения интервала указано выше, т.е. ниже 40°С. Останавливают горизонтальную нагнетательную скважину 2 и производят включение в работу ранее отключенных близлежащих к горизонтальной добывающей скважине 3 боковых стволов 5 и 5' горизонтальной нагнетательной скважины 2 для повышения температуры добываемой продукции в горизонтальной добывающей скважине 3 путем спуска ловителя (на фиг.1, 2, 3 не показано) в горизонтальный участок 4, захвата и извлечения из горизонтальной нагнетательной скважины 2 (см. фиг.3) ранее посаженного в нем глухого пакера 8.
n
После чего вновь запускают горизонтальную нагнетательную скважину 2 в работу. Теплоноситель по горизонтальному участку 4 горизонтальной нагнетательной скважины 2 попадает сначала в ее боковые стволы 5; 5'; 5"…5, а оттуда в залежь 1, где начинает прогревать высоковязкую и тяжелую нефть напротив горизонтальной добывающей скважины 3. По мере закачки теплоносителя происходит прогревание высоковязкой и тяжелой нефти, которая разжижается, то есть снижается вязкость и в прогретом состоянии высоковязкая и тяжелая нефть поступает через перфорационные отверстия 6 и 7 в горизонтальную добывающую скважину 3, откуда попадает на прием насоса (на фиг. не показано), расположенного в горизонтальном участке горизонтальной добывающей скважины 3, который производит отбор прогретой высоковязкой и тяжелой нефти на поверхность.
При необходимости дальнейшего регулирования температуры добываемой продукции в стволе горизонтальной добывающей скважины 3 циклы по установке и снятию глухого пакер-пробки 8 в требуемом месте горизонтального участка 4 повторяют необходимое количество раз. Например, при быстром превышении по времени верхнего интервала температурного значения, т.е. 80°С, глухую пакер-пробку 8 (на фиг.1, 2 и 3 не показано) устанавливают в горизонтальном участке 4 горизонтальной нагнетательной скважины 2 перед входом в боковой канал 5" или 5'".
В процессе разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием продолжают вести контроль за температурой добываемой продукции в стволе горизонтальной добывающей скважины 3, как описано выше. В случае, если температура добываемой продукции в стволе горизонтальной добывающей скважины 3 в процессе продолжительной закачки теплоносителя в горизонтальную нагнетательную скважину 2 не достигает необходимой рабочей температуры, например 60°С, то останавливают горизонтальную нагнетательную скважину 2 и производят удлинение (см. фиг.3) его горизонтального участка 4 до длины 4', из которой при необходимости производят строительство дополнительных боковых стволов 9 и 9'.
Данный способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием прост и дешев в осуществлении, а возможность регулирования температуры добываемой продукции в стволе горизонтальной добывающей скважины в процессе разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти позволяет избежать преждевременного обводнения добываемой продукции и в оптимальном температурном режиме производить равномерную и полную выработку запасов высоковязкой и тяжелой нефти в залежи, а наличие боковых стволов, пробуренных в разные стороны из горизонтального участка горизонтальной нагнетательной скважины, позволяет увеличить охват тепловым воздействием залежи высоковязкой и тяжелой нефти.