Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами
METHOD FOR DEVELOPMENT OF HIGH-VISCOSITY OIL DEPOSIT WITH WATER-SATURATED ZONES

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти.
Известен способ разработки нефтяной залежи в трещиноватых коллекторах с водонефтяными зонами (патент RU №2578134, МПК Е21В 43/20, опубл. Бюл. №8 от 20.03.2016), включающий строительство вертикальных скважин, определение вскрытых в каждой скважине зон трещиноватости или разуплотнения залежи и нефтенасыщенных уплотненных прослоев, бурение добывающих горизонтальных скважин в нефтенасыщенных уплотненных прослоях ниже кровли пласта на расстоянии 2-5 м и выше водонефтяного контакта на расстоянии не менее 10 м, изоляцию вышеопределенных зон с двух сторон пакерами с установкой между ними управляемых клапанов, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины до достижения обводненности добываемой нефти более 75%, после чего в горизонтальные скважины проводят периодическую закачку водоизолирующих вязких композиций, устойчивых к размыванию водой при открытых управляемых клапанах до повышения давления закачки от начального на 30-50%, но не превышающим давления раскрытия трещин коллектора, таким образом, что выравнивают пластовое давление в горизонтальном стволе добывающей скважины и обеспечивают равномерное вытеснение нефти из пор коллектора снизу вверх по разрезу подошвенной водой.
Недостатками известного способа являются узкая область применения, так как невозможно использовать при термических методах разработки высоковязкой нефти из-за нестабильности водоизолирующих составов, неполное воздействие на пласт, ограниченное интервалом между двумя пакерами, высокая стоимость пакеров с управляемыми клапанами.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума с водонефтяными зонами (патент RU №2522369, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №19 от 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, причем 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 известного способа являются узкая область применения, с учетом того, что водоизолирующий состав разрушается при термическом воздействии при превышении температуры стабильности данного состава, что может быть легко достигнуто при добыче высоковязкой нефти с закачкой высокотемпературного пара (более 180°С), также способ не предусматривает вариант расположения водонасыщенных вод в начальной части горизонтального ствола примыкающей к началу фильтра - зона «пятки», при условии отсутствия водонасыщенных зон в зоне окончания горизонтального ствола - зоне «носка». Также возможны значительные энергетические потери при закачке пара в нагнетательную скважину в случае ее прохождения через водонасыщенную зону.
Техническими задачами предлагаемого способа являются расширение функциональных возможностей за счет стабильности водоизолирующего состава при высоких температурах (не менее 180°С), снижение материальных затрат из-за непроизводительной эксплуатации и нагрева водонасыщенных зон пласта за счет их качественной изоляции, сосредоточение депрессии, создаваемой насосом в добывающей скважине, в нефтенасыщенных участках горизонтальных стволов парных скважин, создание локальной гидродинамической связи между скважинами в зоне «носка» и расширение ее вдоль горизонтальных стволов парных скважин.
Поставленная задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами, включающим строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой обсадных колонн с фильтровыми частями в соответствующих горизонтальных участках, прогрев пласта закачкой в обе скважины горячего рабочего агента с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды, проведение исследований для определения водонасыщенных зон, примыкающих к добывающей и нагнетательной скважинам после чего в обсадной колонне, примыкающей к водонасыщенным зонам скважин, перекрытие этих зон водоизолирующим составом, разрушающимся при внешнем воздействии, с последующей технологической выдержкой, закачку вытесняющего агента в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины.
Новым является то, что в качестве вытесняющего агента используют пар температурой не менее 180°С, определение водонасыщенных зон проводят в обеих скважинах геофизическими исследованиями, причем в добывающей скважине - в два этапа, первый из которых электрический и/или радиоактивный - до начала закачки пара, а второй термометрический - после прогрева пласта до начала добычи продукции, при обнаружении водонасыщенных зон, вскрытых горизонтальными стволами добывающей и нагнетательной скважин со стороны устья, перед закачкой и продавливанием в поровое пространство продуктивного пласта водоизолирующего состава в виде термостойкой гелевой композиции, эти зоны в скважинах перекрывают с двух сторон с запасом не менее 10 м съемными пакерами, спускаемыми на насосно-компрессорных трубах - НКТ, которые оснащают между пакерами перфорированной трубой для закачки водоизолирующего состава, после закачки водоизолирующего состава и технологической выдержки пакеры извлекают вместе с НКТ, после чего в нагнетательной скважине размещают две колонны НКТ, при этом концы НКТ располагают ниже не менее 100 м глубины установки водоизолирующего состава, в добывающей скважине размещают спускаемый на НКТ насос ниже не менее 50 м глубины установки водоизолирующего состава, нагнетательную скважину запускают под закачку пара, а добывающую - под отбор продукции.
На фиг. 1 показана схема профиля пары горизонтальных скважин на этапе циркуляции пара в обе скважины.
На фиг. 2 показана схема профиля пары горизонтальных скважин на этапе установки водоизолирующего состава.
На фиг. 3 показана схема профиля пары горизонтальных скважин на этапе эксплуатации.
Способ осуществляется следующим образом.
Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами включает строительство в продуктивном пласте 1 (фиг. 1, 2 и 3) горизонтальной добывающей скважины 2 и нагнетательной скважины 3, расположенной выше и параллельно добывающей скважине 2, установку обсадных колонн с щелями - фильтрами (на чертежах показаны условно), проведение первого этапа геофизических исследований (электрические и/или радиоактивные) для определения нефтенасыщенности вдоль стволов добывающей 2 и нагнетательной 3 скважин, а также определение водонасыщенных зон 4, примыкающих скважинам 2 и 3.
Далее в нагнетательной скважине 3 (фиг. 1) и в добывающей скважине 2 для закачки пара размещают одну или две колонны насосно-компрессорных труб - НКТ 5 и 6 соответственно, при этом при использовании двух НКТ 5 и/или 6 (не показано) конец НКТ 5 и/или 6 меньшего диаметра располагают ближе к устью, а конец НКТ 5 и/или 6 большего диаметра ближе к забою скважин 3 и 2 соответственно. При этом концы колонн НКТ 6 добывающей скважины 2 размещают со смещением по горизонтали относительно концов НКТ 5 нагнетательной скважины 3 не менее чем на 30 м. На условия расположения НКТ 5 и 6 в скважинах 2 и 3 авторы не претендуют.
В обе скважины 2 и 3 через НКТ 5 и 6 закачивают теплоноситель в виде пара температурой не менее 180°С для образования паровой камеры (на чертеже не показана). На месторождениях Татарстана рекомендуемый коэффициент расхода пара на один погонный метр фильтровой части горизонтальных скважин составляет для нагнетательной скважины 3 - 8,3-8,6 т/м, а для добывающей скважины 2 - 6,4-6,6 т/м при давлении, не превышающем давления гидроразрыва покрышки пласта 1. На режимы закачки авторы не претендуют.
После образования паровой камеры до начала добычи продукции проводят второй этап геофизических исследований - термометрический со снятием термограммы вдоль ствола добывающей скважины 2 для определения как минимум одной водонасыщенной зоны 4 с пониженной температурой прогрева. По результатам обоих исследований, при обнаружении водонасыщенных зон 4 (фиг. 2) в начальной зоне (со стороны устья) горизонтальных стволов добывающей 2 и нагнетательной 3 скважин, перед закачкой и продавливанием в поровое пространство продуктивного пласта 1 водоизолирующего состава 7 в виде термостойкой гелевой композиции, эти зоны 4 в обеих скважинах перекрывают с двух сторон с запасом не менее 10 м (для гарантированного перекрытия) съемными пакерами 8 (например, см. патенты RU №№167386, 2128279, 2441973 и т.п.), спускаемыми на НКТ 6, которые оснащают между пакерами 8 перфорированной трубами 9 для закачки водоизолирующего состава 7. После закачки водоизолирующего состава 7 и технологической выдержки пакеры 8 извлекают вместе с НКТ 6 из скважин 2 и 3. На способы посадки и извлечения пакеров 8 авторы не претендуют, так как это зависит от конструкции самих пакеров 8.
После чего в нагнетательной скважине 3 (фиг. 3) размещают две колонны НКТ 5, при этом концы НКТ 5 располагают ниже не менее 100 м глубины установки водоизолирующего состава, а в добывающей скважине 2 размещают спускаемый на НКТ 6 насос 10 ниже не менее 50 м глубины установки водоизолирующего состава 7. На другие условия расположения концов НКТ 5 и НКТ 6 с насосом 10 в зависимости от распределения температуры вдоль стволов в скважинах 2 и 3 авторы не претендуют.Вдоль всего ствола скважины 2 может быть размещен оптоволоконный кабель (не показан). Нагнетательную скважину 3 запускают под закачку пара через НКТ 5, а добывающую 2 - под отбор продукции насосом 10. При этом закачиваемый пар в нагнетательной скважине 3 будет проникать в пласт по всей горизонтальной части ствола за исключение водонасыщенной зоны 4, а создаваемая насосом 10 депрессия будет охватывать влиянием всю дренируемую область обсаженного горизонтального ствола скважины 2 за исключение водонасыщенной зоны 4.
Пример конкретного выполнения способа.
2
3
3
3
3
3
На Черемшанском месторождении сверхвязкой нефти, находящемся на глубине 145 м, коллектор - пласт 1 (фиг.1) представлен неоднородными пластами толщиной около 21,3 м с наличием водонасыщенных зон, пластовой температурой 8°С и давлением 0,44 МПа, нефтенасыщенностью 0,69 д. ед., пористостью 29%, проницаемостью 2,44 мкм, плотностью битума в пластовых условиях 951 кг/м, вязкостью 13425 мПа⋅с. В пласте 1 пробурили пару горизонтальных скважин: добывающую - 2 и нагнетательную - 3 на расстоянии примерно 5 м друг от друга, длиной 1120 м. После строительства скважин провели геофизические исследования (электрические и радиоактивные) для определения нефтенасыщенности вдоль стволов добывающей 2 и нагнетательной 3 скважин, выявили потенциальные водонасыщенные зоны 4, примыкающие к нагнетательной скважине 3 на глубине 250 м - 595 м и к добывающей скважине 2 на глубине 255 м - 670 м. Провели прогрев пласта 1 закачкой пара температурой 207°С в обе скважины 2 и 3 через НКТ 6 и 5, соответственно, с созданием паровой камеры, при этом в верхнюю нагнетательную скважину 3 закачали объем пара 6650 тонн со среднесуточным расходом 130 т/сут, в нижнюю добывающую скважину 2 закачали объем пара 4768 тонн со среднесуточным расходом 90 т/сут. Далее после выдержки на термокапиллярной пропитке на 23 суток провели термобарометрические измерения в добывающей скважине 2 посредством геофизических исследований. По результатам данных исследований повторно определили, что в интервале глубин от 253 м до 674 м находится водонасыщенная зона 4 с пониженной температурой прогрева, установили спускаемую на НКТ 6 (фиг. 2) компоновку с двумя надувными пакерами 8 и перфорированным патрубком 9 между ними, первый пакер 8 установили на глубине 240 м, второй пакер 8 на глубине 689 м. После чего через перфорированный патрубок 9 закачали водоизолирующий состав 7 (состоящий из гуаровой камеди, полиакриламида, окиси цинка, ацетата хрома, формалина) посредством установки КУДР-8 в объеме 22 м, с давлением на устье 47 атм, далее закачали 5,5 м чистой воды. После остановки закачки и снижения давления в рабочей колонне, пакеры 8 вернулись в транспортное положение и компоновку извлекли на НКТ 6 из добывающей скважины 2. В нагнетательной скважине 3 также установили спускаемую на НКТ 6 (фиг. 2) аналогичную компоновку, первый пакер 8 установили на глубине 237 м, второй пакер 8 на глубине 612 м. После чего через перфорированный патрубок 9 закачали водоизолирующий состав 7 в объеме 17 м, с давлением на устье 47 атм, далее закачали 5 м чистой воды. После остановки закачки и снижения давления в рабочей колонне, пакеры 8 вернулись в транспортное положение и компоновку извлекли на НКТ 6 из нагнетательной скважины 3.
После этого спустили электроцентробежный насос - ЭЦН 10 (фиг. 3) на НКТ 6 в добывающую скважину 2 на глубину 902 м, а также оптиковолоконный кабель для контроля динамики температуры вдоль ствола скважины 2, а в нагнетательную скважину 3 две колонны НКТ 5 с разным диаметром, первую колонну 5 диаметром 73 мм на глубину 873 м, вторую колонну 5 на глубину 972. Добывающую скважину 2 запустили на отбор продукции с режимом 120 т/сут, а в нагнетательную скважину 3 начали закачивать пар со среднесуточным расходом 100-110 т/сут. После 4 месяцев эксплуатации и установления устойчивой термогидродинамической связи между скважинами 2 и 3 характеризующейся повышением температуры добываемой жидкости, а также повышением термограммы вдоль ствола добывающей скважины 2, обводненность составила 76%, дебит по нефти - 28 т/сут.
Предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами позволяет расширить функциональные возможности за счет стабильности водоизолирующего состава при высоких температурах (не менее 180°С), снизить материальные затраты из-за непроизводительной эксплуатации водонасыщенных зон пласта за счет их качественной изоляции, сосредоточить депрессию, создаваемую насосом в добывающей скважине, в нефтенасыщенных участках горизонтальных стволов парных скважин, создать локальную гидродинамическую связь между скважинами в зоне «носка» и расширить ее вдоль горизонтальных стволов парных скважин.