СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ПОСЛОЙНО-ЗОНАЛЬНО-НЕОДНОРОДНОЙ ЗАЛЕЖИ СВЕРХВЯЗКОЙ НЕФТИ ИЛИ БИТУМА
DEVELOPMENT METHOD OF LAYER-BY-ZONAL HETEROGENEOUS SUPERVISCOUS OIL OR BITUMEN

Предложение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой залежи высоковязкой нефти или битума.
6
Известен способ теплового вытеснения нефти из горизонтальной скважины (патент RU №2067168, МПК Е21В 43/24, опубл. 27.09.1996 г.), включающий бурение скважины с горизонтальным стволом, установку обсадной колонны и цементирование затрубного пространства выше горизонтального ствола, перфорацию обсадной колонны по кольцевым образующим в оконечной части и в начале горизонтального участка непосредственно перед цементировочной пробкой, после этого спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), центрирование их в обсадной колонне с помощью пакера, который устанавливают за первой группой перфораций, производят подачу теплоносителя через НКТ, а продукт отбирают через вторую группу перфораций и транспортируют по кольцевому межтрубному пространству.
Недостатком данного способа является незначительная эффективность нефтеизвлечения, так как в условиях послойно-зонально-неоднородного пласта охват его воздействием по вертикали и по площади чрезвычайно мал, что приводит к большой продолжительности охвата всего объема пласта воздействием и низким темпам отбора.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума (патент RU №2295030, МПК Е21В 43/24, опубл. 10.03.2007 г.), включающий строительство добывающей многоустьевой горизонтальной скважины с дополнительными боковыми стволами, проходящими под глинистым пропластком, и выше нее параллельно добывающей многоустьевой горизонтальной скважине нагнетательной двухустьевой горизонтальной скважины с дополнительными восходящими ответвленными стволами, которые проводят через глинистый пропласток, создание проницаемой зоны между скважинами за счет нагнетания водяного теплоносителя в обе скважины, причем вначале закачивают пар малой степени сухости (с большей жирностью газа) до увеличения приемистости нагнетательной многоустьевой горизонтальной скважины и доли попутной воды в отбираемой продукции, а затем закачивают пар высокой степени сухости (газа малой жирности), объем которого определяют по повышению давления нагнетания, которое поддерживают не превышающим давление раскрытия вертикальных трещин, после создания проницаемой зоны подачу теплоносителя производят только в нагнетательную многоустьевую горизонтальную скважину, а по добывающей многоустьевой горизонтальной скважине производят отбор продукции, продукцию отбирают по добывающей многоустьевой горизонтальной скважине до полной выработки продуктивного пласта, кроме этого, дополнительно бурят вертикальные скважины, проходящие через глинистый пропласток, причем их используют как в качестве транспортного канала для фильтрации пара (газа) выше залегания глинистого пропластка и создания паро(газо)нефтяной ванны, так и для подачи отбираемой продукции вниз.
Недостатки данного способа:
- невозможность вовлечения в разработку маломощных продуктивных пластов толщиной менее 10 м, так как в них сложно провести пару скважин;
- недостаточная эффективность нефтеизвлечения, так как высока вероятность прорыва теплоносителя через один или несколько дополнительных восходящих ответвлений, проходящих через наиболее проницаемые участки пласта, в то время как другие участки недостаточно прогреты;
- невозможность отключения выработанных участков продуктивных пластов, что ведет к дополнительным материальным затратам, так как в них продолжают закачивать теплоноситель.
Техническими задачами предлагаемого способа являются вовлечение в разработку маломощных продуктивных пластов толщиной менее 10 м, повышение эффективности нефтеизвлечения за счет более равномерного прогрева продуктивного пласта, а также снижение материальных затрат, так как возможно отключение выработанных участков продуктивных пластов, при этом снижается объем закачиваемого теплоносителя.
Технические задачи решаются способом разработки послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума, включающим определение в залежи продуктивных пластов, разделенных слабопроницаемыми пропластками, строительство в нижнем пласте выше водонефтяного контакта горизонтальной скважины с восходящими стволами, вскрывающими верхние пласты, закачку теплоносителя и отбор продукции.
Новым является то, что расстояние между дополнительными восходящими стволами определяют с учетом технологических возможностей бурового оборудования для их проводки, а также с возможностью размещения фильтров с регулируемым пропусканием, спускаемых в горизонтальную скважину перед закачкой теплоносителя на колонне труб и располагаемых напротив дополнительных восходящих стволов, а также пакеров, изолирующих межтрубное пространство горизонтальной скважины между дополнительными восходящими стволами и выше фильтров. Количество закачиваемого теплоносителя и отбираемой продукции определяют из свойств вскрытых пластов в каждом дополнительном восходящем стволе благодаря фильтрам с регулируемым пропусканием, при этом закачку теплоносителя и отбор продукции производят последовательно из колонны труб.
На фиг. 1 показана закачка теплоносителя в пласт через горизонтальную скважину с боковыми восходящими стволами, вскрывающими слабопродуктивный пропласток.
На фиг. 2 показан отбор продукции из пласта через горизонтальную скважину с восходящими стволами, вскрывающими слабопродуктивный пропласток. Способ осуществляется следующим образом.
На послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума выделяют продуктивные пласты 1, 2 (фиг. 1, 2), разделенные слабопродуктивным пропластком 3. Бурят скважину 4 с размещением горизонтального участка 5 ниже слабопродуктивного пропластка 3 и выше водонефтяного контакта (на фигурах не показано) на 2 м. Осуществляют проводку из горизонтального участка 5 дополнительных восходящих стволов 6 с пересечением слабопродуктивного пропластка 3. При выборе расстояния между дополнительными восходящими стволами 6 учитывают технологические возможности бурового оборудования (на фиг. не показано) для их проводки, например, необходимо исключить вероятность попадания в соседний ствол при забуривании следующего ствола забойным двигателем с углом перекоса, исключить вероятность слома бурильных труб при бурении дополнительных восходящих стволов, обеспечить вымывание бурового шлама при бурении дополнительных восходящих стволов и так далее. Кроме этого, учитывают возможность размещения между ними фильтров 7 с регулируемым пропусканием, например патент РФ №2485290, спускаемых на колонне труб 8 и располагаемых напротив дополнительных восходящих стволов 6, а также пакеров 9, которые изолируют межтрубное пространство 10 горизонтального участка 5 между фильтрами 7 и выше них.
Осуществляют закачку теплоносителя 11 (фиг. 1) в скважину 4, причем количество закачиваемого теплоносителя 11 определяют из свойств вскрытых пластов 1, 2 (чем ниже приемистость пласта и выше вязкость нефти, тем больше закачивают пара, и наоборот) в каждом дополнительном восходящем стволе 6 благодаря регулируемым фильтрам 7. После прогрева продуктивных пластов 1, 2 прекращают подачу теплоносителя 11 в скважину и производят отбор продукции 12 (фиг. 2), при этом количество отбираемой продукции 12 определяют из свойств вскрытых пластов 1, 2 (чем выше пористость, проницаемость и нефтенасыщенность пласта, тем больше отбирают продукции, и наоборот) в каждом дополнительном восходящем стволе 6 благодаря регулируемым фильтрам 7. Таким образом, последовательно производят закачку теплоносителя 11 (фиг. 1) и отбор продукции 12 (фиг. 2) до полной выработки пласта. При этом в случае выработки запасов участков продуктивных пластов 1, 2, вскрытых дополнительными восходящими стволами 6, соответствующие им регулируемые фильтры 8 закрывают, а из других продолжают отбор продукции 12.
2
3
2
3
2
С использованием гидродинамической модели проведена сравнительная оценка эффективности предлагаемого способа и способа, взятого за прототип. Для модели заданы следующие параметры: верхний 1 пласт имеет температуру 20°С, давление - 0,5 МПа, нефтенасыщенность - 0,77 д. ед., пористость - 30%, проницаемость - 1,5 мкм и насыщен высоковязкой нефтью или битумом плотностью 956 кг/м и вязкостью 30000 мПа·с, а нижний 2 пласт - температуру 20°С, давление - 0,5 МПа, нефтенасыщенность - 0,6 д. ед., пористость - 30%, проницаемость - 1,5 мкм и насыщен высоковязкой нефтью или битумом плотностью 956 кг/м и вязкостью 30000 мПа·с. Верхний 1 и нижний 2 продуктивные пласты разделены слабопродуктивным пропластком 3 толщиной 3-5 м, имеющим температуру 20°С, давление - 0,5 МПа, нефтенасыщенность - 0,6 д. ед., пористость - 17%, проницаемость - 0,1 мкм. Подошва нижнего 2 продуктивного пласта расположена на глубине 90-95 м. В нижнем продуктивном пласте 2 бурят скважину 4 с размещением горизонтального участка 5 длиной 450-500 м ниже слабопродуктивного пропластка 3 и выше водонефтяного контакта на 2 м. В пластах 1 и 2 по результатам расчета заданы слабопроницаемые участки, через которые из горизонтального участка 5 скважины 4 пробурены восходящие дополнительные стволы 6, вскрывающие слабопроницаемый пропласток 3. Расстояние между восходящими дополнительными стволами - 40-45 м. В результате использования предлагаемого способа удается достичь относительного прироста коэффициента нефтеизвлечения на 14% и уменьшения расхода пара - на 9%.
Предлагаемый способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума позволяет производить вовлечение в разработку маломощных продуктивных пластов толщиной менее 10 м, повысить эффективность нефтеизвлечения за счет более равномерного прогрева продуктивного пласта, а также снизить материальные затраты, так как возможно отключение выработанных участков продуктивных пластов, при этом снижается объем закачиваемого теплоносителя.