Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами
METHOD FOR DEVELOPMENT OF HIGH DEPOSITS OF HIGH VISCOSITY OIL WITH WATER CONSISTENT 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 во время эксплуатации погружным насосом происходит частичный вынос некоторого количества водоизолирующего состава и отложение его на элементах насоса, в результате снижается эффективность водоизоляционных работ, также снижается производительность насоса вплоть до полного отказа, также в случае прохождения горизонтального ствола нагнетательной скважины через водонасыщенный участок будут происходить потери тепла на непродуктивный нагрев пластовой воды.
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, создание локальной гидродинамической связи между скважинами и расширение ее вдоль горизонтальных стволов парных скважин и увеличение эффективности работы погружных скважинных насосов за счет исключения попадания водоизолирующего состава на элементы насоса.
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 скважине, после чего в обсадной колонне, примыкающей к водонасыщенным зонам этой скважины, последовательное перекрытие этих зон заполнением от забоя к устью 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 рабочего агента используют пар температурой не менее 180°С, определение водонасыщенных зон проводят в обеих скважинах геофизическими исследованиями в два этапа, первый из которых электрический и/или радиоактивный - до начала закачки пара, а второй термометрический - после прогрева пласта до начала добычи продукции, причем водонасыщенные зоны отсекают в обоих скважинах проходными пакерами на расстоянии 1/5-4/5 длины фильтровой части горизонтального участка соответствующих скважин со стороны устья и заполняют от забоя до пакера водоизолирующим составом в виде термостойкого кислоторазрушаемого состава при давлении большим пластового давления с последующим глушением пакеров, после чего нагнетательную скважину запускают под закачку пара, а добывающую - под отбор продукции, после установления устойчивой термогидродинамической связи между скважинами, характеризующейся повышением температуры добываемой жидкости, а также повышением термограммы вдоль ствола добывающей скважины, пакеры разбуривают, а водоизолирующие составы разрушают воздействием кислоты, после чего скважины продолжают эксплуатировать в прежнем режиме.
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 создания термогидродинамической связи.
На фиг. 3 показана схема профиля пары горизонтальных скважин на этапе расширения паровой камеры.
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 к 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 сответственно, при этом при использовании двух НКТ 5 и/или 6 (не показано) конец НКТ 5 и/или 6 меньшего диаметра располагают в начале горизонтального ствола, а конец НКТ 5 и/или 6 большего диаметра во второй половине ствола скважины 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 2 скважины для определения как минимум одной водонасыщенной зоны 4 с пониженной температурой прогрева, после чего эти зоны 4 (фиг. 2) отсекают в обоих скважинах проходными разбуриваемыми пакерами 7 (например, см. патенты ПМ RU №№164723, 130624 и т.п.) в обеих скважинах 2 и 3 на расстоянии 1/5-4/5 длины горизонтальной фильтровой части от начала фильтра со стороны устья скважин 2 и 3. Через пакеры 7 в соответствующие скважины 2 и 3 от забоя скважин 2 и 3 до пакера 7 закачивают водоизолирующий состав 8 в виде термостойкого кислоторазрушаемого состава при давлении большим пластового давления с последующим глушением пакеров 7. В качестве водоизолирующего состава 8, например, могут использоваться высокопрочные, температуроустойчивые, гелеобразующие композиции на базе биополимера гуары. Далее в горизонтальном стволе добывающей скважины 2 в зоне между наибольшим и наименьшим прогревом размещают насос 9, спускаемый на колонне НКТ 6 и оптоволоконный кабель вдоль всего ствола скважины (не показан).
После технологической паузы на время гелеобразования начинают эксплуатировать нагнетательную скважину 3 в режиме закачки пара, а добывающую - 2 в режиме отбора продукции. После установления устойчивой термогидродинамической связи между скважинами 2 и 3, характеризующейся повышением температуры добываемой жидкости, а также повышением термограммы вдоль ствола скважины 2, пакеры 7 разбуривают, а водоизолирующие составы 8 разрушают воздействием соляной кислоты. После чего скважины 2 (фиг. 3) и 3 продолжают эксплуатировать в прежнем режиме расширяя паровую камеру (не показана) и вовлекая в разработку ранее не дренируемые участки продуктивного пласта 1.
При задействованной в реализации способа длине скважин 2 и/или 3 менее 1/5 длины горизонтальной фильтровой части от начала фильтра со стороны устья скважин 2 и 3 прогрев пласта 1 и/или добыча продукции становятся не рентабельными, поэтому авторами в предлагаемом способе не рассматриваются.
При задействованной в реализации способа длине скважин 2 и/или 3 более 4/5 длины горизонтальной фильтровой части от начала фильтра со стороны устья скважин 2 и 3 разбуривание пакера 7 и разрушение водоизолирующего состава 8 мало влияет на прогрев пласта 1 и/или добычу продукции, и эти операции становятся не рентабельными, поэтому авторами в предлагаемом способе не рассматриваются.
Пример конкретного выполнения способа.
2
3
3
На Ашальчинском месторождении сверхвязкой нефти, находящемся на глубине 81 м, коллектор - пласт 1 (фиг. 1) представлен неоднородными пластами толщиной 15-18 м с наличием водонасыщенных зон, пластовой температурой 8°С и давлением 0,44 МПа, нефтенасыщенностью 0,7 д. ед., пористостью 30,5%, проницаемостью 0,32 мкм, плотностью битума в пластовых условиях 960 кг/м, вязкостью 21600 мПа*с. В пласте 1 пробурили пару горизонтальных скважин: добывающую -2 и нагнетательную -3 на расстоянии примерно 5 м друг от друга, длиной 1270 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 обеим скважинам 2 и 3, с глубины 685 м по добывающей скважине 2 и с 720 м по нагнетательной скважине 3. Провели прогрев пласта 1 закачкой пара температурой 200°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 6600 тонн со среднесуточным расходом 120 т/сут, в нижнюю добывающую скважину 2 закачали объем пара 4600 тонн со среднесуточным расходом 90 т/сут. Далее после выдержки на термокапиллярной пропитке на 20 суток провели термобарометрические измерения в добывающей скважине 2 посредством геофизических исследований. По результатам данных исследований повторно определили, что ниже глубины 692 м находится водонасыщенная зона 4 (фиг. 2) с пониженной температурой прогрева, после чего на глубине 676 м установили проходной пакер 7, и через него закачали водоизолирующий состав 8 (состоящий из гуаровой камеди, полиакриламида, окиси цинка, ацетата хрома, формалина) посредством установки КУДР-8 в объеме 22 м, заполняющий пространство фильтра от забоя до проходного пакера 7. С целью минимизации потерь пара и локализации создания термогидродинамической связи между скважинами 2 и 3 в нагнетательной скважине 3 также установили проходной пакер 7 на глубине 660 м, и через него закачали водоизолирующий состав 8 посредством установки КУДР-8 в объеме 23 м, заполняющий пространство фильтра от забоя до проходного пакера 7. После этого спустили электроцентробежный насос - ЭЦН9 в добывающую скважину 2 на глубину 396 м, а также оптиковолоконный кабель для контроля динамики температуры вдоль ствола скважины 2, и начали отбор продукции. А в нагнетательную скважину 3 закачивали пар со среднесуточным расходом 100-110 т/сут. После 5 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 91%, дебит по нефти - 11,7 т/сут. После этого разбурили пакеры 7 в обеих скважинах 2 и 3 разбуриванием и провели обработки соляной кислотой для разрушения водоизолирующего состава 8. После повторного запуска добывающей скважины 2 (фиг. 3) и нагнетательной 3 в работу в обычном режиме дебит по нефти изначально снизился до 3 т/сут, но далее в течении двух месяцев увеличился до 18 т/сут. В ходе технического обслуживания ЭЦН 9 на его конструктивных элементах отложений водоизолирующего состава 8 не обнаружено.
Предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами позволяет расширить функциональные возможности за счет стабильности водоизолирующего состава при высоких температурах (выше 180°С), снизить материальные затраты из-за непроизводительной эксплуатации водонасыщенных зон пласта и нагрева водонасыщенных зон пласта, создать локальную гидродинамическую связь между скважинами и расширить ее вдоль горизонтальных стволов парных скважин, а также увеличить эффективность работы погружных скважинных насосов за счет наличия отсекающего пакера, исключающего попадание водоизолирующего состава на вход насоса.