СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ СВЕРХВЯЗКОЙ НЕФТИ С ВОДОНОСНЫМИ ИНТЕРВАЛАМИ
METHOD OF DEVELOPMENT OF DEPOSIT OF SUPERHIGH VISCOSITY OIL WITH WATER-BEARING INTERVALS

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к термическим способам добычи высоковязкой нефти и/или битума при наличии водоносных интервалов или водонефтяного контакта.
Известен способ разработки нефтяной залежи с водонефтяными зонами (патент RU 2387812, МПК Е21В 43/24, опубл. 24.04.2010), включающий бурение, по крайней мере одной горизонтальной добывающей и одной нагнетательной скважин, закачку вытесняющего агента через нагнетательную и отбор продукции через добывающую скважины. Добывающую горизонтальную скважину размещают параллельно водонефтяной зоне на расстоянии, позволяющем вести эксплуатацию скважины с безводным режимом.
Недостатками данного способа являются низкая эффективность при эксплуатации залежей с водонасыщенными зонами с неравномерной по горизонтали поверхностью, что осложняет установку режима отбора жидкости из скважины, предотвращающего подтягивание пластовых вод на забой скважины.
Также известен способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума водонефтяными зонами (патент RU №2582256, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.04.2016), включающий строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, а также дополнительных горизонтальных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры, при этом разработку месторождения нефти или битума ведут с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины и отбора жидкости из добывающих скважин с контролем объема паровой камеры, в качестве теплоносителя используется перегретый пар или пар с инертным газом, причем каждую дополнительную скважину строят между парой добывающей и нагнетательной скважин в диапазоне от 1/3 до 2/3 расстояния между ними, а контроль за состоянием паровой камеры ведут снятием термограммы в добывающей горизонтальной скважине с дополнительным определением зон наименьшего прогрева, причем растворитель закачивают только через дополнительную скважину поинтервально в зоны наименьшего прогрева.
Недостатком наиболее близкого аналога является относительно высокие затраты на закачку растворителя, в случае получения по добывающей скважине высокообводненной нерентабельной продукции данный способ не предусматривает меры по водогранечению.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума водонефтяными зонами (патент RU №2522369, МПК Е21В 43/24, опубл. 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, при этом в качестве вытесняющего агента используют теплоноситель с температурой не менее 80°C, 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 данного способа являются:
- сложность реализации, так как требуется использование точных пропорций химических реагентов, при даже небольшой ошибке, связанной с изменением термических условий в пласте, эффективность резко падает, а гелевая пробка может разрушиться ранее установленного срока до прогрева пласта за счет термоокислительной и механической деструкции, что может привести к подтягиванию пластовых вод к горизонтальному участку скважины.
- при установке гелевой пробки в начало горизонтального участка скважины - «пяточную» часть или в середину горизонтального участка скважины - среднюю часть блокируется призабойная - «носочная» часть горизонтального участка скважины, следовательно, «носочная» часть скважины разработкой не охватывается.
Технической задачей предлагаемого изобретения является создание простого и надежного в использовании способа разработки залежи сверхвязкой нефти с изоляцией водоносных интервалов и использование ранее пробуренной горизонтальной скважины для снижения уровня пластовой воды.
Техническая задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти с водоносными интервалами, включающим строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой фильтров-хвостовиков, располагаемых в горизонтальном участке скважины, проведение исследования для определения наличия водоносных зон, примыкающих к добывающей скважине, изоляцию водоносных интервалов, закачку теплоносителя с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины.
Новым является то, что перед отбором прогревают залежь закачкой теплоносителя -пара с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды в обе горизонтальные скважины до получения гидродинамической связи с созданием паровой камеры, исследования проводятся мониторингом обводненности продукции добывающей скважины, при увеличении обводнении продукции залежи больше уровня рентабельности производят изоляцию водоносных интервалов остановкой эксплуатации добывающей и нагнетательной скважин, после чего осуществляют бурение дополнительной горизонтальной скважины, располагаемой выше верхней скважины на 5±1 м, производят закачку теплоносителя в дополнительную скважину, а нагнетательную скважину переводят под отбор продукции, при этом самую нижнюю скважину также запускают на отбор жидкости для исключения увеличения обводненности продукции в переведенной под отбор скважине..
На чертеже изображена схема реализации предлагаемого способа в разрезе нефтяного пласта.
Способ реализуют следующим образом.
Способ разработки залежи 1 сверхвязкой нефти с водоносными интервалами 2, включает строительство горизонтальных добывающей 3 и расположенной выше нагнетательной скважин 4, горизонтальные участки которых оснащают фильтрами-хвостовиками 5. Осуществляют, прогрев залежи закачкой теплоносителя - пара с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды в обе горизонтальные скважины 3 и 4 до получения гидродинамической связи. Далее останавливают закачку и запускают на отбор добывающую скважину 3, продолжают закачку теплоносителя в нагнетательную скважину 4. При получении из нижней добывающей скважины 3 высокообводненной нерентабельной продукции останавливают отбор и закачку соответственно в скважинах 3 и 4. Производят бурение дополнительной горизонтальной скважины 6 на 5±1 м выше верхней горизонтальной скважины 4, снабжают горизонтальный участок фильтром-хвостовиком 5'. После чего производят закачку вытесняющего агента (пара) в дополнительную скважину 6, а нагнетательную скважину 4 переводят под отбор продукции залежи 1. Нижнюю горизонтальную скважину 3 запускают под отбор жидкости для снижения уровня пластовых вод и исключения увеличения обводненности продукции в переведенной под отбор скважине 4.
Пример конкретного выполнения способа
2
На Южно-Ашальчинской залежи 1 сверхвязкой нефти, находящейся на глубине 110 м, залежь представлена однородным пластом толщиной 14 м с наличием водоносного интервала 2 в подошве, пластовой температурой 8°C, давлением 0,44 МПа, нефтенасыщенностью 0,5 д. ед., пористостью 30%, проницаемостью 2,01 мкм, плотностью битума в пластовых условиях 979 кг/м3, вязкостью 13011 мПа, пробурили пару горизонтальных скважин: добывающую 3 и нагнетательную 4, горизонтальные участки которых снабдили фильтрами-хвостовиками 5, произвели закачку пара в обе скважины 3 и 4 с прогревом продуктивного пласта залежи 1 и созданием паровой камеры (не показана). На стадии добычи наблюдался низкий дебит по нефти (менее 3 т/сут.) добываемая продукция оказалась высокообводненной (более 97%) и, следовательно, нерентабельной, скважины 3 и 4 перевели в бездействие. Далее произвели бурение дополнительной горизонтальной 6 скважины на 5±1 м выше верхней горизонтальной скважины 4, оснастили горизонтальную часть фильтром-хвостовиком 5'. После этого произвели закачку пара в дополнительную скважину 6, а верхнюю горизонтальную скважину 4 запустили на отбор жидкости. Для снижения уровня пластовых вод нижнюю скважину 3 запустили на отбор жидкости интенсивностью 170 т/сут.
Данное решение позволило получить экономически рентабельный дебит до 25 т/сут с обводненностью продукции 80%.
Предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой нефти с водоносными интервалами прост и надежен в использовании и позволяет получить экономически эффективный дебит нефти с пары скважин, пробуренных в водонасыщенном интервале пласта, а также использовать нижнюю горизонтальную скважину для снижения уровня пластовых вод.