Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума
METHOD FOR DEVELOPMENT OF LAYER-BY-LAYER-ZONAL-HETEROGENEOUS DEPOSITS OF SUPER-VISCOUS OIL OR BITUMEN

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой залежи высоковязкой нефти или битума.
Известен способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума (патент RU № 2295030, МПК Е21В 43/24, опубл. 10.03.2007 г., бюл. № 7), включающий строительство многоустьевой горизонтальной скважины, подачу теплоносителя и отбор продукции, при этом определяют в залежи продуктивные пласты и глинистые - слабопродуктивные пропластки, горизонтальный ствол многоустьевой добывающей горизонтальной скважины проводят преимущественно по продуктивному пласту, из этого ствола бурят дополнительные боковые стволы под глинистым - слабопродуктивным пропластком или восходящие стволы с заканчиванием их выше этого пропластка, выше по вертикали и параллельно многоустьевой добывающей горизонтальной скважине строят многоустьевую нагнетательную горизонтальную скважину, из которой проводят восходящими через глинистый - слабопродуктивный пропласток дополнительные боковые стволы, нагнетают теплоноситель в обе скважины и создают проницаемую зону между многоустьевыми горизонтальными скважинами, после создания проницаемой зоны прекращают подачу теплоносителя в многоустьевую добывающую горизонтальную скважину и по многоустьевой добывающей горизонтальной скважине с дополнительными боковыми стволами отбирают продукцию. Также восходящие стволы бурят при наличии выдержанных по площади глинистых - слабопроницаемых пропластков.
Недостатками данного способа являются высокие материальные затраты, так как требуется бурение многоустьевых скважин, необходимо также бурение и обустройство вертикальных скважин, при этом расположение дополнительных стволов, увеличивая охват залежи, не учитывает распространение тепла от нагнетательной скважины к добывающей, что увеличивает теплопотери.
Наиболее близким является способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума (патент RU № 2582529, МПК Е21В 43/24, опубл. 27.04.2016 г., бюл. № 12), включающий определение в залежи продуктивных пластов, разделенных слабопроницаемыми пропластками, строительство в нижнем пласте выше водонефтяного контакта горизонтальной скважины с дополнительными восходящими стволами, вскрывающими верхние пласты, закачку теплоносителя и отбор продукции. 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. Определяют физико-химические свойства вскрытых пластов, причем 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.
Недостатком данного способа является небольшой охват тепловым воздействием пласта, расположенного выше непроницаемого пропластка и, как следствие, низкие коэффициенты охвата и нефтеотдачи залежи высоковязкой и тяжелой нефти, все это не позволяет разрабатывать послойно-зонально-неоднородную залежь высоковязкой нефти или битума с достаточной эффективностью.
Техническими задачами являются повышение эффективности разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума за счет вовлечения в разработку маломощных продуктивных пластов толщиной менее 10 м, осложненных непроницаемыми пропластками, а также снижение материальных затрат за счет бурения одной горизонтальной скважины вместо бурения парных горизонтальных скважин.
Технические задачи решаются способом разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума, включающим определение в залежи продуктивных пластов, разделенных слабопроницаемыми пропластками, бурение в нижнем пласте выше водонефтяного контакта горизонтальной скважины с дополнительными восходящими стволами, вскрывающими верхние пласты, расстояние между которыми 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, определение физико-химических свойств, закачку теплоносителя и отбор продукции.
Новым является то, что после пересечения и выхода дополнительных восходящих стволов в верхний продуктивный пропласток их проводят длиной 10-40 м вдоль слабопродуктивного пропластка, производят обсадку дополнительных восходящих стволов и основного горизонтального ствола скважины, спускают в скважину насосно-компрессорные трубы с предварительно установленными напротив интервалов зарезки боковых восходящих стволов муфт для закачки теплоносителя, при этом сначала закачивают теплоноситель интенсивностью 90-120 т/сут, после этого закачку останавливают, оставляют скважину на термокапиллярную пропитку на 35-40 сут, после термокапиллярной пропитки скважину переводят на отбор жидкости, отслеживают изменение температуры и обводненности добываемой продукции, при снижении температуры добываемой продукции до граничной температуры 30–40°С или повышении обводненности продукции до 96–99% закачку теплоносителя возобновляют, осуществляют закачку теплоносителя в объеме отобранной жидкости, циклы закачки и отбора повторяют.
На фиг. показан способ осуществления способа разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума.
Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума осуществляют следующим образом.
На послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума определяют продуктивные пласты - верхний 1 и нижний 2 (см. фиг.), разделенные слабопродуктивным (непроницаемым) пропластком 3. Бурят горизонтальную скважину 4 с размещением горизонтального участка 5 ниже слабопродуктивного пропластка 3 и выше водонефтяного контакта (на фигуре не показано) как минимум на 2 м. Осуществляют бурение из горизонтального участка 5 скважины 4 дополнительных восходящих стволов 6, вскрывающих верхние пласты 1, с пересечением слабопродуктивного пропластка 3. Расстояние между дополнительными восходящими стволами 6 определяют с учетом технологических возможностей бурового оборудования для их проводки, а также с возможностью размещения фильтров (на фиг. не показано) с регулируемым пропусканием, спускаемых в горизонтальную скважину 4 перед закачкой теплоносителя на колонне труб и располагаемых напротив дополнительных восходящих стволов 6, а также пакеров (на фиг. не показано), изолирующих межтрубное пространство горизонтальной скважины 4 между дополнительными восходящими стволами 6 и выше фильтров. Определяют физико-химические свойства вскрытых пластов (длину горизонтального перфорированного ствола, нефтенасыщенную толщину пласта, плотность влажного пара, пористость и др.).
После пересечения и выхода дополнительных восходящих стволов 6 в верхний продуктивный пропласток 1 проводят дополнительные стволы 6 длиной 10-40 м вдоль слабопродуктивного пропластка 3. Далее производят обсадку дополнительных восходящих стволов 6 и основного горизонтального ствола скважины 4.
Спускают в скважину насосно-компрессорные трубы – НКТ (на фиг. не показаны) с предварительно установленными напротив интервалов зарезки боковых восходящих стволов 6 муфт (на фиг. не показано) для закачки теплоносителя. Таким образом закачку теплоносителя – пара осуществляют с интервалов зарезки боковых восходящих стволов 6 посредством муфт, установленных напротив этих интервалов. Диаметр отверстий на муфтах выбирают исходя из потребностей в прогреве определенных интервалов.
Осуществляют закачку теплоносителя. При этом сначала закачивают теплоноситель интенсивностью 90-120 т/сут.
После закачки необходимого количества теплоносителя закачку останавливают. За это время происходит прогрев пласта до температуры 150-170° С. Оставляют скважину на термокапиллярную пропитку на 35-40 сут. После термокапиллярной пропитки скважину переводят на отбор жидкости. Отслеживают изменение температуры и обводненности добываемой продукции. При снижении температуры добываемой продукции до граничной температуры 30–40° С или повышении обводненности продукции до 96–99 % закачку теплоносителя возобновляют, осуществляют закачку теплоносителя в объеме отобранной жидкости. После повторного прогрева возобновляют отбор жидкости. Далее циклы закачки и отбора повторяют.
Примеры практического применения.
Пример 1.
2
3
На послойно-зонально-неоднородной Вишневской залежи сверхвязкой нефти, находящейся на глубине 136 м, со средней эффективной нефтенасыщенной толщиной 17 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,44 Мпа, нефтенасыщенностью 0,55 д. ед., пористостью 29 % (коэффициент пористости – 0,29 доли ед), проницаемостью 2,478 мкм, плотностью битума в пластовых условиях 979 кг/м, вязкостью 27000 мПа·с, определили продуктивные пласты, разделенные слабопродуктивным (непроницаемым) пропластком. Пробурили горизонтальную скважину длиной 700 м с размещением горизонтального участка ниже слабопродуктивного пропластка и выше водонефтяного контакта на 2 м с тремя дополнительными восходящими стволами, вскрывающими верхние пласты. Расстояние между дополнительными восходящими стволами - 200 м.
Длина первого дополнительного ствола после выхода в верхний продуктивный пропласток – 10 м (общая длина - 15 м), второго – 25 м (общая длина - 30 м), третьего – 40 м (общая длина - 45 м). Далее произвели обсадку трех дополнительных восходящих стволов и основного горизонтального ствола скважины. Спустили в скважину насосно-компрессорные трубы с предварительно установленными напротив интервалов зарезки боковых восходящих стволов муфт для закачки теплоносителя. Закачали 39140 т теплоносителя - пара интенсивностью 90 т/сут, пласт прогрелся до 150° С.
Далее остановили закачку теплоносителя на термокапиллярную пропитку на 35 сут. После пропитки скважину перевели на отбор жидкости. Отслеживали изменение температуры и обводненности добываемой продукции. Когда температура добываемой продукции снизилась до 30 ° С, обводненность продукции поднялась до 94 %, отбор остановили, закачку пара возобновили. Отобрали 20000 т жидкости (600 т высоковязкой нефти и 19400 т воды). Закачали 20000 т теплоносителя - пара интенсивностью 105 т/сут, прогрели пласт до 165° С. Далее остановили закачку теплоносителя на термокапиллярную пропитку на 38 сут. После пропитки скважину перевели на отбор жидкости. Отслеживали изменение температуры и обводненности добываемой продукции. Отобрали 750 т высоковязкой нефти. Когда температура добываемой продукции снизилась до 40° С, обводненность продукции поднялась до 99 %, закачку пара возобновили. Циклы закачки и отбора повторили.
Пример 2.
2
3
На послойно-зонально-неоднородной Вишневской залежи сверхвязкой нефти, находящейся на глубине 136 м, со средней эффективной нефтенасыщенной толщиной 20 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,44 Мпа, нефтенасыщенностью 0,55 д. ед., пористостью 29 % (коэффициент пористости – 0,29 доли ед), проницаемостью 2,478 мкм, плотностью битума в пластовых условиях 979 кг/м, вязкостью 27000 мПа·с, определили продуктивные пласты, разделенные слабопродуктивным (непроницаемым) пропластком. Пробурили горизонтальную скважину длиной 500 м с размещением горизонтального участка ниже слабопродуктивного пропластка и выше водонефтяного контакта на 2,5 м с двумя дополнительными восходящими стволами, вскрывающими верхние пласты. Расстояние между дополнительными восходящими стволами - 150 м.
Длина первого дополнительного ствола после выхода в верхний продуктивный пропласток – 20 м (общая длина - 25 м), второго – 30 м (общая длина - 35 м). Далее произвели обсадку двух дополнительных восходящих стволов и основного горизонтального ствола скважины, спустили в скважину насосно-компрессорные трубы с предварительно установленными напротив интервалов зарезки боковых восходящих стволов муфт для закачки теплоносителя. Закачали 38400 т теплоносителя - пара интенсивностью 120 т/сут (в других примерах практического применения закачку осуществляли интенсивностью 100 т/сут), прогрели пласт примерно до 170° С.
Далее остановили закачку теплоносителя на термокапиллярную пропитку на 40 сут. После пропитки скважину перевели на отбор жидкости. Отслеживали изменение температуры и обводненности добываемой продукции. Отобрали 30000 т жидкости (300 т высоковязкой нефти и 29700 т воды). Когда температура добываемой продукции снизилась до 38 ° С, обводненность продукции поднялась до 96 %, отбор прекратили, закачку пара возобновили. Закачали 30000 т пара, пласт прогрелся до температуры 170°С, остановили на термокапиллярную пропитку на 40 сут. Циклы закачки и отбора повторили.
Предлагаемый способ повышает эффективность разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума за счет вовлечения в разработку маломощных продуктивных пластов толщиной менее 10 м, осложненных непроницаемыми пропластками, а также снижает материальные затраты за счет бурения одной горизонтальной скважины вместо бурения парных горизонтальных скважин.