Способ разработки неоднородного участка залежи сверхвязкой нефти
METHOD FOR DEVELOPMENT OF NON-UNIFORM SECTION OF ULTRAVIOLET OIL DEPOSIT

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке участков неоднородных нефтяных залежей сверхвязкой нефти или битума горизонтальными скважинами и закачкой пара.
Известен способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием закачки теплоносителя в скважину, включающий строительство верхней нагнетательной скважины и нижней добывающей скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, закачку теплоносителя через горизонтальную нагнетательную скважину с прогревом пласта, созданием паровой камеры и отбором продукции через горизонтальную добывающую скважину, при котором снимают термограммы паровой камеры, анализируют состояние ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков и с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры, изменяя зоны прогрева. Согласно изобретению, при строительстве скважин их горизонтальные участки оборудуют фильтрами, в нагнетательную скважину спускают колонны труб по типу «труба в трубе» с изолированными друг от друга внутренними пространствами, причем выходные отверстия колонн труб размещены в фильтре и разнесены по длине горизонтального участка, разбивая его на зоны прогрева так, что исключают прорыв теплоносителя в добывающую скважину через более прогретую зону, причем на устье колонны для закачки теплоносителя оснащают каждую самостоятельными трубопроводами с регулируемыми задвижками, которыми регулируют подачу теплоносителя в зависимости от термограммы паровой камеры, снимаемой в добывающей скважине (патент РФ №2412342, кл. Е21В 43/24, опубл. 20.02.2011).
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием закачки теплоносителя в скважину, включающий строительство верхней нагнетательной скважины и нижней добывающей скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, закачку теплоносителя через горизонтальную нагнетательную скважину с прогревом пласта, созданием паровой камеры и отбором продукции через горизонтальную добывающую скважину, при котором снимают термограммы паровой камеры, анализируют состояние ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков и с учетом полученных термограмм, осуществляют равномерный прогрев паровой камеры, изменяя зоны прогрева, при строительстве скважин их горизонтальные участки оборудуют фильтрами, а на устье нагнетательной скважины колонну труб для закачки теплоносителя оснащают трубопроводом с задвижкой, а выходные отверстия колонны труб размещены в фильтре, разбивая его на зоны прогрева так, что исключается прорыв теплоносителя в добывающую скважину через более прогретую зону, регулируют подачу теплоносителя в зависимости от термограммы паровой камеры, снимаемой в добывающей скважине. Согласно изобретению, в нагнетательной скважине фильтр герметично разделяют на две зоны прогрева, выполненные на его начальном и конечном участках, а выходные отверстия колонны труб выполняют напротив соответствующих зон прогрева пласта, закачку теплоносителя в пласт осуществляют одновременно в обе зоны прогрева пласта, причем в колонну труб в нагнетательной скважине спускают колонну штанг с жесткозакрепленным на ее конце полым плунжером, пространство между колонной труб и колонной штанг на устье нагнетательной скважины герметизируют, при этом плунжер снабжен тарированными отверстиями с постепенным увеличением пропускной способности от конца колонны труб к устью скважины или от устья скважины до конца колонны труб с возможностью их поочередного открытия и закрытия, причем каждое из тарированных отверстий герметично размещают напротив одного из выходных отверстий, выполненного в колонне труб и направленного вверх, а второе выходное отверстие выполняют в виде открытого конца колонны труб, теплоноситель закачивают при постоянном расходе пара, причем соотношение объемов закачиваемого теплоносителя в первую и вторую зоны прогрева теплоносителя регулируют за счет изменения объема подачи теплоносителя в первую зону прогрева путем ограниченного осевого перемещения колонны штанг с полым плунжером и изменения пропускной способности тарированных отверстий с фиксацией колонны штанг на устье скважины (патент РФ №2469186, кл. Е21В 43/24, опубл. 10.12.2012 - прототип).
Общим недостатком известных способов является низкий охват пласта паровой камерой, особенно в неоднородных коллекторах. Как следствие, нефтеотдача залежей остается невысокой.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи неоднородного участка залежи сверхвязкой нефти.
Задача решается тем, что в способе разработки неоднородного участка залежи сверхвязкой нефти, включающем бурение паронагнетательной горизонтальной скважины и, расположенной ниже, горизонтальной добывающей скважины, закачку пара в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины, согласно изобретению, выше горизонтальной добывающей скважины на 5-15 м бурят 2-4 горизонтальные нагнетательные скважины с длиной каждого горизонтального ствола 0,2-0,5 от длины горизонтального ствола добывающей скважины, причем в плане горизонтальные стволы каждой нагнетательной скважины выполняют под углом 45-90° к горизонтальному стволу добывающей скважины, расстояние S между горизонтальными стволами нагнетательных скважин подбирают в зависимости от проницаемости и размеров образующейся паровой камеры, для чего проводят гидродинамическое моделирование закачки пара при различном S, равномерность притока нефти и выработки запасов регулируют режимами работы нагнетательных скважин и, соответственно, скоростью образования паровых камер.
Сущность изобретения.
Под сверхвязкой понимается нефть с вязкостью не менее 10000 сПз. Для разработки участка залежи сверхвязкой нефти широко используют технологию парогравитационного дренирования. Однако, неоднородные залежи характеризуются недовыработкой остаточных запасов ввиду недостаточного охвата пласта воздействием по стороны пара. В результате нефтеотдача залежи остается невысокой. Существующие технические решения не в полной мере позволяют решить указанную задачу. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи неоднородного участка залежи сверхвязкой нефти. Задача решается следующим образом.
1
2
I
II
III
На фиг. 1 представлено схематическое изображение участка залежи сверхвязкой нефти с размещением скважин. Обозначения: 1 - участок неоднородной залежи сверхвязкой нефти, 2 - горизонтальная добывающая скважина, 3 - горизонтальная нагнетательная скважина, S, S - расстояния между горизонтальными стволами нагнетательных скважин 3 в плане, а - расстояние от пятки горизонтального ствола добывающей скважины до горизонтального ствола первой нагнетательной скважины в плане, b - расстояние от носка горизонтального ствола добывающей скважины до горизонтального ствола последней нагнетательной скважины в плане, I, II, III - интервалы вдоль горизонтального ствола добывающей скважины 2, k, k, k - проницаемости интервалов I, II, III соответственно.
Способ реализуют следующим образом.
На участке 1 (фиг. 1) неоднородной залежи сверхвязкой нефти бурят горизонтальную добывающую скважину 2, горизонтальный ствол которой проводят в нижней части пласта 1 (при рассмотрении в вертикальной плоскости). Выше горизонтальной добывающей скважины 2 на 5-15 м бурят 2-4 горизонтальные нагнетательные скважины 3 с длиной каждого горизонтального ствола 0,2-0,5 от длины горизонтального ствола добывающей скважины. Причем в плане горизонтальные стволы каждой нагнетательной скважины выполняют под углом 45-90° к горизонтальному стволу добывающей скважины.
Согласно расчетам, при расстоянии между горизонтальными стволами добывающей 2 и нагнетательной 3 скважин менее 5 м, добывающая скважина 2 достаточно быстро обводняется, что приводит к снижению нефтеотдачи, а при более 15 м - гидродинамическая связь между скважинами 2 и 3 создается длительное время, что приводит к низким темпам отбора нефти. При бурении менее 2 горизонтальных нагнетательных скважин 3 охват пласта вдоль горизонтального ствола добывающей скважины 2 оказывается низким, тогда как при более 4 горизонтальных нагнетательных скважин 3 прирост добычи нефти от дополнительных нагнетательных скважин практически не наблюдается. При длине горизонтального ствола нагнетательной скважины 3 менее 0,2 от длины горизонтального ствола добывающей скважины 2 охват пласта недостаточен для полной выработки запасов, а при более 0,5 прирост добычи нефти от увеличения длины нагнетательных скважин 3 практически не наблюдается. При угле между горизонтальными стволами каждой нагнетательной скважины 3 к горизонтальному стволу добывающей скважины 2 в плане менее 45° или более 90° охват пласта паровой камерой снижается.
Расстояние S между горизонтальными стволами нагнетательных скважин 3 подбирают в зависимости от проницаемости и размеров образующейся паровой камеры. Для этого строят геолого-гидродинамическую модель участка 1 залежи и проводят моделирование закачки пара при различном S.
Далее ведут закачку пара в нагнетательные скважины 3 и отбор продукции из добывающей скважины 2. Равномерность притока нефти и выработки запасов регулируют режимами работы нагнетательных скважин 3 и, соответственно, скоростью образования паровых камер.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка 1 залежи сверхвязкой нефти.
Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи неоднородного участка залежи сверхвязкой нефти.
Примеры конкретного выполнения способа.
Пример 1. Участок 1 (фиг. 1) неоднородной залежи сверхвязкой нефти представлен терригенными отложениями. Средняя нефтенасыщенная толщина составляет 6-20 м, глубина залегания кровли пласта - 160 м, начальное пластовое давление - 1,5 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях - 11000 мПа⋅с, начальная пластовая температура 8°С.
I
II
III
На участке 1 залежи бурят горизонтальную добывающую скважину 2, горизонтальный ствол которой длиной 500 м проводят в нижней части пласта 1 (при рассмотрении в вертикальной плоскости). По данным исследований добывающей скважины 2 вдоль горизонтального ствола выделяют три интервала с различной проницаемостью. Абсолютная проницаемость коллектора в интервале I составляет k=0,5 Д, в интервале II - k=1 Д, в интервале III - k=0,8 Д. Для разработки данного участка 1 залежи было принято решение использовать технологию парогравитационного дренирования с применением технологических решений, предложенных в данном способе.
1
2
На 5 м выше горизонтальной добывающей скважины 2 бурят три горизонтальные нагнетательные скважины 3 с длиной каждого горизонтального ствола 0,5 от длины горизонтального ствола добывающей скважины 2, т.е. по 250 м. Причем в плане горизонтальные стволы каждой нагнетательной скважины выполняют под углом 90° к горизонтальному стволу добывающей скважины. Расстояние S между горизонтальными стволами нагнетательных скважин 3 подбирают в зависимости от проницаемости и размеров образующейся паровой камеры. Для этого по данным пробуренной добывающей скважины 2 строят геолого-гидродинамическую модель участка 1 залежи и проводят моделирование закачки пара при различном S. В результате моделирования определяют, что расстояние S=170 м, S=210 м. Соответственно, расстояние от пятки горизонтального ствола добывающей скважины до горизонтального ствола первой нагнетательной скважины в плане составляет а=100 м, а расстояние от носка горизонтального ствола добывающей скважины до горизонтального ствола последней нагнетательной скважины в плане b=20 м.
Далее, после бурения скважины 2 и 3 осваивают. В добывающую скважину 2 предварительно в течение 2 месяцев закачивают пар для создания гидродинамической связи с нагнетательными скважинами 3. Затем ведут закачку пара в нагнетательные скважины 3 и отбор продукции из добывающей скважины 2. Равномерность притока нефти и выработки запасов регулируют режимами работы нагнетательных скважин 3 и, соответственно, скоростью образования паровых камер.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка 1 залежи сверхвязкой нефти.
Пример 2. Выполняют как пример 1. Коллектор характеризуется иными геолого-физическими характеристиками. Бурят добывающую скважину 2 с длиной горизонтального ствола 250 м и, выше на 15 м, две нагнетательные скважины с длиной горизонтальных стволов по 0,2⋅250=50 м. Причем в плане горизонтальные стволы каждой нагнетательной скважины выполняют под углом 45° к горизонтальному стволу добывающей скважины.
Пример 3. Выполняют как пример 1. Коллектор характеризуется иными геолого-физическими характеристиками. Бурят добывающую скважину 2 и четыре нагнетательные скважины.
В результате разработки, которое ограничили достижением обводненности добывающей скважины до 98% при снижении дебита нефти до значения 0,5 т/сут, было добыто 73,6 тыс.т нефти, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) составил 0,368 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 65,8 тыс.т нефти, КИН составил 0,329 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,039 д.ед.
Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент охвата неоднородного участка залежи сверхвязкой нефти за счет оптимизации системы закачки пара и, как следствие, повысить коэффициент нефтеизвлечения.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи неоднородного участка залежи сверхвязкой нефти.