СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ
METHOD FOR DEVELOPMENT OF HIGH-VISCOSITY OIL RESERVES

Изобретение относится к способу разработки месторождений высоковязкой нефти. Для получения углеводородов из таких залежей необходимо их нагревание.
Известен способ разработки месторождений высоковязких нефтей или битумов наклонно горизонтальными скважинами (патент RU №2237804, Е21В 43/24, опубл. в Бюл. №28 от 10.10.2004 г.), включающий бурение скважин по определенной сетке, нагнетание вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовых флюидов через добывающие скважины, при этом бурение скважин проводят по радиальной сетке, нагнетательные скважины располагают по продуктивному пласту ближе к верхней границе пласта по наиболее проницаемым пропласткам, а добывающие - ближе к нижней границе пласта, причем на начальной стадии разработки во всех скважинах проводят термоциклическую обработку пласта с паровой стимуляцией с последующим переходом на отбор пластовых флюидов через добывающие скважины с площадным воздействием на пласт через нагнетательные скважины.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, большие финансовые затраты на строительство скважин, обусловленные тем, что отдельно строятся нагнетательные и добывающие скважины;
- во-вторых, трудно спрогнозировать отбор высоковязких нефтей и битумов из добывающих скважин, так как данный способ весьма требователен к точности проводки скважин, а именно нагнетательные скважины располагают по продуктивному пласту ближе к верхней границе пласта по наиболее проницаемым пропласткам, а добывающие - ближе к нижней границе пласта, что практически тяжело достичь;
- в-третьих, добыча нефти осуществляется по отдельному стволу.
Также известен способ разработки месторождений высоковязкой нефти или битума (патент RU №2289685, Е21В 43/24, опубл. Бюл. №35 от 20.12.2006 г.), включающий бурение вертикальной скважины, спуск и цементирование эксплуатационной колонны, ее перфорирование, спуск насосно-компрессорных труб, закачку теплоносителя и отбор высоковязкой нефти или битума, при этом после бурения вертикальной скважины производят исследование коллекторских и тепловых свойств вскрытых бурением пластов, выделяют битумонасыщенные и водонасыщенные пропластки, после чего из вертикальной скважины производят бурение горизонтального ствола так, чтобы он вскрывал промежуточный водоносный пропласток в разрезе битумного пласта - на половину распространения локального водоносного пропластка, боковой ствол цементируют до верхнего битуминозного пропластка, затем в боковой ствол спускают перфорированную обсадную колонну, причем перфорирование проводят так, что число перфорационных отверстий увеличивают по мере удаления от вертикального ствола скважины, а вертикальный ствол скважины перфорируют в зонах, вскрытых бурением скважины битуминозных пропластков, насосно-компрессорные трубы спускают в вертикальную скважину с пакером, который устанавливают ниже интервала зарезки бокового ствола, закачку теплоносителя производят в боковой горизонтальный ствол, а отбор высоковязкой нефти или битума - по вертикальному стволу, при этом после выработки продуктивной зоны между вертикальным и боковым горизонтальным стволом в боковой горизонтальный ствол последовательно закачивают оторочку полиакриламида в объеме 0,1 от объема прогретой продуктивной зоны и воды, причем воду закачивают до появления полиакриламида в вертикальном стволе скважины, после чего возобновляют закачку теплоносителя в боковой горизонтальный ствол, производят добычу высоковязкой нефти или битума, затем переходят к закачке теплоносителя через вертикальный ствол скважины и боковой горизонтальный ствол для обеспечения добычи высоковязкой нефти или битума в соседних добывающих скважинах.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, большие тепловые потери при закачке теплоносителя, обусловленные большим сечением кольцевого пространства, по которому закачивается теплоноситель, и непосредственным контактом теплоносителя со стенками скважины, за которыми находится цементное кольцо, что ведет к нагреванию последнего и, как следствие, поглощению тепла, кроме того, при нагревании цементного кольца за обсадной колонной ухудшается качество сцепления цементного кольца с обсадной колонной, что может впоследствии привести к заколонным перетокам;
- во-вторых, добывающий участок скважины вертикален, а нагнетательный горизонтален, что ведет к неэффективному разогреванию теплоносителем месторождения высоковязкой нефти или битума, так как горизонтальный участок нагнетательной скважины направлен от вертикального участка добывающей скважины.
Также известен способ разработки залежи вязкой нефти или битума (патент RU №2305762, Е21В 43/24, опубл. в бюл. №25 от 10.09.2007 г.), включающий бурение непрерывной горизонтальной скважины с размещением входного участка скважины до залегания продуктивного пласта, условно горизонтального участка скважины по простиранию продуктивного пласта, выходного участка вверх с наклоном от продуктивного пласта до дневной поверхности, установку обсадной колонны, цементирование затрубного пространства, установку насосно-компрессорных труб с центраторами, закачку теплоносителя и отбор вязкой нефти или битума, причем уточняют распространение продуктивных толщин пласта по площади залежи, бурят, по крайней мере, одну пару непрерывных горизонтальных скважин, горизонтальные участки которых размещают параллельно один над другим в вертикальной плоскости на расстоянии, предотвращающем преждевременный прорыв конденсата к добывающей скважине, устанавливают обсадные колонны с фильтром в интервале продуктивного пласта, цементирование затрубного пространства колонн осуществляют до кровли продуктивного пласта, закачку теплоносителя осуществляют через верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину с устья и забоя скважины, одновременно осуществляют отбор вязкой нефти или битума через нижнюю горизонтальную добывающую скважину с устья и забоя скважины при помощи сваба, причем траекторию ствола добывающей горизонтальной скважины размещают не ниже минимального расстояния до подошвы пласта вязкой нефти, или битума, или водобитумного контакта, увеличивающего безводный период эксплуатации скважин.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, сложность проводки пары непрерывных горизонтальных скважин, горизонтальные участки которых размещают один над другим в вертикальной плоскости на расстоянии, предотвращающем преждевременный прорыв конденсата к добывающей скважине;
- во-вторых, большие затраты на подготовку на теплоноситель, обусловленные большой длиной прогреваемого участка скважины;
- в-третьих, нет возможности удлинить скважину после ее обсаживания обсадными колоннами и цементирования их затрубного пространства;
- в-четвертых, добыча нефти осуществляется по отдельному стволу.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки месторождений высоковязкой нефти (патент RU №2363839, МПК 8 Е21В 43/24; Е21В 7/04; Е21В 43/10, опубл. в бюл. №22 от 10.08.2009 г.), плотность которой ниже плотности теплоносителя, включающий бурение основного ствола скважины, из которой производят бурение бокового горизонтального ствола, спуск в него перфорированной колонны, спуск насосно-компрессорных труб в основной ствол скважины, установку ниже интервала зарезки бокового горизонтального ствола пакера, который герметизирует пространство между насосно-компрессорной трубой и основной скважиной, закачку теплоносителя по одному стволу и отбор высоковязкой нефти или битума из другого ствола скважины, при этом перед установкой пакера в нижнюю необсаженную часть основного ствола скважины спускают на колонне труб отклонитель, который ориентируют выходным отверстием в направлении бокового горизонтального ствола и ниже его в пределах этого же продуктивного пласта, после чего при помощи гибкой трубы с гидромониторной насадкой формируют горизонтальный участок, размещенный под боковым горизонтальным стволом, после чего гибкую трубу и колонну труб с отклонителем извлекают из скважины, после установки пакера, но перед спуском насосно-компрессорных труб их оснащают трубчатым фильтром и расположенными выше ниппелем с отклонителем, оснащенным окном, выполненным в стенке насосно-компрессорных труб выше ниппеля, и обводным каналом, вход которого сообщен с надклиновым пространством колонны насосно-компрессорных труб, а выход - с подниппельным пространством колонны насосно-компрессорных труб, после чего колонну насосно-компрессорных труб спускают в основной ствол скважины до герметичного взаимодействия ниппеля с пакером с размещением трубчатого фильтра напротив горизонтального участка и расположением окна напротив интервала зарезки бокового горизонтального ствола пакера, затем перфорированную колонну на технологической колонне труб с дополнительным пакером спускают через колонну насосно-компрессорных труб, отклонитель и окно в боковой горизонтальный ствол до размещения перфорированной колонны труб в ее горизонтальном участке, после чего дополнительный пакер устанавливают между насосно-компрессорными трубами и технологической колонной труб выше окна, но ниже входа обводного канала, закачку теплоносителя в основной ствол скважины осуществляют по межтрубному пространству насосно-компрессорных труб и колонны технологических труб, обводному каналу, подниппельному пространству колонны насосно-компрессорных труб и фильтру, а отбор - из бокового горизонтального ствола через перфорированную колонну по технологической колонне труб.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, технологическая сложность осуществления, связанная с большими затратами на строительство горизонтальных участков в пласте высоковязкой нефти с применением отклонителя с гибкой трубой и гидромониторной насадкой;
- во-вторых, небольшая площадь и низкий коэффициент охвата тепловым воздействием пласта высоковязкой нефти горизонтальным участком, а также небольшая нефтеотдача пласта высоковязкой нефти из одного бокового горизонтального ствола;
- в-третьих, обводненение добываемой продукции в процессе разработки залежи высоковязкой нефти, при этом не предусмотрена изоляция обводняющихся участков залежи высоковязкой и тяжелой нефти.
Задачей изобретения является расширение площади теплового воздействия в пласте высоковязкой нефти и увеличение нефтеотдачи пласта высоковязкой нефти, а также упрощение технологии осуществления способа с возможностью снижения обводненности добываемой продукции в процессе разработки залежи высоковязкой нефти за счет изоляции обводнившихся участков горизонтальной добывающей скважины.
Поставленная задача решается способом разработки месторождений высоковязкой нефти, включающим бурение основного ствола скважины, из которой производят бурение верхнего и нижнего боковых горизонтальных стволов, в основной ствол, установку ниже интервала зарезки верхнего бокового горизонтального ствола нижнего пакера, спуск наружной и внутренней насосно-компрессорных труб (НКТ) в основной ствол скважины, установку между наружной НКТ и основным стволом верхнего пакера выше зарезки верхнего бокового ствола, закачку теплоносителя по межтрубному пространству НКТ и отбор продукции насосом по внутреннему пространству НКТ.
Новым является то, что боковые стволы бурят многозабойными с параллельными горизонтальными разветвлениями, закачку теплоносителя производят в верхний боковой горизонтальный ствол через межпакерное пространство, а отбор из нижнего бокового горизонтального ствола из подпакерного пространства, при обводнении продукции до 90-95% отбор продукции и закачку теплоносителя прекращают, после извлечения насоса в подпакерную зону закачивают кольматирующий гидрофильный состав, после технологической выдержки и спуска насоса отбор продукции и закачку теплоносителя возобновляют.
На фиг.1 и 2 схематично изображен предлагаемый способ разработки месторождения высоковязкой нефти на начальной стадии.
На фиг.3 схематично изображен предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой нефти в процессе закачки кольматирующего гидрофильного состава в нижний боковой горизонтальный ствол.
Производят строительство скважины, для этого бурят основной ствол 1 (см. фиг.1) до кровли 2 продуктивного пласта 3 высоковязкой нефти, после чего спускают в него колонну обсадных труб 4 и производят цементирование от кровли 2 продуктивного пласта 3 до устья с образованием цементного кольца 5.
n
Затем из зацементированной части основного ствола 1 производят зарезку (бурение) верхнего бокового горизонтального ствола 6 в продуктивный пласт 3, причем верхний боковой ствол 6 (см. фиг.1 и 2) бурят многозабойным с параллельными горизонтальными разветвлениями 7; 7′; 7" …7.
n
Далее удлиняют (бурят) вниз основной ствол 1 в пределах продуктивного пласта 3. После чего с нижнего конца основного ствола 1 бурят нижний боковой горизонтальный ствол 8 в пределах продуктивного пласта 3, причем нижний боковой горизонтальный ствол 8 также, как верхний 6, бурят многозабойным с параллельными горизонтальными разветвлениями 9; 9′; 9" …9.
Далее в основной ствол 1 на колонне труб (на фиг.1, 2 и 3 не показано) спускают проходной пакер 10 и производят его посадку, при этом пакер 10 должен находиться ниже интервала зарезки верхнего бокового горизонтального ствола 6, после чего колонну труб извлекают.
Далее в колонну обсадных труб 4 спускают наружную колонну НКТ 11 с пакером 12, который сажают на 10-15 м выше интервала зарезки верхнего бокового горизонтального ствола 6. Нижний конец колонны труб 11 должен находиться напротив интервала зарезки верхнего бокового горизонтального ствола 6.
Затем в основной ствол 1 спускают внутреннюю колонну НКТ 13, оснащенную насосом 14 любой известной конструкции, например электроцентробежным. Внутренняя колонна НКТ 13 проходит сквозь проходной пакер 10 и герметично фиксируется относительно пакера 10, при этом нижний конец внутренней колонны НКТ 13 должен размещаться в нижнем боковом горизонтальном стволе 8 за 10-15 м до входа в горизонтальное разветвление 9".
n
n
Начинают закачку теплоносителя (пара, горячей воды, газа) через межколонное пространство 15 и благодаря пакеру 10 теплоноситель попадает в верхний боковой горизонтальный ствол 6. Теплоноситель по верхнему боковому горизонтальному стволу 6 попадает в его многозабойные параллельные горизонтальные разветвления 7; 7′; 7" …7, а затем в продуктивный пласт 3 и начинает прогревать высоковязкую и тяжелую нефть в продуктивном пласте 1 выше многозабойных параллельных горизонтальных разветвлений 9; 9′; 9" …9 нижнего бокового горизонтального ствола 8.
В процессе закачки теплоносителя поддерживают расчетный температурный режим закачки теплоносителя (например, 220°С и давление закачиваемого теплоносителя Р=10 МПа) таким образом, чтобы пар, образующий паровую камеру в интервалах продуктивного пласта 1, эффективно прогревал высоковязкую нефть.
n
По мере закачки теплоносителя происходит прогревание высоковязкой нефти, которая разжижается, то есть снижается его вязкость и в прогретом состоянии высоковязкая и тяжелая нефть поступает в многозабойные параллельные горизонтальные разветвления 9; 9′; 9" …9 нижнего бокового горизонтального ствола 8, откуда поступает внутрь колонны труб 13 и попадает на прием насоса 14, который производит отбор прогретой высоковязкой и тяжелой нефти на поверхность.
n
В процессе разработки месторождения высоковязкой нефти происходит обводнение добываемой продукции, отбираемой из многозабойных параллельных горизонтальных разветвлений 9; 9′; 9" …9 нижнего бокового горизонтального ствола 8, что определяют по анализу проб, отбираемых на устье скважины (например, обводненность составляет 95% и при этом значении разработка месторождения высоковязкой нефти становится нерентабельной).
n
n
Добычу разогретой высоковязкой нефти из нижнего бокового горизонтального ствола 8 с многозабойным параллельными горизонтальными разветвлениями 9; 9′; 9" …9, а также закачку теплоносителя в верхний боковой горизонтальный ствол 6 бурят многозабойным с параллельными горизонтальными разветвлениями 7; 7′; 7" …7. Производят извлечение колонны труб 13 с насосом 14.
n
n
Далее по колонне труб 11 сквозь проходной пакер 10 спускают гибкую трубу 19, оснащенную снизу отклонителем 17 (см. фиг.3) любой известной конструкции, например ОГГТ-90 (отклонитель гидравлический для гибкой трубы) конструкции «ТатНИПИ-нефть» (г.Бугульма, Республики Татарстан, Российская Федерация) и производят по нему закачку кольматирующего гидрофильного состава в подпакерную зону 18, который по нижнему боковому стволу 8 попадает в его горизонтальные разветвления 9; 9'; 9" …9. В качестве кольматирующего гидрофильного состава используют, например, водную суспензию полиакриламида, которая не ведет к изменению проницаемости породы по углеводородам, при этом не является физическим блоком и задерживает или блокирует только поток воды в матрице продуктивного пласта 3, не препятствуя притоку разогретой высоковязкой нефти в горизонтальные разветвления 9; 9′; 9" …9 нижнего бокового горизонтального ствола 8.
После чего вновь спускают в добывающую скважину 2 насосное оборудование и запускают ее в эксплуатацию. После технологической выдержки извлекают гибкую трубу с отклонителем и вновь спускают колонну труб 13 с насосом 14 до герметичной фиксации колонны труб 13 относительно пакера 10 и возобновляют отбор продукции и закачку теплоносителя, как описано выше (см. фиг.1 и 2).
Предложенный способ технологически прост в осуществлении, а благодаря выполнению в боковых горизонтальных стволах многозабойных параллельных горизонтальных разветвлений расширяется площадь теплового воздействия в пласте высоковязкой нефти и увеличивается нефтеотдача пласта высоковязкой нефти, а снижение обводненности добываемой продукции в процессе разработки залежи высоковязкой нефти достигается путем закачки кольматирующего гидрофильного состава в многозабойные параллельные горизонтальные разветвления нижнего бокового горизонтального ствола, из которых происходит отбор продукции.