способ разработки месторождения высоковязкой нефти

Формула изобретения

Способ разработки месторождения высоковязкой нефти, включающий бурение скважины с горизонтальным стволом, установку перфорированной в интервале продуктивного пласта обсадной колонны, цементирование затрубного пространства от кровли продуктивного пласта до устья скважины, спуск в обсадную колонну колонны насосно-компрессорных труб до интервала перфорации в оконечной части, постановку пакера, подачу теплоносителя по колонне насосно-компрессорных труб, отбор продукта через перфорацию обсадной колонны в начале горизонтального участка и транспортирование его к устью по кольцевому межтрубному пространству, отличающийся тем, что горизонтальный ствол скважины проводят нисходящим профилем через весь продуктивный пласт, в качестве колонны насосно-компрессорных труб используют перфорированную в нижней части колонну насосно-компрессорных труб, внутрь перфорированной в нижней части колонны насосно-компрессорных труб спускают дополнительную колонну насосно-компрессорных труб, ставят пакер в нижней части интервала перфорации между колоннами насосно-компрессорных труб, по дополнительной колонне насосно-компрессорных труб закачивают тампонирующий материал, а затем теплоноситель, отбирают продукт из продуктивного пласта через перфорацию обсадной колонны и перфорацию перфорированной в интервале продуктивного пласта колонны насосно-компрессорных труб, транспортируют продукт к устью по кольцевому межтрубному пространству между колоннами насосно-компрессорных труб, отбор продукта ведут до резкого снижения дебита скважины, последовательно приподнимают колонны насосно-компрессорных труб на новые местоположения вверх до кровли продуктивного пласта и повторяют операции до полной выработки продуктивного пласта.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой нефти.

Известен способ разработки нефтяного месторождения, включающий бурение вертикальной скважины, спуск двух колонн насосно-компрессорных труб, закачку теплоносителя по внутренней колонне насосно-компрессорных труб и отбор по межтрубному пространству нефти (Патент РФ №2206728, кл. Е 21 В 43/24, опубл. 20.06.2003).

Основным недостатком известного способа является низкий коэффициент нефтеизвлечения за счет малого охвата пласта воздействием по площади.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяного месторождения, включающей бурение скважин с горизонтальным стволом, установку в пробуренную скважину перфорированной обсадной колонны, цементирование затрубного пространства до горизонтального ствола, спуск в обсадную колонну колонны насосно-компрессорных труб до интервала перфорации в оконечной части, центрирование их в обсадной колонне с помощью пакера, подачу теплоносителя по колонне насосно-компрессорных труб за пакер, отбор продукта через перфорацию обсадной колонны в начале горизонтального участка и транспортирование его к устью по кольцевому межтрубному пространству (Патент РФ №2067168, кл. Е 21 В 43/24, опубл. 27.09.96 - прототип).

Основным недостатком известного способа является низкий охват пласта по разрезу. Кроме того, при прорыве вытесняющего агента в интервал добычи не имеется возможности регулировать охват пласта, как по разрезу, так и по площади.

Задачей предлагаемого изобретения является повышение нефтеизвлечения за счет увеличения охвата пласта агентом воздействия при последовательной отработке всего пласта.

Задача решается тем, что в способе разработки месторождения высоковязкой нефти, включающем бурение скважины с горизонтальным стволом, установку перфорированной в интервале продуктивного пласта обсадной колонны, цементирование затрубного пространства от кровли продуктивного пласта до устья скважины, спуск в обсадную колонну колонны насосно-компрессорных труб до интервала перфорации в оконечной части, постановку пакера, подачу теплоносителя по колонне насосно-компрессорных труб, отбор продукта через перфорацию обсадной колонны в начале горизонтального участка и транспортирование его к устью по кольцевому межтрубному пространству, согласно изобретению горизонтальный ствол скважины проводят нисходящим профилем через весь продуктивный пласт, в качестве колонны насосно-компрессорных труб используют перфорированную в нижней части колонну насосно-компрессорных труб, внутрь перфорированной в нижней части колонны насосно-компрессорных труб спускают дополнительную колонну насосно-компрессорных труб, ставят пакер в нижней части интервала перфорации между колоннами насосно-компрессорных труб, по дополнительной колонне насосно-компрессорных труб закачивают тампонирующий материал, а затем теплоноситель, отбирают продукт из продуктивного пласта через перфорацию обсадной колонны и перфорацию перфорированной в интервале продуктивного пласта колонны насосно-компрессорных труб, транспортируют продукт к устью по кольцевому межтрубному пространству между колоннами насосно-компрессорных труб, отбор продукта ведут до снижения дебита скважины до минимально рентабельного уровня, последовательно приподнимают колонны насосно-компрессорных труб на новые местоположения вверх до кровли продуктивного пласта и повторяют операции до полной выработки продуктивного пласта.

Признаками изобретения являются:

1. бурение скважины с горизонтальным стволом;

2. установка перфорированной в интервале продуктивного пласта обсадной колонны;

3. цементирование затрубного пространства от кровли продуктивного пласта до устья скважины;

4. спуск в обсадную колонну колонны насосно-компрессорных труб до интервала перфорации в оконечной части;

5. постановка пакера;

6. подача теплоносителя по колонне насосно-компрессорных труб;

7. отбор продукта через перфорацию обсадной колонны в начале горизонтального участка;

8. транспортирование продукта к устью по кольцевому межтрубному пространству;

9. проведение горизонтального ствола скважины нисходящим профилем через весь продуктивный пласт;

10. в качестве колонны насосно-компрессорных труб использование перфорированной в нижней части колонны насосно-компрессорных труб;

11. спуск внутрь перфорированной в нижней части колонны насосно-компрессорных труб дополнительной колонны насосно-компрессорных труб;

12. постановка пакера в нижней части интервала перфорации между колоннами насосно-компрессорных труб;

13. по дополнительной колонне насосно-компрессорных труб закачивание тампонирующего материала, а затем теплоносителя;

14. отбор продукта из продуктивного пласта через перфорацию обсадной колонны и перфорацию перфорированной в интервале продуктивного пласта колонны насосно-компрессорных труб;

15. транспортирование продукта к устью по кольцевому межтрубному пространству между колоннами насосно-компрессорных труб;

16. отбор продукта до снижения дебита скважины до минимально рентабельного уровня;

17. последовательное поднятие (опускание) колонны насосно-компрессорных труб на новые местоположения вверх до кровли (вниз до подошвы) продуктивного пласта и повторение операций до полной выработки продуктивного пласта.

Признаки 1-8 являются общими с прототипом, признаки 9-17 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

При разработке залежи высоковязкой нефти часть извлекаемых запасов остается в продуктивном пласте вследствие низкого охвата пласта воздействием. Задачей предлагаемого изобретения является повышение нефтеизвлечения за счет увеличения охвата пласта воздействием при последовательной отработке всего пласта.

На фиг.1-4 представлена схема реализации предлагаемого способа: на фиг.1 - операция проводки горизонтального ствола, на фиг.2 - операция спуска колонны насосно-компрессорных труб, на фиг.3 - операция закачки тампонирующего материала и теплоносителя, на фиг.4 - операция по подъему колонны насосно-компрессорных труб на новое местоположение и отработки пласта.

Условные обозначения: 1 - продуктивный пласт; 2 - перфорированная обсадная колонна; 3 - интервал перфорации; 4 - центратор; 5 - первая колонна насосно-компрессорных труб; 6 - интервалы перфорации; 7 - вторая дополнительная колонна насосно-компрессорных труб; 8 - пакер; 9 - манжета; 10 - тампонирующий материал; 11 - теплоноситель; 12 - выработанный интервал продуктивного пласта.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

На месторождении высоковязкой нефти бурят горизонтальную скважину с нисходящим профилем, т.е. с пересечением всего разреза по простиранию продуктивного пласта 1 под зенитным углом от 80 до 90° (фиг.1). В пробуренную скважину устанавливают обсадную колонну 2, перфорированную отверстиями 3, цементируют затрубное пространство до начала горизонтального участка. Затем внутри обсадной колонны 2 устанавливают на центраторах 4 колонну насосно-компрессорных труб 5, с перфорационными отверстиями 6 (фиг.2) и манжетами 9. Спускают в колонну насосно-компрессорных труб 5 вторую дополнительную колонну насосно-компрессорных труб 7, центрируют ее в колонне насосно-компрессорных труб 5 с помощью пакера 8. Между обсадной колонной 2 и колонной насосно-компрессорных труб 5 в интервале перфорации 3 устанавливают манжеты 9.

По колонне насосно-компрессорных труб 7 проводят закачку (фиг.3) тампонирующего материала 10, необходимого объема для увеличения охвата пласта воздействием теплоносителя. В качестве тампонирующего материала 10 может быть использовано жидкое стекло, полимер с термостабилизатором и др. Далее осуществляют закачку теплоносителя в оконечную часть горизонтального ствола под расчетным давлением выше внутрипластового давления продуктивного пласта 1. Одновременно создаются попеременные изменения градиентов давления по линиям тока от оконечной части горизонтального участка к интервалам перфорации колонны насосно-компрессорных труб за счет создания напора со стороны закачки (челночный процесс репрессионного и депрессионного воздействия по периметру размещения). Все это, как следует из физической сущности процесса, приводит к увеличению охвата коллекторов воздействием за счет вытеснения нефти, как по площади, так и по разрезу пласта, и к интенсификации добычи продукта. После выдержки расчетной продолжительности отбирают продукт (нефть) через интервал перфорации 6 по межтрубному пространству колонн насосно-компрессорных труб 5 и 7. Циклы закачки теплоносителя, выдержки и отбора продукта повторяют до снижения дебита ниже минимального рентабельного. Затем колонны насосно-компрессорных труб 5 и 7 поднимают на новое местоположение (фиг.4) выше выработанного интервала 12 и повторяют циклы.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают Ашальчинское месторождение высоковязкой нефти. На Ашальчинском месторождении с высоковязкой нефтью, находящейся на глубине 90 м, представленном неоднородными пластами толщиной 20-30 м с температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0,70 д.ед., пористостью 30%, проницаемостью 0,265 мкм² , с нефтью, имеющей плотность 956 кг/м³ и вязкость 10206 мПа·с, бурят горизонтальную скважину с нисходящим профилем. Бурение горизонтального участка нисходящего профиля длиной 400 м осуществляют по простиранию продуктивного пласта 1 (фиг.1). В пробуренную скважину устанавливают обсадную колонну 2, перфорированную отверстиями 3 до 25 метровой отметки выше оконечной части горизонтального участка, цементируют затрубное пространство до начала горизонтального участка. Затем внутри обсадной колонны 2 устанавливают перфорированную через каждые 20 м колонну насосно-компрессорных труб 5 (фиг.2), снабженную центраторами 4 и манжетами 9, спускают в нее вторую дополнительную колонну насосно-компрессорных труб 7, центрируют ее в колонне насосно-компрессорных труб 5 с помощью пакера 8. По колонне насосно-компрессорных труб 7 проводят закачку (фиг.3) тампонирующего материала 10 - жидкого стекла объемом 5 м³, далее осуществляют закачку теплоносителя - пара с температурой 320°С в оконечную часть горизонтального ствола под давлением 4,0 МПа, что выше внутрипластового давления продуктивного пласта 1. Подачу пара осуществляют до разжижения вязкой до текучего состояния нефти вокруг ствола 2 скважины. Расчетный объем пара составляет 5000 т.

После термокапиллярной пропитки расчетной продолжительности (10 суток) через интервал перфорации 6 отбирают продукцию по межтрубному пространству колонн насосно-компрессорных труб 5 и 7. При снижении температуры добываемой жидкости по скважине до 50°С возобновляют закачку пара в горизонтальную скважину. В дальнейшем продолжают чередовать циклы закачки пара в горизонтальную скважину с отбором из нее продукта (нефти) до снижения дебита ниже минимального рентабельного. Признаком выработки призабойной зоны скважины является резкое снижение дебита по нефти - менее 3 т/сут и рост обводненности продукта до 98%. Затем колонны насосно-компрессорных труб 5 и 7 поднимают на новое местоположение (фиг.4) выше выработанного интервала 11, закачивают тампонирующий материал (жидкое стекло), закачивают пар и начинают отбор. Отработку поинтервально повторяют по всему разрезу скважины нисходящего профиля. Эксплуатацию участка ведут до достижения проектной нефтеотдачи пласта 28%.

При использовании способа возможна обработка пласта с кровли продуктивного пласта к подошве в зависимости от геологического строения и свойств нефти. При малой анизотропии пласта и значительной вязкости нефти поинтервальную обработку ведут с кровли к подошве пласта. При значительной расчлененности обработку производят с подошвы пласта.

Благодаря последовательной отработке всего интервала горизонтального ствола увеличивается охват пласта воздействием, и равномерно вырабатываются все участки призабойной зоны пласта вокруг скважины и как результат - существенно повышается нефтеизвлечение. Сравнение эффективности применения предлагаемого способа приведено в таблице 1.

Из таблицы следует, что предложенный способ позволяет добыть дополнительно 162,5 тыс. т нефти.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеизвлечение высоковязкой нефти из продуктивного пласта.

Таблица 1
Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа
Показатели	Прототип	Предлагаемый способ
Балансовые запасы, тыс. т	650	650
Средний дебит по нефти, т/сут	10	20
Коэффициент охвата пласта воздействием, д.ед.	0,10	0,70
Коэффициент охвата пласта заводнением, д.ед.	0,60	0,80
Коэффициент вытеснения, д.ед.	0,50	0,50
Коэффициент извлечения нефти, д.ед.	0,03	0,28
Извлекаемые запасы нефти, тыс. т	19,5	182
Дополнительная добыча нефти, тыс. т	-	162,5
Ценность дополнительной добычи нефти, млн руб.	-	812,5
Затраты, млн руб.	-	50,0
Народно-хозяйственный эффект, млн руб.	-	762,5