способ разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти

Формула изобретения

Способ разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти, включающий бурение вертикальных нагнетательных и разветвленных горизонтальных добывающих скважин с горизонтальными стволами, закачку вытесняющей жидкости через вертикальные нагнетательные скважины и отбор продукции через разветвленные горизонтальные добывающие скважины, отличающийся тем, что вертикальные нагнетательные скважины бурят в приконтурной зоне залежи, а разветвления из горизонтальных стволов добывающих скважин пробуривают в нефтеносной зоне залежи со ступенчатым профилем, причем количество разветвлений соответствует количеству пропластков, отличающихся между собой проницаемостями в 1,5 и более раза, а длину каждого разветвления определяют расчетным путем в зависимости от проницаемости пласта и длины основного горизонтального ствола, при этом разработку залежи ведут при пластовом давлении выше давления насыщения нефти газом и ниже давления раскрытия трещин в залежи закачкой в нагнетательные скважины вытесняющего агента, в качестве которого используют газ, причем в призабойные зоны добывающих скважин периодически подвергают обработке паром, тогда когда температура добываемой продукции снизится до температуры, ниже которой вязкость нефти начинает резко расти.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, в частности к способам воздействия на трещиноватую залежь, содержащую высоковязкую нефть.

Способ разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти (патент РФ № 2321734, МПК ⁸ E21B 43/24, опубл. в бюл. № 10 от 10.04.2008 г.), включающий проходку горной выработки в нижней части или ниже нефтяного пласта, бурение из нее пологовосстающих нагнетательных и добывающих скважин, закачку пара в нагнетательные скважины, оборудованные насосно-компрессорными трубами, отбор нефти из добывающих скважин, причем перед закачкой пара в пласт в затрубное пространство нагнетательных скважин закачивают высоковязкий нетвердеющий раствор и осуществляют периодическую закачку пара в нагнетательные скважины, причем после прорыва пара в часть добывающих скважин прекращают закачку пара в нагнетательные скважины, являющиеся источником прорыва пара, а после снижения температуры в добывающих скважинах закачку пара возобновляют, при этом добывающие скважины, не реагирующие и/или слабореагирующие на закачку пара, переводят в скважины для одновременной закачки пара и отбора нефти, а после прорыва пара в затрубное пространство этих скважин прекращают из них отбор нефти.

Недостатком этого способа являются:

- во-первых, сложность осуществления способа, что связано с перекрытием пакером затрубного пространства скважин для одновременной закачки пара и отбора нефти, спущенным на насосно-компрессорных трубах, при этом надпакерное затрубное пространство заполняют высоковязким нетвердеющим раствором, закачку пара в пласт осуществляют через насосно-компрессорные трубы, а отбор нефти осуществляют через подпакерное затрубное пространство, причем подкачивают высоковязкий нетвердеющий раствор в затрубное пространство нагнетательных скважин при снижении его уровня ниже первоначального перед возобновлением закачки пара в пласт;

- во-вторых, возможны преждевременные прорывы пара по трещинам в добывающие скважины и горные выработки, что приводит к ограничению темпов закачки пара и снижению добычи нефти.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи нефти в слоистых карбонатных коллекторах (патент РФ № 2387815, МПК ⁸ E21B 43/20, опубл. в бюл. № 12 от 27.04.2010 г.), включающий размещение, бурение вертикальных нагнетательных и разветвленной горизонтальной добывающей скважины с горизонтальными стволами, закачку вытесняющей жидкости через вертикальные нагнетательные скважины и отбор продукции через разветвленную горизонтальную добывающую скважину, при этом выделяют не менее двух тонких карбонатных пластов-коллекторов, совпадающих в плане, расположенных в непосредственной близости друг от друга, разделенных глинистыми прослоями-перемычками, уточняют распространение нефтенасыщенных толщин пластов-коллекторов по площади залежи, выбирают участки с предельно-допустимыми эффективными нефтенасыщенными толщинами пластов-коллекторов не менее двух метров каждый, затем бурят разветвленную горизонтальную скважину для одновременной разработки двух и более пластов-коллекторов, размещают горизонтальные стволы в самых проницаемых интервалах пластов, причем стволы проводят в направлении увеличения эффективных нефтенасыщенных толщин, а длину стволов принимают обратно пропорциональной их проницаемости. Недостатками данного способа являются:

- во-первых, низкая эффективность вытеснения жидкостью (водой) отбираемой продукции из нефтеносной зоны, представленной карбонатными коллекторами трещиноватого типа, содержащих высоковязкую нефть, вследствие раскрытия трещин в этих коллекторах при давлении от 20 МПа и выше, поэтому происходит преждевременное раскрытие трещин, что приводит к неравномерному вытеснению высоковязкой нефти и увеличению обводненности продукции, а это не позволяет произвести полное вытеснение нефти из коллектора;

- во-вторых, низкая нефтеотдача, поскольку без прогрева призабойных зон добывающих горизонтально-разветвленных скважин в процессе разработки невозможно увеличить нефтеотдачу высоковязкой нефти из нефтеносной зоны залежи, вследствие увеличения вязкости нефти в процессе отбора;

- в-третьих, длину разветвленных стволов принимают обратно пропорциональной их проницаемости не зависимо от длины основного горизонтального ствола, что может привести к тому, что разветвленный ствол окажется короче оптимального для достижения рентабельного дебита, или, наоборот, длиннее оптимального, что вызывает дополнительные затраты на его бурение. Кроме того, разветвления, пробуренные в пропластках залежи, дренируют не равномерно ввиду их разнонаправленности.

Задачей изобретения является повышение эффективности вытеснения добываемой продукции и увеличение нефтеотдачи пласта за счет предотвращения прорывов вытесняющего агента в добывающие скважины, а также снижения вязкости нефти в призабойной зоне добывающих горизонтально-разветвленных скважин и выполнения разветвленных стволов из горизонтальной скважины оптимальной длины в зависимости от длины основного горизонтального ствола и проницаемости пласта, позволяющей достичь рентабельного дебита продукции из добывающих скважин.

Поставленная задача решается способом разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти, включающий бурение вертикальных нагнетательных и разветвленных горизонтальных добывающих скважин с горизонтальными стволами, закачку вытесняющей жидкости через вертикальные нагнетательные скважины и отбор продукции через разветвленные горизонтальные добывающие скважины.

Новым является то, что вертикальные нагнетательные скважины бурят в приконтурной зоне залежи, а разветвления из горизонтальных стволов добывающих скважин пробуривают в нефтеносной зоне залежи со ступенчатым профилем, причем количество разветвлений соответствует количеству пропластков, отличающихся между собой проницаемостями в 1,5 и более раза, а длину каждого разветвления определяют расчетным путем в зависимости от проницаемости пласта и длины основного горизонтального ствола, при этом разработку залежи ведут при пластовом давлении выше давления насыщения нефти газом и ниже давления раскрытия трещин в залежи закачкой в нагнетательные скважины вытесняющего агента, в качестве которого используют газ, причем призабойные зоны добывающих скважин периодически подвергают обработке паром, тогда когда температура добываемой продукции снизится до температуры, ниже которой вязкость нефти начинает резко расти.

На фиг.1 и 2 схематично изображен способ разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти.

Способ разработки залежи 1 (см. фиг.1 и 2) высоковязкой нефти включает бурение вертикальных нагнетательных скважин 2; 2'; 2''; 2ⁿ в приконтурной зоне залежи 1, например, на расстоянии 100-200 метров от контура нефтеносности 3, т.е. за нефтеносной зоной залежи 1 и горизонтальных добывающих скважин с горизонтальными стволами 4; 4'; 4''; 4ⁿ, пробуренных внутри контура 3, т.е. в нефтеносной зоне залежи 1.

Залежь 1 высоковязкой нефти представлена карбонатными трещиноватыми коллекторами в виде переслаивающихся плотных и пористо-каверновых, часто трещиноватых известняков, в разной степени доломитизированных и кальцитизированных, в которых содержаться значительные запасы высоковязкой нефти.

Для обеспечения равномерного дренирования из пропластков (на фиг.1 и 2 не показано) залежи 1 (см. фиг.1 и 2) с различными запасами нефти и проницаемостями определяют количество разветвлений соответствующих количеству пропластков, отличающихся между собой проницаемостями в 1,5 и более раза. Для этого гидродинамическими исследованиями определяют проницаемость - k пропластков залежи 1 высоковязкой нефти, измеряющуюся в Дарси (Д)=1,02×10 ^-8 см²=1,02×10^-12 м² =1 мкм². Например: для разветвления 5₁-k ₁=30 мД; для разветвления 5₁'-k₂ =56 мД; для разветвления 5₁''-k₃ =90 мД. Таким образом, из горизонтального ствола 4 со ступенчатым профилем необходимо пробурить три разветвления 5₁; 5₁'; 5₁'' (см. фиг.1 и 2).

Далее определяют длину каждого разветвления 5 ₁; 5₁'; 5₁'' из горизонтального ствола 4 разветвленной горизонтальной добывающей скважины 4 расчетным путем по формуле

где Q_зап.i - запасы нефти в i-м пропластке;

k_i - проницаемость i-го пропластка;

L_общ - соответственно общая проектная длина горизонтального ствола 4.

Например, как отмечено выше для трех пропластков залежи 1, в которые необходимо пробурить три разветвления: 5₁; 5₁'; 5₁'' из горизонтального ствола 4 разветвленной горизонтальной добывающей скважины 4, каждый из которых имеет, соответственно, запасы нефти: Q ₁=16 тыс.тонн; Q₂=27 тыс.тонн; Q₃ =35 тыс.тонн, и при общей проектной длине горизонтального ствола 400 м.

Тогда, подставляя в формулу (1), длина разветвления 5₁ составляет:

L₁ =(Q₁/k₁)×L_общ=16/30×400=213 м

Тогда, подставляя в формулу (1), длина разветвления 5₂':

L₂=(Q₂ /k₂)×L_общ=27/56×400=192 м

Тогда, подставляя в формулу (1), длина разветвления 5₃'':

L₃=(Q ₃/k₃)×L_общ=35/90×400=155,5 м.

Аналогичным образом определяют количество и длину разветвлений 5_m'; 5_m''; 5_m ⁿ (на фиг.1 и 2 не показано) для бурения из горизонтальных стволов 4'; 4''; 4ⁿ (см. фиг.1 и 2) разветвленных горизонтальных добывающих скважин. Далее из каждого горизонтального ствола 4; 4'; 4''; 4ⁿ разветвленных горизонтальных добывающих скважин со ступенчатым профилем бурят разветвления 5_m, 5 _m'; 5_m''; 5_m ⁿ (на фиг.1 и 2 не показано) в нефтеносной зоне залежи 1 (см. фиг.1 и 2).

Суммарный дебит по каждой разветвленной горизонтальной добывающей скважине складывается из дебитов, приходящихся на каждый пропласток, охваченный соответствующим разветвлением 5_m, 5_m'; 5_m ''; 5_m ⁿ, пробуренными из горизонтальных стволов 4; 4'; 4''; 4ⁿ разветвленных горизонтальных добывающих скважин, исходя из чего и подбирают производительность насосного оборудования для каждой разветвленной горизонтальной добывающей скважины. Оборудуют вертикальные нагнетательные скважины 2; 2'; 2''; 2ⁿ (см. фиг.1 и 2) и горизонтальные стволы 4; 4'; 4''; 4ⁿ разветвленных горизонтальных добывающих скважин соответствующим эксплуатационным оборудованием и начинают процесс разработки залежи 1 высоковязкой нефти.

Закачку вытесняющего агента, в качестве которой используют газ, например, природный газ, производят в вертикальные нагнетательные скважины 2; 2'; 2''; 2ⁿ, размещенные в приконтурной зоне 3 залежи 1. Газ вытесняет высоковязкую нефть (продукцию) из трещиноватых коллекторов залежи 1 к призабойным зонам разветвленных горизонтальных добывающих скважин.

Разработку залежи 1 ведут при пластовом давлении выше давления насыщения нефти газом, например 9,5 МПа, и ниже давления раскрытия трещин в залежи, например 20 МПа, т.е. пластовое давление в процессе разработки залежи высоковязкой нефти поддерживают в интервале от 9,5 МПа до 20 МПа. Величину давления насыщения, при котором определенный объем газа находится в растворенном состоянии в нефти, необходимо знать при разработке нефтяных залежей, с тем, чтобы как можно дольше не допускать снижения пластового давления ниже давления насыщения во избежание выделения из нефти растворенного газа и тем самым - перехода на работу залежи при менее эффективном газовом режиме. Процесс разработки залежи 1 высоковязкой нефти происходит при закрытых трещинах, т.е. при давлении ниже давления раскрытия трещин в залежи 1, поэтому отсутствуют прорывы вытесняющего агента (природного газа) по трещинам и происходит равномерное вытеснение добываемой продукции (высоковязкой нефти) и полная выработка ее запасов из залежи.

С целью повышения нефтеоотдачи в процессе разработки залежи призабойные зоны разветвленных горизонтальных добывающих скважин периодически подвергают обработке паром, тогда когда температура добываемой продукции снизится до температуры, ниже которой вязкость нефти начинает резко расти. Поэтому продукция, вытесненная газом в призабойные зоны разветвленных горизонтальных добывающих скважин, подогревается в ней, и далее попадает в стволы разветвлений 5_m, 5_m'; 5_m ''; 5_m ⁿ, (на фиг.1 и 2 не показано), пробуренными из горизонтальных стволов 4; 4'; 4''; 4ⁿ (см. фиг.1 и 2), разветвленных горизонтальных добывающих скважин, откуда продукция (высоковязкая нефть) с помощью насосного оборудования (на фиг.1 и 2 не показано) отбирается на поверхность. Подогрев в призабойной зоне разветвленных горизонтальных добывающих скважин вытесняемой из залежи 1 (см. фиг.1 и 2) высоковязкой нефти обеспечивает повышение нефтеоотдачи и снижает энергетическую нагрузку на насосное оборудование вследствие снижения вязкости продукции в призабойных зонах разветвленных горизонтальных добывающих скважин. Например, в процессе разработки залежи 1 температура добываемой продукции в одной или нескольких разветвленных горизонтальных добывающих скважинах снижается и как только она достигает температуры, ниже которой вязкость нефти начинает резко расти, например 50°C и ниже, что зависит от физико-химических свойств высоковязкой нефти и определяется для каждой залежи 1 высоковязкой нефти индивидуально, то останавливают те разветвленные горизонтальные добывающие скважины, в которых температура отбираемой продукции составляет 50°C и ниже. Производят закачку пара в их призабойные зоны, например пар при температуре 200-250°C закачивают в призабойные зоны разветвленных горизонтальных скважин с помощью паропередвижных установок (ППУ) до повышения температуры отбираемой продукции, обеспечивающей исключение резкого роста вязкости нефти, например до 70-80°C. После чего отбор продукции из разветвленных горизонтальных добывающих скважин возобновляют. Таким образом, периодически повторяют процесс обработки призабойных зон разветвленных горизонтальных добывающих скважин паром, как описано выше, тогда, когда температура добываемой продукции снизится до температуры, ниже которой вязкость нефти начинает резко расти.

Применение данного способа разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти обеспечивает то, что:

- разработку залежи ведут при пластовом давлении выше давления насыщения нефти газом и ниже давления раскрытия трещин в залежи, благодаря чему при закрытых трещинах отсутствуют прорывы вытесняющего агента по трещинам и происходит равномерное вытеснение добываемой продукции (высоковязкой нефти) и полная выработка ее запасов из залежи;

- повышение нефтеотдачи обеспечивается закачкой газа в приконтурную зону, поэтому из-за высокой подвижности газа воздействие на нефтеносную зону будет более интенсивным, происходит улучшение связи залежи с законтурной зоной, при этом коэффициент вытеснения нефти газом гораздо выше, чем при вытеснении жидкостью (водой);

- периодическая закачка пара за счет снижения вязкости нефти в призабойной зоне и выполнения разветвлений из горизонтальных скважин оптимальной длины позволяет повысить нефтеотдачу разветвленных горизонтальных добывающих скважин до рентабельных величин;

- разветвления из горизонтального ствола добывающих скважин выполнены в пропластках залежи с различными запасами нефти и проницаемостями в виде ступенчатого профиля, поэтому разветвления дренируют равномерно, что также позволяет повысить нефтеотдачу залежи.