способ разработки залежей высоковязких нефтей или битумов при тепловом воздействии

Формула изобретения

Способ разработки залежей высоковязких нефтей и битумов при тепловом воздействии, включающий строительство добывающей скважины с горизонтальным вскрытым участком в продуктивном пласте, строительство нагнетательной скважины с горизонтальным вскрытым участком, расположенным над аналогичным участком добывающей скважины в этом же пласте, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции пласта из добывающей скважины, отличающийся тем, что горизонтальные скважины бурят параллельно в противоположных направлениях с размещением забоя напротив входа горизонтальной близлежащей скважины в пласт, по геофизическим исследованиям определяют нефтенасыщенность в зоне добывающей скважины, в зависимости от нефтенасыщенности в интервалы с наименьшей нефтенасыщенностью закачивают водонепроницаемый состав, для исключения гидродинамической связи изоляцию указанных участков производят с охватом смежных участков по 2-3 м с каждой стороны, закачку теплоносителя над изолированным участком добывающей скважины производят в меньшем объеме по сравнению с другими зонами за счет того, что по стволу горизонтальной нагнетательной скважины интервал вскрытия больше в 2 раза над изолированными участками горизонтальной добывающей скважины, чем над другими зонами.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей высоковязких нефтей или битумов при тепловом воздействии.

Известен способ разработки залежей вязких нефтей и битумов (патент РФ № 2322576, МПК E21B 43/24, опубл. бюл. № 11 от 20.04.2008), включающий бурение добывающей двухустьевой скважины, крепление ее эксплуатационной колонной с перфорированным участком, расположенным в продуктивном пласте, размещение в полости скважины поршня с силовыми тягами, которые на устьях скважины соединены с приводным узлом, причем поршень выполнен с возможностью реверсивного движения в скважине, дополнительно бурят нагнетательную скважину с профилем, параллельным профилю добывающей скважины, крепят ее эксплуатационной колонной с перфорированным участком, расположенным в том же продуктивном пласте выше добывающей скважины, поршень устанавливают с возможностью взаимодействия непосредственно с эксплуатационной колонной добывающей скважины и реверсивного перемещения в ее пределах, скоростью перемещения поршня обеспечивают отбор вязкой нефти и битума со скоростью, превышающей скорость обратной фильтрации нефти из полости скважины перед движущимся поршнем в пласт, на силовых тягах, с обеих сторон поршня устанавливают глубинные датчики для контроля температуры и давления в процессе отбора продукции из добывающей скважины.

Недостатками способа являются большая обводненность продукции из-за прорыва воды из нижележащего водоносного пласта в добывающую скважину, снижение пластового давления, затрудненный подъем жидкости на поверхность.

Также известен способ разработки залежей высоковязких нефтей и битумов при тепловом воздействии (патент РФ № 2425969, МПК E21B 43/24, опубл. бюл. № 11 от 10.08.2011), включающий строительство добывающей скважины с горизонтальным вскрытым участком в продуктивном пласте, строительство нагнетательной скважины с горизонтальным вскрытым участком, расположенным над аналогичным участком добывающей скважины в этом же пласте, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции пласта из добывающей скважины, в котором горизонтальные скважины бурят параллельно в противоположных направлениях с размещением забоя напротив входа горизонтальной близлежащей скважины в пласт.

Недостатками способа являются сложность регулирования самого процесса горения, а также потери углеводородов при его реализации.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент РФ № 2287677, МПК E21B 43/24, опубл. бюл. № 32 от 20.11.2006), включающий строительство добывающей двухустьевой горизонтальной скважины, параллельно ей строят нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину, создают проницаемую зону между скважинами за счет нагнетания водяного пара в обе скважины. После создания проницаемой зоны подают пар только в нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину, а по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине отбирают продукцию, при этом степень сухости закачиваемого пара периодически чередуют, вначале закачивают пар высокой степени сухости до увеличения приемистости нагнетательной двухустьевой горизонтальной скважины и доли пара в отбираемой продукции, а затем закачивают пар в малой степени сухости, объем которого определяют по повышению давления нагнетания, которое поддерживают не превышающим давления раскрытия вертикальных трещин, а продукцию отбирают по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине до полной выработки продуктивного пласта.

Недостатками способа являются большая обводненность продукции из-за прорыва воды из нижележащего водоносного пласта в добывающую скважину, снижение пластового давления, затрудненный подъем жидкости на поверхность.

Техническими задачами данного способа являются повышение нефтеотдачи, снижение обводненности продукции, поддержание пластового давления и температуры в стволе добывающей скважины.

Технические задачи решаются способом разработки залежей высоковязких нефтей и битумов при тепловом воздействии, включающим строительство добывающей скважины с горизонтальным вскрытым участком в продуктивном пласте, строительство нагнетательной скважины с горизонтальным вскрытым участком, расположенным над аналогичным участком добывающей скважины в этом же пласте, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции пласта из добывающей скважины.

Новым является то, что горизонтальные скважины бурят параллельно в противоположных направлениях с размещением забоя напротив входа горизонтальной близлежащей скважины в пласт, по геофизическим исследованиям определяют нефтенасыщенность в зоне добывающей скважины, в зависимости от нефтенасыщенности в интервалы с наименьшей нефтенасыщенностью закачивают водонепроницаемый состав, для исключения гидродинамической связи, изоляцию указанных участков производят с охватом смежных участков по 2-3 м с каждой стороны, закачку теплоносителя над изолированным участком добывающей скважины производят в меньшем объеме по сравнению с другими зонами за счет того, что по стволу горизонтальной нагнетательной скважины интервал вскрытия больше в 2 раза над изолированными участками горизонтальной добывающей скважины, чем над другими зонами.

Сущность изобретения.

В предложенном способе решаются задачи повышения нефтеотдачи, уменьшения объема закачки вытесняющего агента, снижения обводненности продукции, поддержания пластового давления, а также поддержания температуры пластового флюида, разогретого от закачки теплоносителя в стволе добывающей скважины, что облегчает его подъем на поверхность.

На чертеже представлена модель продуктивного участка пласта залежи высоковязкой нефти или битумов, где:

1 - продуктивный пласт высоковязких нефтей или битумов;

2 - горизонтальная добывающая скважина;

3 - горизонтальная нагнетательная скважина;

4 - водонасыщенные пропластки.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

В подошве продуктивного пласта 1 (см. фигуру) бурят одноустьевую или двухустьевую горизонтальную добывающую скважину 2, через которую пойдет отбор продукции на расстоянии от водонефтяного контакта h 2-3 м. Далее бурят горизонтальную нагнетательную скважину 3, через которую будет производиться закачка теплоносителя, например пара.

По горизонтальной добывающей скважине 2 проводятся геофизические исследования, определяется пористость, проницаемость, нефтенасыщенность. По параметру "нефтенасыщенность" учитываются зональные неоднородности. Исходя из данных исследований относительных фазовых проницаемостей по кернам, определяется критическая нефтенасыщенность, при которой будет наблюдаться поступление высокообводненной продукции. Выделяются интервалы 4 в добывающей скважине, в которых нефтенасыщенность ниже установленного критического значения. Производится обработка данных интервалов водоизоляционным составом 5 с охватом смежных участков по 2 м с каждой стороны. Далее по способу в горизонтальную нагнетательную скважину 3 закачивают теплоноситель, например пар, температурой 180-250°C, при этом над изолированными интервалами 5 горизонтальной добывающей скважины 2 закачку теплоносителя производят в меньшем объеме. Добывающая горизонтальная скважина 2 работает в обычном режиме.

Тепло от пара снижает вязкость тяжелой нефти или битума, способствует ее продвижению к стволу горизонтальной добывающей скважины 2. Закачку пара ведут до полной выработки межскважинной зоны.

Изоляция водонасыщенных пропластков 4, через которые проходит добывающая скважина 2 (см. чертеж), позволит снизить обводненность продукции и тем самым рационально использовать внутрипластовое давление в залежи, а также избежать снижения температуры в стволе скважины, что даст возможность не повышать вязкость пластового флюида и облегчить его подъем на поверхность, уменьшить объемы закачки вытесняющего агента и увеличить площадь охвата воздействием.

Пример конкретного выполнения.

Разрабатывают залежь высоковязкой нефти. На ней имеется высокопродуктивная зона толщиной 50-60 м с температурой 8°C, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0,70 д. ед., пористостью 0,3 д. ед, проницаемостью 0,6 мкм ², плотностью нефти 956 кг/м³ и вязкостью 600 мПа·с.

В подошве продуктивного пласта 1 (см. чертеж) бурят одноустьевую или двухустьевую горизонтальную добывающую скважину 2 длиной 150 м, через которую пойдет отбор и контроль продукции, на расстоянии от водонефтяного контакта 2-3 м. Далее бурят горизонтальную нагнетательную скважину 3 длиной 140 м, через которую будет производиться закачка теплоносителя, например пара. Расстояние между скважинами 20 м.

По горизонтальной добывающей скважине 2 проводятся геофизические исследования, определяется пористость, проницаемость, нефтенасыщенность. По параметру "нефтенасыщенность" учитываются зональные неоднородности. Исходя из данных исследований относительных фазовых проницаемостей по кернам, критическая нефтенасыщенность составила 0,4 д. ед. Было выделено два интервала 4 в добывающей скважине, в которых нефтенасыщенность ниже установленного критического значения:

1. 101,0-105,6 м (средняя нефтенасыщенность интервала 0,37 д. ед.).

2. 133,4-140,6 м (средняя нефтенасыщенность интервала 0,32 д. ед.).

Производится обработка данных интервалов водоизоляционным составом 5 с охватом смежных участков по 2 м с каждой стороны. В результате были изолированы интервалы:

99,0-107,6 м;

131,4-142,6 м.

По стволу горизонтальной нагнетательной скважины 3, над изолированными зонами 5 добывающей горизонтальной скважины 2 интервал вскрытия составляет 1 м. В остальных зонах интервал вскрытия составляет 0,5 м.

Далее через горизонтальную нагнетательную скважину 3 производят закачку пара по всему стволу температурой 180-250°C, сухостью 0,8 д. ед. до достижения температуры добываемой продукции пласта 1, близкой к критической (100-110°C). После чего объем закачки пара снижают во избежание прорыва пара и для поддержания "паровой подушки".

Тепло от пара снижает вязкость тяжелой нефти или битума, способствует ее продвижению к стволу вертикальной добывающей скважины 2. Закачку пара ведут до полной выработки межскважинной зоны.

Благодаря данному способу разработки залежей высоковязких нефтей или битумов при тепловом воздействии повышается нефтеотдача пласта, снижается обводненность продукции, уменьшаются объемы закачки вытесняющего агента, поддерживается пластовое давление, а также не снижается температура пластового флюида, разогретого от закачки теплоносителя в стволе добывающей скважины, что облегчает его подъем на поверхность.