[1]Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к термическим способам добычи высоковязкой нефти и/или битума при наличии водоносных интервалов или водонефтяного контакта.
[2]Известен способ разработки нефтяной залежи с водонефтяными зонами (патент RU 2387812, МПК Е21В 43/24, опубл. 24.04.2010), включающий бурение, по крайней мере одной горизонтальной добывающей и одной нагнетательной скважин, закачку вытесняющего агента через нагнетательную и отбор продукции через добывающую скважины. Добывающую горизонтальную скважину размещают параллельно водонефтяной зоне на расстоянии, позволяющем вести эксплуатацию скважины с безводным режимом.
[3]Недостатками данного способа являются низкая эффективность при эксплуатации залежей с водонасыщенными зонами с неравномерной по горизонтали поверхностью, что осложняет установку режима отбора жидкости из скважины, предотвращающего подтягивание пластовых вод на забой скважины. Высокое расположение добывающей горизонтальной скважины от ВНК (5-6 м) снижает выработку извлекаемых запасов. Требуется бурение и обустройство дополнительной вертикальной нагнетательной скважины.
[4]Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума с водонефтяными зонами (патент RU №2522369, МПК Е21В 43/24, опубл. 10.07.2014), включающий строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой обсадных колонн, закачку вытесняющего агента с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины, при этом в качестве вытесняющего агента используют теплоноситель с температурой не менее 80°С, а перед эксплуатацией скважин проводят исследования для определения водоносных зон, примыкающих к добывающей скважине, после чего обсадную колонну, примыкающую к водоносным зонам этой скважины, последовательно от забоя к устью заполняют водоизолирующим составом, разрушающимся при превышении температуры стабильности данного состава, которую подбирают ниже температуры теплоносителя, после технологической выдержки изолирующего состава скважины вводят в эксплуатацию в обычном режиме.
[5]Недостатками данного способа являются:
[6]- сложность реализации, так как требуется использование точных пропорций химических реагентов, при даже небольшой ошибке, связанной с изменением термических условий в пласте, эффективность резко падает, а гелевая пробка может разрушиться ранее установленного срока до прогрева пласта за счет термоокислительной и механической деструкции, что может привести к подтягиванию пластовых вод к горизонтальному участку скважины.
[7]- при установке гелевой пробки в начало горизонтального участка скважины - «пяточную» часть или в середину горизонтального участка скважины - среднюю часть блокируется призабойная - «носочная» часть горизонтального участка скважины, следовательно, «носочная» часть скважины разработкой не охватывается.
[8]Технической задачей предполагаемого изобретения является создание простого и надежного в использовании способа разработки залежи сверхвязкой нефти с изоляцией водоносных интервалов в ранее пробуренной горизонтальной скважине.
[9]Техническая задача решается способом разработки залежи сверхвязкой нефти с водоносными интервалами, включающим строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой фильтров-хвостовиков, располагаемых в горизонтальных участках скважин, изоляцию водоносных интервалов, закачку вытесняющего агента с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды в верхнюю скважину и отбор продукции из нижней скважины.
[10]Новым является то, что в качестве рабочего агента используют пар, при обводнении продукции залежи больше уровня рентабельности проводят изоляцию горизонтального участка нижней скважины с водоносными интервалами, после чего проводят из участка выше интервала изоляции строительство дополнительного горизонтального участка, располагаемого выше горизонтального участка верхней скважины на 5±1 м, причем дополнительный горизонтальный участок, располагаемый выше соответствующего участка другой скважины, оборудуют фильтром-хвостовиком и используют под нагнетание пара, при этом добычу продукции залежи ведут из нижнего горизонтального участка другой скважины.
[11]На чертеже изображена схема реализации предлагаемого способа в разрезе нефтяного пласта залежи.
[12]Способ реализуют следующим образом.
[13]Способ разработки залежи 1 сверхвязкой нефти с водоносными интервалами 2, включает строительство горизонтальных добывающей 3 и расположенной выше нагнетательной скважин 4, горизонтальные участки которых оснащают фильтрами-хвостовиками 5. Осуществляют,прогрев залежи закачкой теплоносителя - парав обе горизонтальные скважины 3 и 4 до получения гидродинамической связи. Далее останавливают закачку и запускают на отбор добывающую скважину 3, продолжают закачку теплоносителя в нагнетательную скважину 4. При получении из нижней добывающей скважине 3 высокообводненной нерентабельной продукции останавливают отбор и закачку соответственно в скважинах 3 и 4. Производят при возможности извлечение ранее спущенного фильтра-хвостовика 5 из скважины 3 или вырезают окно (на черт. показано условно) в эксплуатационной колонне 6 этой скважины 3. Для изоляции водоносных интервалов 2 устанавливают цементный мост или пакер (на черт. не показаны) в начальной части горизонтального ствола или ниже окна в эксплуатационной колонне 6. После застывания цемента или установки пакера в скважине 3 производят бурение дополнительного горизонтального участка 7 из эксплуатационной колонны 6 нижней скважины 3 выше горизонтального участка скважины 4 на 5±1 м. Дополнительныйгоризонтальныйучасток7 оснащают фильтром-хвостовиком 5', а остальной участок дополнительного ствола скважины 3 обсаживается глухими трубами 8. После чего производят закачку пара в дополнительный участок 7 скважины 3, а продукцию залежи 1 отбирают из нижней скважины 4.
[14]Пример конкретного выполнения способа
[15]На Нижне-Кармальской залежи 1 сверхвязкой нефти, находящейся на глубине 145 м, со средней нефтенасыщенной толщиной 11,8 м с наличием водоносногоинтервала 2 в подошве, пластовой температурой 8°С, давлением 0,7 МПа, нефтенасыщенностью 0,7 д. ед., пористостью 29%, проницаемостью 2,5 мкм2, плотностью битума в пластовых условиях 979 кг/м3, вязкостью 145000 мПа, пробурили пару горизонтальных скважин: добывающую 3 и нагнетательную 4, горизонтальные участки которых снабдили фильтрами-хвостовиками 5, произвели закачку теплоносителя (пара) в обе скважины 3 и 4 с прогревом продуктивного пласта залежи 1 и созданием паровой камеры (не показана). После чего закачку пара осуществляли через нагнетательную скважину 4, отбирали продукцию за счет парогравитационного дренажа через добывающую скважину 3. Так как добываемая продукция оказалась высокообводненной (99% - более 95%) и, следовательно, нерентабельной, скважины 3 и 4 перевели в бездействие. Произвели извлечение ранее спущенного фильтра-хвостовика 5 из скважины 3, установили цементный мост в начальной части горизонтального участка скважины 3 с изоляцией водоносного интервала 2. После застывания цемента произвели бурение дополнительного горизонтального участка 7 из эксплуатационной колонны 6 нижней скважины 3 выше горизонтального участка скважины 4 на 5±1 м (разброс параметров связан с отклонениями при бурении). Новый пробуренный горизонтальный участок 7 скважины 3оснастили фильтром-хвостовиком 5', а оставшуюся часть до выхода на горизонталь обсадили глухими трубами 8. Для освоения залежи 1 произвели закачку пара через фильтр-хвостовик 5' в дополнительный горизонтальный участок 7 скважины 3, а продукцию залежи 1 отбирали из скважины 4.
[16]Данное решение позволило получить экономически рентабельный дебит 20 т/сут с обводненностью продукции 85%, а также сэкономить средства на строительстве и обустройстве новой скважины.
[17]Предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой нефти с водоносными интервалами прост и надежен в использовании из-за отсутствия необходимости применять сложные химические реагенты для изоляции водоносных интервалов, позволяет реанимировать скважину, пробуренную в плохих геологических условиях и значительно снижает затраты на бурение новой горизонтальной скважины.
