Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин гидроразрыва пласта



Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин гидроразрыва пласта
Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин гидроразрыва пласта
Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин гидроразрыва пласта
Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин гидроразрыва пласта

Владельцы патента RU 2626482:

Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности реализации способа, равномерная и полная выработка запасов высоковязкой нефти или битума из залежи, увеличение охвата залежи тепловым воздействием с одновременным снижением эксплуатационных затрат. В способе разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин гидроразрыва пласта ГРП в залежи на расстоянии 100 м одна от другой на одной прямой последовательно бурят нагнетательные вертикальные скважины с вскрытием непроницаемого пропластка, причем после бурения каждую вертикальную нагнетательную скважину крепят обсадной колонной и выполняют в ней перфорацию в верхней и нижней частях продуктивного пласта и непроницаемом пропластке, проводят ГРП в интервале непроницаемого пропластка с образованием и креплением трещины разрыва. Выполняют геофизические исследования и определяют направление развития трещины по азимуту, ее высоту и полудлины, причем вертикальные нагнетательные скважины бурят на прямой, перпендикулярной направлению развития трещин разрыва, выполненных из первой и последующих нагнетательных вертикальных скважин. Затем на расстоянии 5 м выше непроницаемого пропластка над трещинами перпендикулярно направлению трещин разрыва на обоих концах бурят две нагнетательные горизонтальные скважины, под горизонтальными нагнетательными скважинами на расстоянии 5 м ниже непроницаемого пропластка бурят две горизонтальные добывающие скважины. Производят закачку в залежь теплоносителя через нагнетательные горизонтальные и вертикальные скважины, а отбор из залежи осуществляют из добывающих горизонтальных скважин. После снижения дебита из добывающих горизонтальных скважин на 50% из нагнетательных горизонтальных скважин между нагнетательными вертикальными скважинами выполняют поинтервальные ГРП с вскрытием непроницаемого пропластка с образованием и креплением трещин разрыва с применением облегченного проппанта, затем производят закачку в залежь теплоносителя через нагнетательные горизонтальные скважины, отбор из залежи осуществляют из добывающих горизонтальных скважин. 3 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к разработке залежей высоковязкой нефти или битума, содержащих непроницаемые пропластки, с применением трещин гидроразыва пласта (ГРП).

Известен способ разработки залежи нефти, расположенной над газовой залежью и отделенной от нее непроницаемым пропластком (патент RU №2478164, МПК Е21В 43/16, опубл. 27.03.2013., бюл. №9), включающий бурение вертикальных и горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин в нефтяной залежи, закачку рабочего агента в нагнетательные и отбор продукции из добывающих скважин. При этом бурят дополнительную горизонтальную скважину с прохождением ее горизонтального ствола в непроницаемом пропластке между залежами нефти и газа. Производят гидроразрыв в горизонтальной части ствола скважины в интервале непроницаемого участка с образованием трещин гидроразрыва, связывающих нефтяную и газовую залежи между собой. В процессе разработки залежи нефти при прорыве газа в стволы добывающих скважин производят периодическую закачку вязкой жидкости в дополнительную горизонтальную скважину до прекращения поступления газа в стволы этих добывающих скважин.

Недостатками способа являются:

- во-первых, низкий охват залежи действием рабочего агента по вертикали, рабочий агент распределяется только вдоль вертикальной нагнетательной скважины;

- во-вторых, низкая эффективность реализации способа, обусловленная большим расходом рабочего агента (сточной воды), закачиваемого в нагнетательную скважину, и низким дебитом добывающей скважины, при этом практически сразу после начала реализации способа происходит прорыв сточной воды напрямую в горизонтальной ствол добывающей скважины, что приводит к обводнению добываемой продукции;

- в-третьих, высокие эксплуатационные затраты на реализацию способа в процессе разработки залежи нефти, так как для проведения гидроразрыва необходимо бурить дополнительный горизонтальный ствол.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума (патент RU №2334095, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.09.2008, бюл. №26), включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента (пара в чередовании с воздухом) через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Горизонтальный ствол добывающей скважины проводят в 1,5-2,5 м над подошвой продуктивного пласта, горизонтальный ствол перфорируют. Выше горизонтального ствола добывающей скважины на 3,5-4,5 м размещают низ вертикальной нагнетательной скважины, перфорированной в интервале 0,5-1,5 м от низа. Вертикальную нагнетательную скважину размещают от вертикального ствола добывающей скважины на расстоянии, большем 2/3 длины горизонтального участка добывающей скважины, вплоть до конца горизонтального ствола.

Недостатками способа являются:

- во-первых, низкий охват залежи действием рабочего агента по вертикали, рабочий агент распределяется только вдоль вертикальной нагнетательной скважины;

- во-вторых, низкая эффективность реализации способа, обусловленная низким дебитом добывающей скважины, при этом практически сразу после начала реализации способа происходит прорыв рабочего агента из вертикальной нагнетательной скважины напрямую в горизонтальной ствол добывающей скважины из-за небольшого расстояния (3,5-4,5 м) между ними, что способствует обводнению добываемой продукции;

- в-третьих, неравномерный прогрев и неполная выработка запасов высоковязкой нефти или битума из залежи по всему интервалу горизонтального ствола рабочим агентом воздействия вследствие того, что в качестве рабочего агента используют пар в чередовании с воздухом;

- в-четвертых, высокие эксплуатационные затраты на реализацию способа в процессе разработки залежи высоковязкой нефти или битума, так как для проведения ГРП в залежи необходимо бурить дополнительный горизонтальный ствол.

Техническими задачами изобретения являются увеличение охвата залежи тепловым воздействием теплоносителя и повышение эффективности реализации способа в залежи высоковязкой нефти или битума с непроницаемым пропластком, а также обеспечение равномерной и полной выработки запасов высоковязкой нефти или битума из залежи, снижение эксплуатационных затрат при реализации способа.

Поставленные технические задачи решаются способом разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин гидроразрыва пласта - ГРП.

Новым является то, что в залежи на расстоянии 100 м одна от другой на одной прямой последовательно бурят нагнетательные вертикальные скважины с вскрытием непроницаемого пропластка, причем после бурения каждую вертикальную нагнетательную скважину крепят обсадной колонной и выполняют в ней перфорацию в верхней и нижней частях продуктивного пласта и непроницаемом пропластке, проводят ГРП в интервале непроницаемого пропластка с образованием и креплением трещины разрыва, выполняют геофизические исследования и определяют направление развития трещины по азимуту, ее высоту и полудлины, причем вертикальные нагнетательные скважины бурят на прямой, перпендикулярной направлению развития трещин разрыва, выполненных из первой и последующих нагнетательных вертикальных скважин, затем на расстоянии 5 м выше непроницаемого пропластка над трещинами перпендикулярно направлению трещин разрыва на обоих концах бурят две нагнетательные горизонтальные скважины, под горизонтальными нагнетательными скважинами на расстоянии 5 м ниже непроницаемого пропластка бурят две горизонтальные добывающие скважины, производят закачку в залежь теплоносителя через нагнетательные горизонтальные и вертикальные скважины, а отбор из залежи осуществляют из добывающих горизонтальных скважин, после снижения дебита из добывающих горизонтальных скважин на 50% из нагнетательных горизонтальных скважин между нагнетательными вертикальными скважинами выполняют поинтервальные ГРП с вскрытием непроницаемого пропластка с образованием и креплением трещин разрыва с применением облегченного проппанта, затем производят закачку в залежь теплоносителя через нагнетательные горизонтальные скважины, отбор из залежи осуществляют из добывающих горизонтальных скважин.

На фиг. 1-3 схематично и последовательно изображен процесс реализации способа.

Способ реализуют следующим образом.

Залежь 1 высоковязкой нефти или битума (см. фиг. 1 и 2) представлена верхней 2' и нижней 2'' частями продуктивного пласта, разделенными непроницаемым пропластком 2'''.

В залежи 1 на расстоянии а=100 м одна от другой на одной прямой последовательно бурят нагнетательные вертикальные скважины 3', 3'', …3n с вскрытием непроницаемого пропластка 2''' толщиной, например, b=2 м.

После бурения каждую вертикальную нагнетательную скважину 3', 3'', …3n крепят обсадной колонной и выполняют в ней перфорацию (на фиг. 1 показана условно) в верхней 2' и нижней 2'' частях продуктивного пласта и непроницаемого пропластка 2''', при этом забои в вертикальных нагнетательных скважинах 3', 3'', …3n выполняют ниже непроницаемого пропластка 2''', например, на расстоянии 3 м для проведения перфорации в нижней части 2'' продуктивного пласта залежи 1.

После выполнения перфорации в каждой вертикальной нагнетательной скважине 3', 3'', …3n (см. фиг. 1 и 2) проводят ГРП в интервале непроницаемого пропластка с образованием и креплением трещин разрыва 4', 4'', …4n.

После выполнения трещин разрыва 4', 4'', …4n в каждой вертикальной нагнетательной скважине 3', 3'', …3n выполняют геофизические исследования и определяют направление развития трещин по азимуту, высоту h', h'', …hn и полудлины l'1 и l'2;, l''1 и l''2, …ln1 и ln2 трещин разрыва 4', 4'', …4n соответственно.

Вертикальные нагнетательные скважины 3', 3'', …3n бурят на прямой, перпендикулярной направлению развития соответствующих трещин разрыва 4', 4'', …4n, выполненных из первой 3' и последующих нагнетательных вертикальных скважин 3'', …3n.

Например, бурят первую нагнетательную вертикальную скважину 3' с вскрытием непроницаемого пропластка 2'''. Крепят первую нагнетательную вертикальную скважину 3' обсадной колонной и перфорируют обсадную колонну (на фиг. 1-3 не показано) в верхней 2' и нижней 2'' частях продуктивного пласта, а также в интервале непроницаемого пропластка 2'''.

В первой нагнетательной вертикальной скважине 3' (см. фиг. 1 и 2) производят ГРП в интервале непроницаемого пропластка 2''' с образованием трещины 4' и креплением ее проппантом, например, фракции 20/40 меш с концентрацией 600 кг/м3.

Геофизическими исследованиями определяют направление развития трещины 4', высоту h и полудлины l'1 и l'2. С помощью акустического прибора MPAL определяют направление развития закрепленной проппантом трещины 4' по азимуту, например, с запада на восток (см. фиг. 1), высоту h' и полудлину l'1 и l'2. Например, высоту h'=8,5 м и полудлины l'1=32 м и l'2=37 м.

Аналогичным образом производят бурение нагнетательных вертикальных скважин 3''…3n с вскрытием непроницаемого пропластка 2''' (см. фиг. 1 и 2). Крепят нагнетательные вертикальные скважины 3''....3n обсадными колоннами и перфорируют обсадные колонны этих скважин в верхней 2' и нижней 2'' частях продуктивного пласта, а также в непроницаемом пропластке 2'''. Производят ГРП (см. фиг. 1 и 2) в интервале непроницаемого пропластка 2''' с образованием трещин 4''…4n и их креплением проппантом, например, фракции 20/40 меш с концентрацией 600 кг/м3.

После проведения ГРП в каждой нагнетательной вертикальной скважине 3''…3n с помощью акустического прибора MPAL определяют направление развития трещин разрыва 4''…4n по азимуту, например, с запада на восток, высоту h'' и полудлины l''1 и l''2.

Например, для трещин разрыва 4''…4n получили:

- для трещины разрыва 4'' высоту h''=10,0 м и полудлины l''1=34 м и l''2=36 м;

- для трещины разрыва 4''' высоту h'''=11,0 м и полудлины l'''1=38 м и l'''2=40 м;

- для трещины разрыва 4n высоту hn=9,0 м и полудлины 1n1=33 м и ln2=38 м.

Для создания надежной гидродинамической связи между верхней 2' (см. фиг. 1) и нижней 2'' частями продуктивного пласта, разделенными непроницаемым пропластком 2''', обеспечивающим расширение охвата залежи 1 по вертикали, должно соблюдаться условие

где h', h''…hn - высота закрепленной проппантом соответствующей трещины 4', 4''…4n, м;

k=2-4 - коэффициент перфорации, полученный опытным путем из условия обеспечения гидродинамической связи в нагнетательных вертикальных скважинах 3', 3''…3n между верхней 2' и нижней 2'' частями продуктивного пласта через соответствующие закрепленные проппантом трещины 4', 4''…4n, примем k=4,

b - высота непроницаемого пропластка 2''', м, например, b=2,0 м.

Подставляя каждое значение в условие (1), определяем:

h', h''…hn>k⋅b,

- для первой вертикальной нагнетательной скважины 3': h'=8,5 м > 4 ⋅ 2 м = 8 м;

- для второй вертикальной нагнетательной скважины 3'': h'' = 10,0 м > 4 ⋅ 2 м = 8 м;

- для третьей вертикальной нагнетательной скважины 3''': h''' = 11,0 м > 4 ⋅ 2 м = 8 м;

- для последней вертикальной нагнетательной скважины 3n: hn = 9,0 м > 4 ⋅ 2 м = 8 м.

Условие (1) соблюдается.

Если условие (1) не соблюдается, т.е. высота h', h''…hn одной или нескольких трещин разрыва 4', 4''…4n больше 8 м, то в этой скважине производится повторный ГРП с последующим повторным определением высоты закрепленной трещины геофизическим методом с помощью акустического прибора MPAL с целью соблюдения условия (1).

Затем на расстоянии с=5 м выше непроницаемого пропластка 2''' над трещинами перпендикулярно направлению трещин разрыва 4', 4''…4n, выполненных из соответствующих нагнетательных вертикальных скважин 3''…3n, и на обоих концах бурят две нагнетательные горизонтальные скважины 5 и 6. Под горизонтальными нагнетательными скважинами 5 и 6 на расстоянии d=5 м ниже непроницаемого пропластка 2''' бурят две горизонтальные добывающие скважины 7 и 8.

Например, с одной стороны полудлины трещин разрыва 4', 4''…4n: l'1=32 м; l''1=34 м; l'''1=38 м; ln1=33 м.

Из условия размещения нагнетательных 5, 6 и добывающих 7, 8 горизонтальных скважин в пределах трещин разрыва 4', 4''…4n минимальная полудлина l'1=32 м.

Таким образом, на расстоянии до 32 м, например на расстоянии е=30 м, от оси 9 ряда нагнетательных вертикальных скважин 3', 3''…3n друг под другом бурят сверху нагнетательную 5, а снизу добывающую 7 горизонтальные скважины.

С другой стороны полудлины трещин разрыва 4', 4''…4n: l'2=37 м; l''2=36 м; l'''2=40 м; ln2=38 м.

Из условия размещения нагнетательных 5 и 6 добывающих 7 и 8 горизонтальных скважин в пределах трещин разрыва 4', 4''…4n минимальная полудлина l''2=36 м.

Таким образом, на расстоянии до 36 м, например на расстоянии f=35 м, от оси 9 ряда нагнетательных вертикальных скважин 3', 3''…3n друг под другом бурят сверху нагнетательную 6, а снизу добывающую 8 горизонтальные скважины. Осуществляют крепление нагнетательных 5, 6 и добывающих 7, 8 горизонтальных скважин обсадными колоннами с последующей их перфорацией. Оснащают все скважины эксплуатационным оборудованием (на фиг. 1-3 не показано). Производят закачку в залежь 1 теплоносителя, например водяного пара, через нагнетательные 5, 6 горизонтальные и вертикальные скважины 3', 3''…3n.

Водяной пар через интервалы перфорации (на фиг. 2 показано условно) нагнетательных горизонтальных скважин 5 и 6 попадает в верхнюю часть 2' продуктивного пласта, а также через трещины разрыва 4', 4''…4n соответствующих нагнетательных вертикальных скважин 3', 3''…3n попадает одновременно в верхнюю 2' и нижнюю 2'' части продуктивного пласта, разогревая продукцию (высоковязкую нефть или битум) в залежи 1, благодаря чему в разы увеличивается охват залежи воздействием теплоносителя по вертикали, так как разогревание залежи производят по всей длине нагнетательных горизонтальных скважин одновременно, а не поинтервально, как описано в прототипе. Отбор разогретой продукции (высоковязкой нефти или битума) из залежи 1 производят через добывающие горизонтальные скважины 7 и 8 с помощью соответствующих насосов (на фиг. 1-3 не показаны).

После снижения дебита добывающих горизонтальных скважин 7 и 8 (см. фиг. 3) (одной добывающей горизонтальной скважины или одновременно обеих) на 50%, например дебит из добывающей горизонтальной скважины 7 снизился с 40 м3/сут до 20 м3/сут, т.е. на (40 м3/сут - 20 м3/сут) = 20 м3/сут или на (20 м3/сут - 100%) / 40 м3/сут = 50%, из нагнетательных горизонтальных скважин 5, 6 в интервалах между нагнетательными вертикальными скважинами 3', 3''…3n выполняют поинтервальные ГРП с вскрытием непроницаемого пропластка 2''' с образованием и креплением трещин разрыва 9', 9'', 9'''…9n с применением облегченного проппанта 10', 10'', 10'''…10n, например, фракции 20/40 меш с концентрацией 400 кг/м3 из нагнетательной горизонтальной скважины 5 и с образованием и креплением трещин разрыва 11', 11'', 11'''…11n с применением облегченного проппанта 12', 12'', 12'''…12n, например, фракции 16/20 меш с концентрацией 400 кг/м3 из нагнетательной горизонтальной скважины 6.

Рассмотрим выполнение поинтервального ГРП с образованием и креплением трещин разрыва 9', 9'', 9'''…9n с применением облегченного проппанта 10', 10'', 10'''…10n фракции 20/40 меш с концентрацией 400 кг/м3 из нагнетательной горизонтальной скважины 5.

Из нагнетательной горизонтальной скважины 5 (см. фиг. 3) в направлении от забоя к устью производят поинтервальные ГРП с вскрытием непроницаемого пропластка 2''', при этом в процессе проведения поинтервального ГРП из нагнетательной горизонтальной скважины 5 при образовании трещин разрыва 9', 9'', 9'''…9n в первой порции закачки жидкости ГРП используют облегченный проппант 10', 10'', 10'''…10n фракции 20/40 меш с концентрацией 400 кг/м3.

Например, первой порцией закачивают линейный гель в объеме 3,0 м3 с облегченным проппантом 10', 10'', 10'''…10n фракции 20/40 меш с концентрацией 400 кг/м3 плотностью 1050 кг/м3, который в начавшейся образовываться соответствующей трещине 9', 9'', 9'''…9n всплывает и исключает развитие трещины разрыва 9', 9'', 9'''…9n вверх в верхнюю часть 2' продуктивного пласта, далее, не прерывая процесса закачки, закачивают оставшийся объем линейного геля, например, 6 м3 без проппанта, что ввиду образования в верхней части трещины разрыва 9', 9'', 9'''…9n плотной набивки из облегченного проппанта 10', 10'', 10'''…10n фракции 20/40 меш с концентрацией 400 кг/м3 соответственно приводит к развитию трещин разрыва 9', 9'', 9'''…9n только вниз, т.е. в нижнюю часть 2'' продуктивного пласта. Затем производят крепление соответствующих развитых трещин разрыва 9', 9'', 9'''…9n проппантом (на фиг. 1-3 не показано), например, фракции 12/18 меш с концентрацией 800 кг/м3. Объемы закачиваемого линейного геля при проведении поинтервального ГРП с облегченным проппантом фракции 20/40 меш с концентрацией 400 кг/м3 и обычным проппантом фракции 12/18 меш с концентрацией 800 кг/м3 моделируются в любой известной программе.

После проведения поинтервального ГРП геофизическими методами, например, с помощью акустического прибора MPAL определяют полудлины L1, L2, L3…Ln, соответствующих трещин разрыва 9', 9'', 9'''…9n, выполненных в процессе поинтервального ГРП, гидродинамически сообщающих верхнюю 2' и нижнюю 2'' части продуктивного пласта в залежи 1.

Для создания надежной гидродинамической связи между верхней 2' (см. фиг. 2) и нижней 2'' частями продуктивного пласта, разделенными непроницаемым пропластком 2''', обеспечивающим расширение охвата залежи 1 по вертикали, а также с целью исключения прорыва трещины в нижнюю добывающую горизонтальную скважину, должно соблюдаться условие

где L1, L2, L3…Ln - полудлины закрепленных проппантом соответствующих трещин разрыва 8', 8'', 8'''…8n, м;

b - высота непроницаемого пропластка 2''', м, b=2,0 м;

с - расстояние от непроницаемого пропластка 2''' до верхней нагнетательной горизонтальной скважины 5, м, с=5,0 м;

d - расстояние от непроницаемого пропластка 2''' до нижней добывающей горизонтальной скважины 7 м, d=5,0 м.

Например, геофизическим методом с помощью акустического прибора MPAL, выполненным после проведения поинтервального ГРП определено, что все трещины 9', 9'', 9'''…9n, закрепленные проппантом, имеют следующие полудлины: L1=9,0 м, L2=10,5 м, L3=10,0 м, Ln=11,0 м.

Подставляя каждое значение в формулу (2), определяем

L1, L2, L3…Ln < 5 м + 2,0 м + 5 м = 12,0 м

- для первой трещины 9' поинтервального ГРП, выполненной из нагнетательной горизонтальной скважины 5: L1 = 9,0 м < 12,0 м;

- для второй трещины 9'' поинтервального ГРП, выполненной из нагнетательной горизонтальной скважины 5: L2 = 10,5 м < 12,0 м;

- для третьей трещины 9''' поинтервального ГРП, выполненной из нагнетательной горизонтальной скважины 5: L3 = 10,0 м < 12,0 м;

- для последней трещины 9n поинтервального ГРП, выполненной из нагнетательной горизонтальной скважины 5: Ln = 11,0 м < 12,0 м.

Как видно, условие (2) соблюдается.

Аналогичным образом выполняется поинтервальный ГРП из нагнетательной горизонтальной скважины 6 с образованием и креплением трещин разрыва 11', 11'', 11'''-11n с применением облегченного проппанта 12', 12'', 12'''…12n фракции 16/20 меш с концентрацией 400 кг/м3 и соблюдением условия (2).

Затем производят закачку в залежь 1 водяного пара через нагнетательные горизонтальные скважины 5 и 6, при этом закачку водяного пара в нагнетательные вертикальные скважины 3', 3'', 3'''…3n не производят (нагнетательные вертикальные скважины 3', 3'', 3'''…3n закрыты). Водяной пар через трещины разрыва 9', 9'', 9'''…9n и 11', 11'', 11'''…11n соответствующих нагнетательных горизонтальных скважин 5 и 6 распространяется одновременно в верхнюю 2' и нижнюю 2'' части продуктивного пласта между нагнетательными вертикальными скважинами 3', 3'', 3'''…3n, разогревая и вытесняя остатки высоковязкой нефти или битума через соответствующие трещины разрыва 4', 4'', 4'''…4n нагнетательных вертикальных скважин 3', 3'', 3'''…3n за счет сил гравитации вниз в соответствующие добывающие горизонтальные скважины 7 и 8.

Отбор разогретой высоковязкой нефти или битума из залежи 1 осуществляют из добывающих горизонтальных скважин 7 и 8 с помощью насосов.

Повышается эффективность реализации способа в залежи высоковязкой нефти или битума, так как трещины разрыва 4', 4'', 4'''…4n, выполненные из соответствующих нагнетательных вертикальных скважин 3', 3'', 3'''…3n, позволяют разорвать непроницаемый пропласток 2''', образовать гидродинамическую связь между верхней 2' и нижней 2'' частями продуктивного пласта в залежи 1 и одновременно закачивать теплоноситель в обе части продуктивного пласта, что позволяет равномерно прогреть залежь высоковязкой нефти или битума до более высокой температуры и тем самым снизить объемы закачиваемого теплоносителя и увеличить отбор (дебит) высоковязкой нефти или битума из добывающих горизонтальных скважин 7 и 8.

Обеспечивается равномерная и полная выработка запасов высоковязкой нефти или битума, находящихся в залежи 1, так как в предлагаемом способе сначала залежь 1 высоковязкой нефти или битума вырабатывается закачкой теплоносителя через трещины разрыва 4', 4'', 4'''…4n, выполненные из соответствующих нагнетательных вертикальных скважин 3', 3'', 3'''…3n, а после снижения дебита добывающих горизонтальных скважин 7 и 8 на 50% из нагнетательных горизонтальных скважин 5 и 7 между нагнетательными вертикальными скважинами 3', 3'', 3'''…3n выполняют поинтервальные ГРП с вскрытием непроницаемого пропластка 2''' с образованием соответствующих трещин разрыва 9', 9'', 9'''…9n и 11', 11'', 11'''…11n, через которые производят закачку теплоносителя одновременно в верхнюю 2' и нижнюю 2'' части пласта залежи 1 и вытесняют остатки разогретой высоковязкой нефти или битума, находящиеся между вертикальными нагнетательными скважинами 3', 3'', 3'''…3n, в добывающие горизонтальные скважины 7, 8. После чего насосом из добывающих горизонтальных скважин 7, 8 отбирают остатки высоковязкой нефти или битума из залежи 1. Причем из верхней части 2' продуктивного пласта разогретая высоковязкая нефть или битум вытесняется в нижнюю часть продуктивного пласта через трещины разрыва 4', 4'', 4'''…4n, выполненные из соответствующих нагнетательных вертикальных скважин 3', 3'', 3'''…3n, т.к. последние закрыты на устье с помощью задвижек.

Снижаются эксплуатационные затраты, так как при реализации способа в процессе разработки залежи высоковязкой нефти или битума для проведения гидроразрыва нет необходимости бурить дополнительный горизонтальный ствол.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин ГРП позволяет:

- повысить эффективность реализации способа;

- обеспечить равномерную и полную выработку запасов высоковязкой нефти или битума из залежи;

- увеличить охват залежи тепловым воздействием теплоносителя;

- снизить эксплуатационные затраты на реализацию способа.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин гидроразрыва пласта ГРП, характеризующийся тем, что в залежи на расстоянии 100 м одна от другой на одной прямой последовательно бурят нагнетательные вертикальные скважины с вскрытием непроницаемого пропластка, причем после бурения каждую вертикальную нагнетательную скважину крепят обсадной колонной и выполняют в ней перфорацию в верхней и нижней частях продуктивного пласта и непроницаемом пропластке, проводят ГРП в интервале непроницаемого пропластка с образованием и креплением трещины разрыва, выполняют геофизические исследования и определяют направление развития трещины по азимуту, ее высоту и полудлины, причем вертикальные нагнетательные скважины бурят на прямой, перпендикулярной направлению развития трещин разрыва, выполненных из первой и последующих нагнетательных вертикальных скважин, затем на расстоянии 5 м выше непроницаемого пропластка над трещинами перпендикулярно направлению трещин разрыва на обоих концах бурят две нагнетательные горизонтальные скважины, под горизонтальными нагнетательными скважинами на расстоянии 5 м ниже непроницаемого пропластка бурят две горизонтальные добывающие скважины, производят закачку в залежь теплоносителя через нагнетательные горизонтальные и вертикальные скважины, а отбор из залежи осуществляют из добывающих горизонтальных скважин, после снижения дебита из добывающих горизонтальных скважин на 50% из нагнетательных горизонтальных скважин между нагнетательными вертикальными скважинами выполняют поинтервальные ГРП с вскрытием непроницаемого пропластка с образованием и креплением трещин разрыва с применением облегченного проппанта, затем производят закачку в залежь теплоносителя через нагнетательные горизонтальные скважины, отбор из залежи осуществляют из добывающих горизонтальных скважин.



 

Похожие патенты:

Способ бурения бокового ствола нефтяной скважины включает сплошное вырезание интервала эксплуатационной колонны и цементного камня цилиндрической формы сверху и усеченного конуса снизу, изоляцию интервала расширения путем установки легкоразбуриваемой вставки из мягкого металла цилиндрической формы длиной более длины интервала вырезания, в верхней части которой выполнен канал, закачивание в интервал расширения твердеющего герметизирующего состава, разбуривание после его полимеризации легкоразбуриваемой вставки, установку в основном стволе временного цементного моста ниже точки зарезки бокового ствола и клина-отклонителя, разбуривание бокового ствола через затвердевший герметичный состав, бурение бокового ствола из основного, открывание основного ствола разбуриванием клина-отклонителя и временного цементного моста.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежей сверхвязких нефтей с газовой шапкой.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи битумных залежей с газовой шапкой.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений. Технический результат - повышение эффективности и качества паротеплового воздействия на пласт с высоковязкой нефтью, сохранение коллекторских свойств пласта, снижение тепловых потерь при реализации способа.

Изобретение относится к разработке нефтяных пластов и может быть использовано на нефтяных месторождениях с глубоким залеганием продуктивного пласта и присутствием нижележащего водоносного горизонта.

Изобретение относится к средствам управления направленным бурением для обеспечения горизонтального направленного бурения. Техническим результатом является повышение точности определения положения бурового инструмента.

Группа изобретений относится к области бурения. Система для контроля направления буровой компоновки в скважине содержит корпус, канал переменного потока флюида в корпусе, управляемый флюидом механизм привода в гидравлическом соединении с каналом переменного потока флюида, и отклоняющий сердечник, подсоединенный к выходу управляемого флюидом механизма привода.
Изобретение относится к бурению, а именно к способам контроля бурения скважин. Способ включает в себя бурение ствола скважины компоновкой бурильной колонны, состоящей из бурильных труб, долота, забойного двигателя, переводника, в котором расположен скважинный прибор, включающий в себя трехосевой датчик ускорения, и телеметрической системы, передающей информацию от скважинного прибора по беспроводному каналу связи на поверхность, при этом датчиком ускорения измеряется ускорение прибора по трем взаимно ортогональным осям, определяется средний темп повышенных ударных нагрузок по каждой из осей акселерометра и общее число превышений пороговых значений ускорения в процессе бурения, полученные значения кодируются и передаются телеметрической системой на поверхность, на основании полученных данных принимается решение о необходимости изменения режимов процесса бурения.

Группа изобретений относится к области наклонно-направленного бурения. Способ отклонения расширяемого узла с закругленной головкой содержит введение узла с закругленной головкой в основной ствол скважины, причем узел с закругленной головкой содержит корпус и наконечник с закругленной головкой, расположенный на дальнем конце корпуса и выполненный с возможностью перемещения между стандартной конфигурацией, в которой наконечник с закругленной головкой имеет первый диаметр, и приведенной в действие конфигурацией, в которой наконечник с закругленной головкой имеет второй диаметр, отличающийся от первого диаметра, продвижение узла с закругленной головкой к отклонителю, расположенному внутри основного ствола скважины и определяющему первый канал, имеющий заранее заданный диаметр и сообщающийся с нижним участком основного ствола скважины, и второй канал, сообщающийся с боковым стволом, и направление узла с закругленной головкой в нижний участок основного ствола скважины или боковой ствол на основании диаметра наконечника с закругленной головкой по сравнению с заранее заданным диаметром.

Изобретение относится к средствам контроля процесса строительства скважин. В частности, предложена система оперативного контроля и анализа процесса строительства скважин, включающая блок сбора и передачи данных, блок ввода данных, базу данных, блок администрирования, блок визуализации, модуль загрузки, состоящий из блока загрузки данных инклинометрии, блока загрузки данных исследований скважины, блока загрузки топографической информации по скважине.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - интенсификация добычи нефти и увеличение степени выработки запасов с одновременным снижением затрат на строительство скважин и минимизацией энергетических затрат на прогревание пласта, создание условий для периодического повышения температуры до 800-1200°C и более с распространением теплового фронта на заданную глубину от источника, сохранение в процессе прогрева фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны ствола, эксплуатируемого в режиме отбора продукции, а также сокращение числа спускоподъемных операций, повышение безопасности работ на скважинах.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для разработки залежи высоковязкой нефти и битума путем нагревания. Технический результат - повышение эффективности прогревания залежи, увеличение охвата залежи прогреванием, повышение объемов отбора нефти и битума, надежность способа.

Изобретение относится к экстракции легких фракций нефти и/или топлива из природного битума из нефтеносного сланца и/или нефтеносных песков. В способе природный битум экстрагируют путем водной сепарации из нефтеносного сланца и/или нефтеносных песков при образовании твердого остатка, летучие углеводороды отгоняют из природного битума перегонкой, при этом остается нерастворимый нефтяной кокс, включающий до 10% серы, газообразные углеводороды от перегонки разделяют путем фракционной конденсации на легкие фракции нефти, сырую нефть и различные топлива.
Способ относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам повышения нефтегазоотдачи скважин. Технический результат - увеличение зоны трещиноватого коллектора и его проницаемости.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с низкопроницаемым коллектором. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки залежи высоковязкой нефти или битума. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к добыче керогенсодержащей нефти внутрипластовым горением с вводом дополнительного топлива. Технический результат - повышение нефтеотдачи пласта путем вовлечения в разработку керогенсодержащих участков пласта. Способ характеризуется тем, что в пласты баженовской свиты закачивают дополнительное топливо - смесь легкой нефти, добытой из этой свиты, и нафталина с концентрацией 1-19% масс. Закачивают также кислородсодержащую смесь – воздух. Формируют топливо с преобразованием легкой нефти в тяжелую с увеличением ее плотности и вязкости. Продолжают закачку воздуха до воспламенения сформированного топлива в призабойной зоне нагнетательной скважины. Создают фронт горения этим топливом и воздействуют его теплом на керогенсодержащие породы до образования в них сети трещин. Обеспечивают возможность окисления и самовозгорания керогена, содержащегося в породе пластов баженовской свиты. Используют кероген в качестве источника топлива и вовлекают керогенсодержащие пласты в разработку. При этом продукцию отбирают через добывающие скважины. 3. з.п. ф-лы, 3 ил., 1 табл.

Изобретение относится к области промысловой геологии и может быть использовано в процессе добычи углеводородов из подземных геологических формаций. В данном документе описан способ измерения вязкости неньютоновской жидкости для поточного измерения и управления процессом. Процесс включает примешивание добавок к базовому флюиду для формирования неньютоновской жидкости. Неньютоновская жидкость подается в устройство для поточного измерения вязкости для получения результатов измерения реологических параметров. Затем введение добавок к базовому флюиду корректируется с учетом измеренных реологических параметров. Также раскрыта система, предназначенная для достижения указанных целей. Технический результат – повышение результативности корректировки процесса добычи углеводородов из подземных геологических формаций. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 8 ил.

Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - увеличение коэффициента извлечения нефти на залежах с низким пластовым давлением и наличием газовых шапок с одновременным снижением затрат на прогрев продуктивного пласта за счет исключения прорыва теплоносителя в газовые шапки. Способ разработки залежи битуминозной нефти из горизонтальной скважины включает строительство горизонтальной скважины с вскрытием продуктивного пласта, спуск насосно-компрессорных труб НКТ, подачу теплоносителя по НКТ и отбор продукции скважины. До начала строительства горизонтальной скважины производят исследования месторождения для выделения участков с наличием газовых шапок. Горизонтальную скважину располагают под газовой шапкой. При строительстве в ней располагают устройство контроля давления и температуры. В качестве рабочего агента применяют водяной пар, который циклически нагнетают при давлении, не превышающем давление в газовой шапке, сочетая с ожиданием термокапиллярной пропитки и последующим отбором продукции по НКТ. 1 ил., 1 пр.

Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - увеличение коэффициента извлечения нефти с одновременным снижением затрат на прогрев продуктивного пласта за счет исключения прорыва теплоносителя в газовые шапки. Способ разработки залежи битуминозной нефти из горизонтальной скважины включает строительство горизонтальной скважины с вскрытием продуктивного пласта, спуск насосно-компрессорных труб НКТ, подачу теплоносителя по НКТ и отбор продукции скважины. До начала строительства скважины производят исследования месторождения для выделения участков с наличием газовых шапок. Бурят оценочную скважину над горизонтальной скважиной с вскрытием газовой шапки. Горизонтальную скважину располагают под газовой шапкой. При строительстве в скважинах располагают устройства контроля давления и температуры. В качестве рабочего агента для оценочной скважины применяют инертный газ, который нагнетают в газовую шапку, соблюдая условие, что давление в газовой шапке должно быть больше на 5-20% давления нагнетания рабочего агента в горизонтальную скважину. В качестве рабочего агента для горизонтальной скважины применяют водяной пар, который нагнетают циклически, сочетая с ожиданием термокапиллярной пропитки и последующим отбором продукции по НКТ. 1 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат – повышение эффективности и надежности способа разработки, увеличение охвата залежи тепловым воздействием, равномерная и полная выработка запасов высоковязкой нефти или битума из залежи с одновременным снижением затрат. Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин гидроразрыва пласта включает бурение нагнетательной горизонтальной скважины над добывающей горизонтальной скважиной ей навстречу в залежи, представленной верхней и нижней частями продуктивного пласта, разделенными непроницаемым коллектором, крепление обсадными колоннами добывающей и нагнетательных скважин, перфорацию обсадных колонн, закачку теплоносителя через нагнетательную горизонтальную скважину, отбор разогретой продукции через добывающую горизонтальную скважину. Нагнетательную горизонтальную скважину бурят в верхней части продуктивного пласта в направлении главного минимального напряжения σmin, перфорируют обсадную колонну нагнетательной горизонтальной скважины на забое, производят прогрев интервала перфорации и выполняют из него гидроразрыв с созданием первой трещины, вскрывающей непроницаемый коллектор сверху вниз. Для создания первой трещины закачивают жидкость гидроразрыва с облегченным проппантом в концентрации, обеспечивающей развитие первой трещины вниз, крепят первую трещину закачкой жидкости-носителя с проппантом, создают гидродинамическую связь между верхней и нижней частями продуктивного пласта, затем геофизическими методами определяют длину первой трещины. После чего на расстоянии 3-5 м ниже первой трещины параллельно нагнетательной горизонтальной скважине в нижней части продуктивного пласта бурят добывающую горизонтальную скважину, перфорируют обсадную колонну добывающей горизонтальной скважины на забое, выполняют прогрев интервала перфорации и производят из него гидроразрыв с созданием второй трещины, вскрывающей непроницаемый коллектор снизу вверх. Для создания второй трещины закачивают жидкость гидроразрыва с утяжеленным проппантом в концентрации, обеспечивающей развитие второй трещины вверх, производят крепление второй трещины закачкой жидкости-носителя с проппантом и создают гидродинамическую связь между нижней и верхней частями продуктивного пласта, оснащают скважины эксплуатационным оборудованием. Производят закачку теплоносителя по нагнетательной горизонтальной скважине через первую трещину в залежь, а отбор высоковязкой нефти или битума из залежи производят через вторую трещину по добывающей горизонтальной скважине. 2 ил.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2016-07-27 2017-08-16T11:58:47
Наверх