СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ И/ИЛИ БИТУМА С ВОДОНЕФТЯНЫМИ ЗОНАМИ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к термическим способам добычи высоковязкой нефти и/или битума.

Известен способ разработки нефтебитумной залежи (патент RU №2287677, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.11.2006), включающий бурение горизонтальной скважины, бурение дополнительной горизонтальной скважины под горизонтальной скважиной в пределах этого же продуктивного пласта, закачку теплоносителя в верхнюю горизонтальную скважину, добычу высоковязкой нефти и/или битума из нижней горизонтальной скважины.

Недостатками данного способа являются техническая сложность регулирования режима отбора жидкости и закачки пара, длительные сроки обводненного начального периода разработки залежи, высокие энергетические затраты.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки нефтяной залежи с водонефтяными зонами (патент RU №2387812, МПК Е21В, 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.

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.

Техническими задачами предлагаемого способа являются сокращение сроков высокообводненного периода эксплуатации залежи высоковязкой нефти и/или битума с водонефтяными зонами и подошвенной водой, минимизация энергетических затрат.

Поставленная задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума с водонефтяными зонами, включающим 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.

Новым является то, что 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 заполняют горизонтальную часть интервала перфорации эксплуатационной колонны, примыкающую к водоносным зонам, последовательно от забоя к устью 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.

В качестве водоизолирующего состава могут использоваться гелевые составы полисахаридов растительного происхождения: гуара, метилцеллюлозы и др.

На чертеже изображена схема расположения нагнетательной и добывающих скважин с прилегающей водонефтяной зоной в разрезе нефтяного пласта. Способ реализуется следующим образом.

При разработке залежи высоковязкой нефти и/или битума методом закачки пара в пласт бурят горизонтальную добывающую скважину 1, по уточненным геологическим данным выше нее на 5-10 м располагают нагнетательную скважину 2. Закачивают пар в нагнетательную скважину в количестве 5-6 т на 1 м длины горизонтального ствола при давлении, не превышающем давления гидроразрыва пласта. После чего из добывающей скважины 1 производят отбор продукции, проводят термодинамическое исследование с целью определения профиля притока жидкости из пласта, выявляют его интервал 3, и заполняют его водоизолирующим составом 4. После технологической паузы на время гелеобразования производят отбор жидкости из добывающей скважины 1.

По мере улучшения гидродинамической связи между скважинами 1 и 2, увеличения пластовой температуры и давления водоизолирующий состав 4 постепенно разрушается, открывая при этом ранее закрытый интервал фильтра, приток нефти за счет увеличения ее подвижности увеличивается.

Пример конкретного выполнения способа

На Ашальчинском месторождении залежей битума, находящемся на глубине 90 м, коллектор представлен неоднородными пластами толщиной 20-30 м с наличием водонефтяных зон, пластовой температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0,7 д. ед., пористостью 30%, проницаемостью 2,65 мкм², плотностью битума в пластовых условиях 960 кг/м³, вязкостью 22000 мПа, пробурили пару горизонтальных скважин: добывающую 1 и нагнетательную 2. Провели освоение скважин и пробную эксплуатацию. Для этого закачали пар в обе скважины 1 и 2 в количестве 5-6 тонн на 1 м длины горизонтального ствола, после чего в нагнетательную скважину 2 закачку пара продолжили, а из добывающей 1 произвели отбор жидкости. Дебит битумной нефти при этом составил 13 т/сут, с обводненностью продукции 96%. С помощью термометрии (оптоволоконного кабеля - на чертеже не показан) определили интервал водоносной зоны 3 поступления пластовой воды. Данный интервал (горизонтального фильтра) заполнили водоизолирующим составом 4 на основе гуаровой камеди, приток воды снизился до обводненности 89%. После повышения пластовой температуры, забойного давления и образования устойчивой гидродинамической связи между скважинами 1 и 2 произошло постепенное разрушение водоизолирующего состава с увеличением фильтрующей поверхности ствола скважины, дебит скважины по битумной нефти увеличился и достиг 24 т/сут.

Предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума с водонефтяными зонами позволил снизить обводненность продукции, увеличить дебит скважины, снизить энергетические затраты в начальный период разработки.